302018_Instruktsia_turbiny_T_100

302018
Филиал ОАО «ТГК-16»- «Нижнекамская ТЭЦ (ПТК-1)»


УТВЕРЖДАЮ


Главный инженер
филиала ОАО «ТГК-16»
Нижнекамская ТЭЦ (ПТК-1)

_____________С.Ю.Олюнин

«_____» ___________2010г.







ИНСТРУКЦИЯ


по эксплуатации турбин марки
Т-100/120-130-2 ст.N 5,7 и
турбины марки Т-100/120-130-3 ст.N 10
КТЦ-2





Инструкцию должен знать:

1.
Начальник смены станции

2.
Начальник смены КТЦ-2

3.
Старший машинист турбинного отделения 7 разряда КТЦ-2

4.
Машинист ЦТЩУ паровыми турбинами 6 разряда КТЦ-2

5.
Машинист-обходчик по турбинному оборудованию 5 разряда КТЦ-2

6.
ИТР КТЦ-2






Срок действия установлен:

с______________20___г

по_____________20___г

Начальник КТЦ-2 ________________________

/подпись/

Продлен:

с______________20___г

по_____________20___г

Главный инженер НК ТЭЦ __________________________

/подпись/

Начальник КТЦ-2 _________________________________

/подпись/

г.Нижнекамск, 2010г

ИНСТРУКЦИЯ
ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ ТУРБИН Т-100/120-130-2 ст.№ 5,7,
Т-100/120-130-3 ст.№ 10.



Отметки о пересмотре:

Инструкция пересмотрена; " "__________200_ г.

Главный инженер - __________________

Начальник КТЦ-2 ___________________


Инструкция пересмотрена: " "___________200_ г.

Главный инженер _________________

Начальник КТЦ-2 _________________


Инструкция пересмотрена: " "___________200_ г.

Главный инженер __________________

Начальник КТЦ-2 __________________


















С О Д Е Р Ж А Н И Е

1. Введение___________________________________________
2. Краткая характеристика турбоустановки________________
2.1. Основные параметры и краткая характеристика режимов работы турбоустановки
2.2. Основные эксплуатационные данные по турбоустановке.
2.2.1. Система регулирования___________________________
2.2.2. Масляной системы_______________________________
2.2.3. Конденсационной установки_______________________
2.2.4. Регенеративной установки_________________________
2.2.5. Установки для подогрева сетевой воды______________
3. Указания мер по технике безопасности и пожарной безопасности
3.1. Несчастные случаи с людьми ________________________
3.2. Пожар в цехе______________________________________
3.3. Меры безопасности при эксплуатации и ремонте оборудования КТЦ-2
4. Подготовка турбоустановки к работе___________________
4.1. Подготовка турбины_________________________________
4.2. Подготовка масляной системы, органов регулирования, и парораспределения и автоматики_______________________________
4.3. Подготовка конденсационной и регенеративной установок.
4.4. Проверка защит, прогрев паропроводов и подготовка к пуску турбины
5. Пуск турбины_________________________________________
5.1. Общие указания по пуску турбины_____________________
5.2. Пуск турбины из холодного состояния__________________
5.3. Пуск турбины из неостывшего и горячего состояния______
6. Порядок перевода турбины на режим с отопительными отборами.
7. Порядок перевода турбины на режим без отопительных отборов.
8. Останов турбины______________________________________
9. Критерии и пределы безопасного состояния и режимов работы турбоустановки
10. Допускаемые нагрузки на турбину и сетевые подогреватели.
11. Обслуживание турбоустановки во время работы_________
12. Противоаварийные указания___________________________
13. Порядок допуска к ремонту оборудования______________
14. Вывод турбогенератора в ремонт _____________________
Приложения:1.Основные уставки защит и сигнализации.



1. В В Е Д Е Н И Е

Настоящая инструкция составлена на основании заводских материалов, существующей эксплуатационной инструкции, в соответствии с правилами ТЭ, ТБ, взрывопожаробезопасности и директивных материалов.
1.1. Эксплуатация турбоустановки должна производиться подготовленным персоналом, хорошо знающим общие правила эксплуатации турбинных установок, настоящую инструкцию и тепловую схему всей станции.
1.2.При изучении настоящей инструкции необходимо пользоваться следующими материалами:
1.2.1. Технические описания:
турбины;
системы регулирования;
вспомогательного оборудования;
валоповоротного устройства;
обогрева фланцев и шпилек;
промывочного устройства.

1.3. Значения избыточного давления указаны в кгс/см2 без слова "избыточное", в скобках МПа, величина которого также соответствует избыточному значению давления.
Перед значениями давления в абсолютных единицах стоит слово "абсолютное".
Значения вакуума даны применительно к барометрическому давлению 760 мм рт.ст. При другом барометрическом давлении следует вносить поправку на вакуум В, равную разности между 760 и фактическим барометрическим давлением В.
V=V760 - В
где V -требуемое значение вакуума В=760 - В

1.4. В данной инструкции приняты следующие сокращения:
ЦВД - цилиндр высокого давления;
ЦСД - цилиндр среднего давления;
ЦНД - цилиндр низкого давления;
ПНД - подогреватель низкого давления;
ПВД - подогреватель высокого давления;
ПСГ - подогреватель сетевой горизонтальный;
ГСР - гидравлическая часть системы регулирования;
ЭГСР - электрогидравлическая часть системы регулирования;
ГПЗ - главная паровая задвижка перед турбиной;
АВР - автоматическое включение резерва;
ЗАБ - золотник автомата безопасности;
КОС - клапан обратный с гидроприводом;
ГМН - главный масляный насос турбины;
ПМН - пусковой масляный насос турбины;
РМН - резервный масляный насос системы смазки турбины;
АМН - аварийный масляный насос системы смазки турбины;
МСУ - маслосистема уплотнений вала генератора;
МНУ - маслонасосы уплотнений вала генератора;
РМНУ - резервный маслонасос уплотнений вала генератора;
АМНУ - аварийный маслонасос уплотнений вала генератора;
МОУ - маслоохладитель уплотнений вала генератора;
НГО - насос газоохладителей генератора
ГСЗО - гидравлическая система защиты отбора;
ПГРД - предохранительный гидравлический регулятор давления
РТО - регулятор теплофикационного отбора



2. КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА.

2.1. Основные параметры и краткая характеристика режимов работы
турбоустановки.
2.1.1. Паровая турбина Т-100-120-130-2 и Т-100/120-130-3 УТМЗ конденсационная с двумя отопительными отборами предназначена для привода электрического генератора ТВФ-120-2,и отпуска тепла для нужд отопления.



Таблица 1
Основные параметры турбины

Наименование
параметров
Ед. изм.
Т-100/120-130-2
ст.№ 5,7
Т-100/120-130-3
ст.№ 10

Давление свежего пара
кгс/см2 (МПа)
130 (13,0)
130 (13,0)

Температура свежего пара
град.
560
560

Номинальная мощность
МВт
105
110

Максимальная мощность
МВт
120
120

Частота вращения ротора
об/мин (герц).
3000 (50)
3000 (50)

Расход пара на турбину
номинальный
максимальный

т/ч
т/ч

460
465

480
485

Расход пара на конденсационном режиме при номинальной мощности

т/ч


398

Номинальная отопительная нагрузка (суммарная по обоим отборам)

Гкал/ч

168

175

Нерегулируемый отбор за 19 ступенью на ДНД
давление
температура
расход


кгс/см2 (МПа)
град.
т/ч


3,0 (0,3)
133
50


3,0 (0,3)
133
50

Максимальная отопительная нагрузка с учетом подогрева сетевой воды
в конденсаторе
или подпиточной



Гкал/ч
Гкал/ч



326
177



340
184

Мощность турбины в зависимости от температуры
сетевой воды:
от 56 град. до 103 град.
от 51 град. до 93 град.
от 54 град. до 100 град.



МВт
МВт
МВт



104
107
105



107
110
108

Разрешенный подогрев сетевой воды при сохранении отопительного отбора
но при ограничении мощ-
ности:
от 56град. до 105 град.
от 35 град. до 82 град





МВт.
МВт.





98
105


Температура питательной воды при номинальной нагрузке

град

229

232

Расчетное абсолютное давление в конденсаторе
кгс/см2 (МПа)
0,054
(0,0053)
0,057
(0,0056)















2.1.2. Отборы пара на регенерацию производятся:
1-й отбор после 9 ступени к ПВД-7;
2-й отбор после 11 ступени к ПВД-6;
3-й отбор после 14 ступени к ПВД-5;
4-й отбор после 17 ступени к ПНД-4;
5-й отбор после 19 ступени к ПНД-3 и нерегулируемый отбор на ДНД;
6-й отбор после 21 ступени к ПНД-2 и к бойлеру № 2;
7-й отбор после 23 ступени к ПНД-1 и к бойлеру №1;
2.1.3.При работе турбины с подогревом питательной воды при давлении свежего пара 130кгс/см2 (13,0 МПа) и температуре 5600С.при температуре охлаждающей воды 20 0С (перед входом в конденсатор), количестве питательной воды, проходящей через ПВД, равном расходу пара на турбину (при одном режиме) завод гарантирует следующие показатели:
Таблица 2

Показатели работы
Ед. изм.
Т-100-120-130-2
Т-100-120-130-3

Мощность генератора
МВт
110,98,80,80
110,105,100,80,110

Давление в верхнем от боре
кгс/см2 (МПа)
0,8;1,3;0,5;
(0,08);(0,13);(0,05)
1,0;0,8;1,3;0,5 (0,1)(0,08)(0,13) (0,05)

Температура обратн.се тевой воды
град
35,4;56;15
50,8;35,4;56;35


Температура пит. воды
град.
229;229;210;205
232;229;229;210;222

Отпуск тепла
Гкал/ч
160;160;50
175;160;160;50

Удельный расход тепла
|кг/кВт
4,2;4,52;3,88; 3,53
4,3;4,18;4,47;3,84; 3,53



2.1.4. Пределы абсолютного давления в регулируемых отопительных
отборах турбины имеют следующие значения:
в верхнем - 0,6-2,5 кгс/см2 (0,06-0,25 МПа);
в нижнем - 0,5-2,0 кгс/см2 (0,05-0,2 МПа).
Регулируемое давление в отопительных отборах поддерживается:
в верхнем - при включенных двух отопительных отборах,
в нижнем - при включенном одном нижнем отборе.
2.1.5. Подогрев конденсата осуществляется последовательно в холодильниках основных эжекторов, эжекторе отсоса с крайних уплотнений турбины, в сальниковом подогревателе, в четырех ПНД, питательной воды в трех ПВД.
2.1.6. Разрешается повторный пуск турбины в работу через любое время после её останова, для чего турбина снабжена валоповоротным устройством, вращающим ротор турбогенератора со скоростью 3,4 об/мин (0,056 с-1). Валоповоротное устройство приводится во вращение двигателем А-2- 81-8, мощностью 22 кВт при n =750 об/мин (12,5 с-1).
2.1.7. Критические числа частоты вращения ротора на турбинах, об/мин (с-1).
Турбины
1
2
3
4
5

Т-100-130
ст. № 5,7

1615 (26,8)

2125 (35,3)

2270 (37,7)

2530 (42)

--

Т-100-130
ст. № 10

1615 (26,8)

2125 (35,3)

2270 (37,7)

2530 (42)

4810 (79,8)


Направление вращения роторов по часовой стрелке, если смотреть со стороны переднего подшипника в сторону генератора.
2.1.8. Турбина снабжена паровыми лабиринтовыми уплотнениями. В предпоследние отсеки уплотнений подается пар от пароуравнительной линии деаэраторов давлением 1,02 кгс/см2 (0,1МПа) и температурой не ниже 1300С.
С целью облегчения пуска турбины из горячего состояния и её маневренности температура пара, подаваемая в предпоследнюю камеру переднего уплотнения ЦВД, повышается за счет подмешивания горячего пара от штоков регулирующих клапанов или от главного паропровода.

ПРИМЕЧАНИЕ: На ТГ-7 в период капитального ремонта 2004 года:
-смонтирована линия рециркуляции на барботажное устройство конденсатора (берется с трубопровода основной конденсат после ПНД-2 и врезается после задвижки 7К-18Б);
-установлены сотовые концевые уплотнения ЦНД и задние ЦСД;
-заменены штатные поперечные шпонки на поворотные;
-смонтирована линия с паропровода с пара к ПНД-3 в коллектор пара на уплотнения с установкой задвижки 7у-4 (линия самоуплотнения при нагрузке более 50 МВт);
-смонтирован паропровод на эжектора с паропровода выпара с ДВД-9 (врезка между задвижкой 9КВД-1,2 и установлена новая задвижка 7ЭВД);
-На основном эжекторе 7А изготовлены и установлены новые сопла работающие с давлением пара 3 кгс/см2.

2.2. Основные эксплуатационные данные по турбоустановке.
2.2.1. Системы регулирования
2.2.1.1. Система автоматического регулирования турбины выполнена электрогидравлической /ЭГСР/. ЭГСР осуществляет необходимые перемещения регулирующих клапанов и регулирующих диафрагм в соответствии с изменениями электрической и тепловой нагрузок.
2.2.1.2.Перемещение регулирующих клапанов осуществляется сервомотором ЧВД, перемещение регулирующих диафрагм сервомотором ЧНД.
2.2.1.3. Синхронизатор регулятора скорости позволяет:
изменить частоту вращения ротора при работе турбины на холостом ходу от 2800 до 3200 об/мин (от 46,7 с-1 до 53,33 с-1);
изменять мощность турбины при параллельной работе генератора в
электрическую сеть;
поддерживать нормальную частоту электрического тока при одиночной работе генератора.
Синхронизатором при пуске турбины:
подготавливают к работе золотники автомата безопасности;
открывают стопорные клапаны;
открывают регулирующие клапаны и регулирующие диафрагмы.
2.2.1.4.Управляют перемещениями сервомоторов регуляторы:
регулятор частоты вращения /РЧВ/,
регулятор мощности ,
регулятор теплофикационного отбора /РТО/,
регулятор температуры подпиточной воды.
2.2.1.5.Регулятор частоты вращения гидравлический, мембранно - ленточного типа. Импульс на мембрану поступает от безрасходного насоса - импеллера. Регулятор воздействует на сервомоторы ЧВД и ЧНД через блок регулирования.
2.2.1.6.Регуляторы мощности и теплофикационного отбора выполнены электрическими. Они воздействуют на сервомоторы через исполнительные механизмы и гидравлические элементы промежуточных усилений.
2.2.1.7.Система регулирования турбины поддерживает частоту вращения ротора с неравномерностью около 4-5%.
2.2.1.8.При мгновенном сбросе электрической нагрузки система регулирования ограничивает возрастание частоты вращения ротора турбины ниже настройки автомата безопасности и обеспечивает перевод турбины в режим холостого хода.
ГСР обеспечивает надежную работу турбины и используется независимо от ЭЧСР. ЭЧСР может использоваться только совместно с ГСР и предназначена для расширения функций системы регулирования: улучшения участия турбогенератора в регулировании частоты и мощности, повышения точности регулирования температуры сетевой воды, поддержания оптимальной с точки зрения работы ТЭЦ тепловой нагрузки турбины.
2.2.1.9. Ограничитель мощности в нужных случаях ограничивает открытие регулирующих клапанов регулятором скорости.
Действует ограничитель односторонне, не препятствуя закрытию регулирующих клапанов при повышении частоты вращения ротора.
2.2.1.10. Эксплуатация турбины с введением в работу ограничителя мощности допускается только по условиям механического состояния турбоустановки с разрешения главного инженера энергоуправления. При этом нагрузка турбины должна быть ниже установки ограничителя не менее чем на 5%.
2.2.1.11. Золотники автомата безопасности при своем срабатывании приводят к полному останову турбины. Срабатывание золотников автомата безопасности происходит при воздействиях на них:
автомата безопасности при недопустимом повышении частоты вращения ротора;
кнопкой, установленной на фасаде корпуса переднего подшипника;
со щита, через электромагнит (электромагнитный выключатель) воздействующий на золотник автомата безопасности;
защит, подающих импульс на останов турбины через электромагнит.

2.2.2. Масляной системы
2.2.2.1. Маслосистема турбогенератора работает на турбинном масле ТКП-22 или ТП-22(С).
2.2.2.2. Главный маслонасос, установленный на валу турбины, снабжает маслом как систему регулирования турбины при давлении 14 кгс/см2 (1,4МПа), так и систему смазки подшипников при давлении после маслоохладителей 0,7-0,8 кгс/см2 (0,07-0,08 МПа). В систему смазки масло подаётся через последовательно включенные инжекторы. Инжектор первой ступени подаёт масло на всас главного маслонасоса, создавая необходимый для его работы подпор около 0,3кгс/см2 (0,03 МПа) и в камеру инжектора второй ступени, подающего масло через маслоохладители в систему смазки.
2.2.2.3. ПМН подаёт масло в периоды пуска и останова турбоагрегата в систему регулирования, смазки и на инжектор МСУ генератора. Кроме того он используется при проверке гидравлической плотности маслосистемы.
2.2.2.4. РМН обеспечивает маслом подшипники при останове турбогенератора и при аварийном падении давления масла за главным маслонасосом.
2.2.2.5. АМН обеспечивает маслом подшипники при аварийном падении давления масла на смазку, если оно не восстановилось при включении в работу РМН или при потере собственных нужд 0,4 кВ. АМН приводится в действие электродвигателем постоянного тока питаемого от аккумуляторных батарей.
2.2.2.6. Масляный бак турбины рабочей ёмкостью 26 м3, снабжён дистанционным указателем уровня. Верхний допустимый уровень масла в баке по шкале маслоуказателя равен 380 мм. Нулевая отметка соответствует 520 мм от крышки бака. На щит управления подаётся световой сигнал при минимальном и максимальном уровне, а также при загрязнении фильтров.
2.2.2.7. В маслобак вмонтированы маслоохладители. Допускается возможность отключения каждого из них как по охлаждающей воде, так и по маслу для чистки при любой нагрузке турбины и температуре охлаждающей воды на входе не выше 300Сград. Давление воды в маслоохладителях не должно превышать 0,7-0,8 кгс/см2 (0,07-0,08 МПа), давление масла должно превышать давление воды. Расход воды на масслоохладитель 26 м3/ч.
2.2.2.8. Для очистки масла на неработающей турбине предусмотрена маслоочистительная установка ПСМ-3000 и ватный фильтр.
2.2.3. Конденсационная установка.
2.2.3.1. Конденсационная установка включает в себя конденсаторную группу (два конденсатора типа КГ-2-6200-1, конденсатосборник), воздухоудаляющее устройство (два основных и пусковой эжекторы), конденсатные и циркуляционные насосы, эжектор цирксистемы, трубопроводы и арматуру.
2.2.3.2. Поверхность охлаждения конденсаторов 6200 м2, включая поверхность встроенных пучков -15% общей поверхности. При максимальной конденсационной мощности 105-110 МВт расчетное абсолютное давление в конденсаторе ТГ-10-0,057 кгс/см2 (0,0057 МПа),ТГ-5,7-0,054 кгс/см2 (0,0054 МПа).
2.2.3.3. Конденсаторы расчитаны на пропуск через всю поверхность циркуляционной воды 16000 м3/ч. Встроенные пучки по водяной стороне рассчитаны на работу при полном давлении подкачивающих сетевых насосов, но не более 8 кг/см2 (0,8 МПа).При отключении одного из основных пучков (для чистки) снижение нагрузки на турбину определяется допустимой температурой выхлопных патрубков которая не должна превышать 80 0С и допустимым вакуумом в конденсаторах.
2.2.3.4. Каждый трубный пучок имеет свою входную и поворотную водяные камеры с раздельным подводом и отводом охлаждающей воды, что позволяет производить отключение и чистку двух внешних или двух внутренних основных пучков, либо двух встроенных пучков одновременно без останова турбины. Снижение нагрузки на турбину при отключении двух основных пучков определяется допустимой температурой в её выхлопных патрубках. По водяной стороне встроенные пучки допускают работу в два хода.
2.2.3.5.Через встроенные пучки конденсаторов может подаваться циркуляционная вода
2.2.3.6. Пароохладители конденсаторов с двумя коллекторами и форсунками снижают температуру в выхлопных патрубках турбины на режимах с малым пропуском пара в конденсатор. Конденсат на охлаждение подводится от напорной линии конденсатных насосов в количестве 24 т/ч. Через пароохладители предусмотрен ввод также химобессоленной воды в количестве 24 т/ч (постоянный добавок).
Для обеспечения нормальной работы форсунок давление конденсата и химобессоленной воды на входе в каждый коллектор пароохладителя должно быть 4-5 кгс/см2 (0,4-0,5 МПа). Повышение и снижение давления сверх указанного не допускается.
2.2.3.7. Конденсатосборник конденсатора предназначен для сбора конденсата и обеспечивает поддержания необходимого подпора на всасе конденсатных насосов. Деаэрационное устройство обеспечивает возможность струйной дегазации конденсата.
Примечание: В период ремонта На ТГ-7:1).Смонтирована линия рециркуляции на барботажное устройство конденсатора после ПНД-2.2.Установлены сотовые надбандажные уплотнения ЦНД;3.Установлены сотовые концевые уплотнения ЦНД и задние ЦСД;4.Заменены штатные поперечные шпонки на поворотные;
5.Смонтирована линия с п/п к ПНД-3 в коллектор подачи пара на уплотнения с установкой задвижки 7У-4( линия самоуплотнения при нагрузке более 50 МВт) 6.Смонтирован трубопровод на эжектора с п/п выпара с ДВД-9, с врезкой между задвижками 9КВД-1,2 и установкой задвижки 7ЭДВ;7.На эжектор 7а установлены новые сопла, работающие с давлением пара -3 кгс/см2
На ТГ-5:1.заменены штатные шпонки ЦВД и ЦСД на поворотные;2.Смонтированы два РУ в конденсаторе аналогично ТГ-73.Установлены надбандажные сотовые уплотнения РВД, 3.Смонтирована линия с ПНД-3 на уплотнения с установкой задвижки; 4.Смонтирована линия рециркуляции после ПНД-2 на барботаж; 5.На ОЭ-5а установлены сопла с увеличенным диаметром горла для работы на паре с давлением 3кгс/см2; 6.Смонтирована линия подачи воды на уплотнения СН с напора ПСН
На ТГ-10 : -ОЭ -10а переведен на работу с давлением 3 кгс/см2
2.2.3.8. Воздухоудаляющее устройство конденсатора состоит из двух основных эжекторов и одного пускового и хозяйственного эжектора. Основные эжекторы рассчитаны на работу с давлением пара 5кгс/см2 (0,5 МПа) и расходом 0,6 т/ч. Холодильники основных эжекторов рассчитаны на полное давление конденсатных насосов и расход основного конденсата не менее 70 т/ч и не более 200 т/ч. В работе обычно находится один эжектор.
2.2.4. Регенеративной установки.
2.2.4.1. Регенеративный подогрев основного конденсата производится последовательно в холодильниках основных эжекторов, в сальниковом
подогревателе, подогревателе уплотнений, 4-х ПНД и в деаэраторе 6 кгс/см2
(0,6 МПа) питательной воды, в 3-х ПВД.
2.2.4.2. Сальниковый подогреватель с эжектором уплотнения рассчитан на работу сухим насыщенным паром или несколько перегретым (но не более 500С.), паром с абсолютным давлением перед соплом 5 кгс/см2 (0,5 МПа). Расход пара на эжектор составляет 550 кг/ч. Холодильник сальникового подогревателя по водяной стороне рассчитан на пропуск основного конденсата в количестве не менее 110 т/ч и не более 260 т/ч при давлении на напоре конденсатных насосов.
2.2.4.3. Подогреватель уплотнений по водяной стороне рассчитан на работу при полном давлении конденсатных насосов и на пропуск основного конденсата не менее 140 т/ч, но не более 260 т/ч.
2.2.4.4. Все ПНД могут пропускать весь конденсат, откачиваемый конденсатными насосами. Максимально допустимый расход конденсата через ПНД должен быть не более 400 т/ч. Уровень конденсата в ПНД поддерживается электронными регуляторами уровня с регулирующими клапанами.
2.2.4.5. Все ПВД рассчитаны на пропуск питательной воды после деаэратора в количестве 105% от расхода пара турбиной в данном режиме, но не более 500 т/ч. Уровень конденсата в ПВД поддерживается электронными регуляторами уровня с регулирующими клапанами.
2.2.5. Установки для подогрева сетевой воды.
2.2.5.1. ПСГ № 1 и 2 аналогичны по конструкции и рассчитаны на работу при давлении по водяной стороне не более 8 кгс/см2 (0,8 МПа) и расходе не более 4500 м3/ч. Номинальная производительность каждого подогревателя 87,5Гкал/ч.
2.2.5.2. Сетевая вода подкачивающими насосами подается последовательно в ПСГ № 1, затем ПСГ № 2(если ПСГ №2 отключен, то только в ПСГ № 1), а оттуда во всасывающую линию сетевых насосов, которые направляют её затем в теплофикационную сеть.
2.2.5.3. Конденсатные насосы подают конденсат из конденсатосборников ПСГ № 1 и ПСГ № 2 в магистраль основного конденсата соответственно перед ПНД № 2 и № 3. Для откачки конденсата из ПСГ № 1 установлено два насоса производительностью 320 м3/ч, один из них резервный. Для откачки конденсата из ПСГ N2 установлен один насос производительностью 320м3/ч. При неисправности насоса конденсат через гидрозатвор сливается в ПСГ № 1. Уровень конденсата в сборниках ПСГ поддерживается электронными регуляторами уровня с регулирующими клапанами.

3. УКАЗАНИЯ МЕР ПО ТЕХНИКЕ БЕЗОПАСНОСТИ И
ПОЖАРНОЙ БЕЗОПАСНОСТИ

3.1. Несчастные случаи с людьми.
3.1.1. Необходимо соблюдать правила техники безопасности при обслуживании теплосилового оборудования турбинного цеха. Категорически запрещается присутствие посторонних лиц на турбине ГрЩУ без разрешения начальника КТЦ-2.Требовать строгого соблюдения и выполнения системы нарядов-допусков при ремонте оборудования.
3.1.2. Если по какой либо причине произошел несчастный случай, необходимо немедленно принять меры по уменьшению его последствий, вплоть
до останова в аварийном порядке оборудования, снятия напряжения, прекращения подачи пара, воды и т.д.
3.1.3. В зависимости об обстоятельств и места несчастного случая, оказывающий помощь должен соблюдать по отношению к пострадавшему и к себе меры предосторожности.
3.1.4. Оказать первую помощь пострадавшему, одновременно сообщить в медпункт (тел.13-03), НСС(тел.13-42).
3.1.5. При оказании первой помощи не прекращать наблюдение за работающим оборудованием.
3.2. Пожар в цехе.
3.2.1. При появлении очага горения в помещении цеха необходимо немедленно сообщить об этом пожарной охране через начальника смены (тел.13-42) станции и начальнику КТЦ-2.
3.2.2. До приезда пожарной команды оперативный персонал обязан приступить к тушению пожара, используя все имеющиеся в цехе противопожарные средства и принять меры по обеспечению сохранности оборудования, неохваченного пожаром, в соответствии с оперативным планом ликвидации пожара.
3.2.3. Если очаг горения угрожает токоведущим кабелям или электродвигателям немедленно сообщить начальнику смены электроцеха и потребовать немедленно снять напряжение. Оборудование, которому угрожает очаг горения должно быть немедленно отключено.
3.2.4. По прибытии пожарной команды начальник смены обязан установить связь с начальником пожарной команды и вести контроль за правильностью ликвидации пожара, предотвращая попадание воды на электродвигатели, сборки и другое электрооборудование, находящееся под напряжением.
3.2.5. Если, не смотря на принятые меры, пожар развивается и угрожает обслуживающему персоналу, необходимо сообщить начальнику смены станции, аварийно остановить оборудование и вывести персонал в безопасное место.
3.2.6. При работе генератора на водородном охлаждении пожар в генераторе возникнуть не может, так как водород не поддерживает горение. Однако в случае повреждения масляных уплотнений возникает взрывоопасная концентрация водорода внутри генератора.
Смесь водорода с воздухом является взрывоопасной при содержании
в ней от 3,3% до 81,5% водорода.
3.2.7. В случае возникновения пожара в генераторе необходимо:
воздействием на кнопку автомата безопасности прекратить доступ пара в турбину; убедиться, что стопорные и регулирующие клапаны ЦВД закрылись;
вытеснить азотом водород из генератора;
следить за работой масляных уплотнений генератора.
3.2.8. При тушении пожара не допускается применение песка. Следует пользоваться углекислотными огнетушителями, системой автоматического пенотушения распыленной водой, азотом. Применять воду для тушения пожара можно только после полного обесточивания электрооборудования. Охлаждать металлоконструкции пожарной водой.
3.2.9. Подробные указания по тушению пожара в цехе должны быть изложены в инструкции по предупреждению и ликвидации пожара в КТЦ-2.

3.3. Меры безопасности при эксплуатации и ремонте оборудования в КТЦ-2
3.3.1. Все горячие поверхности турбины должны быть тщательно изолированы. Температура наружного слоя изоляции при работе турбины не должна превышать 450С.
3.3.2. Уровень шума, замеренный у работающей турбины на расстоянии 1-1,5 м от неё, в соответствии с действующими санитарными нормами не должен превышать по шкале А 80 ДБ.
3.3.3. При снятии крышек, лючков с маслобака, должны приниматься меры, предотвращающие попадание посторонних предметов в маслобак. Прокладки под крышки маслобака должны быть из сварных кусков пластиката. Применение паронита запрещается.
3.3.4. При производстве ремонтных работ в маслобаке должны соблюдаться следующие требования:
1) бак должен тщательно вентилироваться душирующей вентиляционной установкой;
2) переносное освещение, применяемое в маслобаке, должно быть выполнено во взрывобезопасном исполнении и обязательно с напряжением не более 12 В;
3) продувка маслобака кислородом запрещается;
4) очистка маслобака должна производиться только подрубленными салфетками, очистка его керосином, бензином запрещается;
5) при необходимости выполнения сварочных работ необходимо бак пропарить. Работа считается особо опасной. Администрация КТЦ-2 обязана проинструктировать персонал перед началом работ.
3.3.5. При необходимости выполнения сварочных работ в районе маслобака турбины, маслосистемы турбоустановки необходимо:
1) обеспечить тщательное перекрытие участка выполнения работ асбестовым полотном для предотвращения разбрызгивания искр и расплавленного металла в опасные места;
2) на рабочем месте взять анализ воздуха на отсутствие водорода При наличии водорода в парах, газах на выдаче эксгаустера маслобака, сварка запрещается;
3) сварочные работы производить по письменному разрешению главного инженера ТЭЦ;
4) после окончания работ в течение 3-4 часов проверять рабочее место на отсутствие возгорания.
3.3.6. Запрещается проведение каких-либо работ на маслопроводах и разборка элементов регулирования (за исключением замены манометров на работающей турбине или при работе масляного насоса).
3.3.7. При попадании масла на тепловую изоляцию она должна демонтироваться и заменяться новой.
Примечание. При сварочных работах на маслосистеме допускается только электродуговая сварка дипломированным сварщиком.
3.3.8. При необходимости очистки трубной системы конденсаторов, бойлеров, циркводоводов, сетепроводов, трубная система обезвоживается. Вскрыть люки. Проверить содержание кислорода в камерах, водоводах и если оно более 20% разрешается допуск персонала в водяную камеру после тщательной вентиляции. Осмотр производится бригадой не менее трех человек, причем осматривающий должен иметь страхующую верёвку со страхующим поясом.
3.3.9. При осмотре трубных досок бойлеров, конденсаторов отверстия подвода воды должны предварительно перекрываться досками толщиной 40 мм.
3.3.10. Перед закрытием люков на конденсаторах, бойлерах, водоводах НС КТЦ обязан лично проверить отсутствие досок, посторонних предметов в камерах и особенно проверить отсутствие людей в камерах, трубопроводах.
3.3.11. Систематически проверять наличие прихватки электросварной крышки безразъёмных вентилей ВАЗ к корпусу. При открытии безразъёмных вентилей ВАЗ не допускать отворачивания бугелей из-за отсутствия прихватки их электросваркой (возможны случаи обрыва сварки).
3.3.12. При ремонте генератора на подводе водорода должен быть выполнен видимый разрыв (демонтировать катушку в газовом посту).
3.3.13. Все водомерные колонки сосудов должны быть ограждены кожухами.
3.3.14. Не допускать попадания воды, масла на токопроводы, в камеру АГП.
3.3.15. Персонал, обслуживающий турбоагрегаты, обязан строго соблюдать инструкции по эксплуатации и инструкции по охране труда, помнить об опасности травмирования (ожога) персонала паром и горячей водой, ожога в результате возгорания турбинного масла, образования взрывоопасной смеси водорода с воздухом (взрыва),получения электротравмы, принимать личные меры предосторожности от несчастного случая, уметь оказывать первую помощь.
3.3.16. Персоналу запрещается вмешиваться в действие защит и блокировок турбоагрегата. При срабатывании одной из защит машинист ЦТЩУ даёт команду машинисту-обходчику проверить правильность срабатывания защиты по месту, доложить начальнику смены цеха.
Отключение любой защиты агрегата производиться только с разрешения главного инженера станции. В случае вывода одной из защит машинист обязан обеспечить непрерывный контроль за данным агрегатом и параметром выведенной защиты. В случае повышения параметра до уставки срабатывания защиты агрегат должен быть остановлен.

4. ПОДГОТОВКА ТУРБОУСТАНОВКИ К РАБОТЕ

4.1. Подготовка турбины.
4.1.1.Пуск турбоагрегата производится под руководством начальника КТЦ-2 или его заместителя, после капитального и среднего ремонта под контролем главного инженера и с его письменного разрешения, оформленного в оперативном журнале, после разрешающей записи руководителей ремонта и начальника КТЦ-2.
Пуск турбоагрегата после останова из-за вибрации осуществляется после анализа и при наличии письменного разрешения главного инженера станции, сделанного собственноручно в оперативном журнале.
4.1.2.НСКТЦ,получив распоряжение НСС на пуск турбины, обязан:
сообщить администрации КТЦ о предстоящем пуске;
убедиться в устранении всех дефектов и замечаний по работе оборудования, записанных в "Журнале дефектов" в период работы турбины до останова;
убедиться в окончании всех ремонтных работ и закрытии нарядов на их выполнение;
в журнале технических распоряжений должны быть сделаны записи: о выполненных ремонтных работах, о реконструкциях, о всех изменениях в тепловой схеме;
отдать распоряжение старшему машинисту КТЦ-2 и машинисту ЦТЩУ о подготовке турбогенератора к пуску.
4.1.3. Машинист ЦТЩУ турбин обязан:
дать распоряжение МОТ и МОВОТ о подготовке оборудования к пуску.
4.1.4. При подготовке турбогенератора к пуску необходимо:
1) убрать все посторонние предметы на всех площадках обслуживания. Убедиться в исправном состоянии всего оборудования турбоустановки путём наружного осмотра;
2) осмотреть изоляцию цилиндров в районе подшипников и паропроводов отборов. При обнаружении попадания масла на тепловую изоляцию, потребовать замену промасленной изоляции;
3)тщательно осмотреть и при необходимости очистить от грязи и краски все скользящие поверхности опор подшипников турбин, направляющих шпонок, диванчиков, все изолирующие прокладки, шайбы на маслопроводах генератора, возбудителя, все маслосборные коробы под маслопроводами от грязи, маслосточные желоба подшипников от мусора, грязи теплоизоляции;
4) смазать серебристым графитом подшипники кулачкового распределительного устройства, рычагов клапанов и зубчатой рейки. Убедиться в отсутствии посторонних предметов под рычагами, шестернями, роликами.
5) убедиться:
в снятии замков и цепей с арматуры, заглушек (или их установке при необходимости);
в наличии и исправности грузов на всех предохранительных клапанах и их опломбировании;
в исправности всей запорной и регулирующей арматуры, обратных клапанов отборов;
в исправности телефонной и поисковой связи, рабочего и аварийного освещения.
4.1.5. По распоряжению машиниста ЦТЩУ дежурный приборист ЦАСУТП обязан:
включить в работу КИП турбогенератора;
проверить наличие КИП и правильность его подключения;
открыть первичные вентили к приборам КИП, автоматики, защитам;
подать напряжение на приборы КИП, защиты, автоматики и сигнализации;
проверить работу звуковой и световой сигнализации;
включить показывающие и регистрирующие приборы.
Стрелки всех приборов должны стоять на нуле, за исключением:
указателя уровня масла в масляном баке, который должен показывать уровень около 380 мм;
указателя осевого сдвига и относительного теплового расширения роторов которые при полностью остывшей турбине должны показывать от 0 до +- 0,3 мм (в пределах 1/2 осевого разбега ротора);
указателя угла поворота ротора, который может показывать от 0 до 100;
указателей температур в зависимости от температуры окружающей среды;
указателя абсолютного удлинения турбины в зависимости от степени её остывания (стрелка указателя на нуле - при полностью остывшей турбине).
4.1.6. Проверить по манометрам давление пара перед ГПЗ и убедиться в полном его отсутствии. Открыть вентили дренажей главного паропровода на воронку и закрыть в общий дренажный коллектор. Полностью открыть вентили обеспаривания между ГПЗ и стопорным клапаном на воронку и вентили ревизии дренажей пароперепускных труб. Парений быть не должно.
4.1.7.Проверить закрытие (закрыть) всех паровых задвижек: ГПЗ, на пусковом байпасе, на обогрев фланцев, шпилек и обогрев ротора, на отсосе от штоков клапанов на ДВД и на отсосе от штоков на уплотнение турбины.
4.1.8. Открыть вентили обеспаривания: паропровода отсоса от штоков клапанов на Д-6 кгс/см2 (0,6 МПа), паропровода от пароуравнительной на уплотнения турбины до отключающей общей задвижки перед регулятором подачи пара в коллектор, паропровода обогрева фланцев и шпилек ЦВД, паропровода от Д-6 кгс/см2 (0,6 МПа) к основным эжекторам, пусковому эжектору и эжектору отсоса пара из уплотнений.
4.1.9. Произвести запись показаний всех указателей тепловых перемещений турбины и температуры металла в журнал контроля за температурным состоянием турбины.
4.1.10.Открыть вентили на импульсных линиях к манометрам по пару, конденсату, маслу и охлаждающей воде.
4.2. Подготовка масляной системы, органов регулирования парораспределения и автоматики.
4.2.1. Тщательно осмотреть маслопроводы турбогенератора их опоры и подвески. Убрать посторонние предметы. Проверить, что маслопроводы не нагружены посторонними грузами. Осмотреть все фланцевые соединения и убедиться в надёжном их креплении. Убедиться, что смотровые стёкла на сливе масла из подшипников прозрачны и достаточно освещены.
4.2.2. Проверить готовность к работе схемы пенного пожаротушения на т.г.-5,7. Проверить готовность к работе схемы пожаротушения распыленной водой на ТГ-10.
4.2.3. Проверить готовность пожарного инвентаря и пожарного трубопровода к работе.
4.2.4. Подготовить маслонасосы турбины, МОУ генератора, БГМ к пуску.
4.2.5. Перед заполнением маслосистемы после ремонта необходимо:
1)закрыть задвижки (вентили);
опорожнения маслоохладителей турбины на БГМ;
аварийного сброса масла в аварийный маслобак. Задвижки опломбировать;
2)закрыть вентили подачи масла на ватный фильтр, центрифугу, спуска отстоя из маслобака, первичные вентили приборов КИП;
3) закрыть задвижки на всасе и напоре ПМН, РМН, АМН турбины, на входе и выходе масла маслоохладителей (Б,В,Г,Д,Е);
4) открыть задвижку на входе и выходе масла одного из маслоохладителей (А);
5) открыть вентиль выпуска воздуха из верхней камеры воздухоохладителя (А);
6) закрыть вентиль рециркуляции масла с напорной линии ПМН в маслобак;
7) закрыть вентиль опорожнения гидрозатвора на сливном маслопроводе подшипников турбины. После вентиля установить заглушку.
4.2.6. Открыть первичные вентили к реле давления масла от маслопровода системы смазки перед подшипниками турбины, осмотреть плотность ниппельных соединений трубопровода.
4.2.7. Подготовить систему масляного уплотнения вала генератора (МСУ) к заполнению маслом:
1) закрыть вентиль УМ-5 на всасе и УМ-6 на напоре РМНУ;
2) закрыть вентиль УМ-7 на всасе и УМ-8 на напоре АМНУ;
3) закрыть вентиль УМ1,2 силового масла на инжектор, вентиль УМ-3 от системы смазки на инжектор и вентиль УМ-4 после инжектора МОУ;
4) закрыть вентили УМ-9 до редукционного клапана МСУ,УМ-10 после клапана и УМ-11 помимо его;
5) закрыть вентили УМ-12 на входе и УМ-13 на выходе масла из маслоохладителя МСУ и УМ-14 помимо его;
6) закрыть вентили УМ-15,17 до и УМ-16,18 после масляных фильтров МСУ;
7) закрыть все вентили на баке гидрозатвора: опорожнения связь по водороду, воздушник, опорожнения гидропетли, после регулятора уровня в сливной маслопровод турбины и его байпас, возврата водорода из бака в генератор, подвода импульсного давления водорода к дифференциальному регулятору, на входе УМ-19 и выходе масла из дифференциального регулятора и УМ-21 на байпасе его ,на подаче масла в демпферный бак УМ-20, 22, на подаче масла из демпферного бака на водородные уплотнения УМ-23 и помимо бака УМ-24,на уравнительном трубопроводе демпферного бака с гидрозатвором, срыва сифона демпферного бака.
4.2.8. Проверить смотровые стекла, их сохранность и крепление на гидрозатворе, переливе демпферного бака и гидрозатвор, на сливных маслопроводах из водородных уплотнений.
4.2.9. Убедиться, что в генераторе отсутствует масло и вода. Проверку производить открытием вентилей на трубопроводе слива отстоя к "УЖИ" генератора (производит персонал электроцеха).
4.2.10. Подготовить маслобак турбины к заполнению маслом, предварительно удалив все посторонние предметы с крышки маслобака. Установить в бак все фильтры, плотно закрыть все крышки маслобака.
4.2.11. Потребовать от НСЭЦ собрать электрическую схему эксгаустера маслобака. Включить его в работу и убедиться, что эксгаустер отсасывает воздух из маслобака турбины. На ТГ-10 включить в работу и второй эксгаустер, отсасывающий воздух с расширительной части сливного маслопровода.
4.2.12. По распоряжению НСКТЦ, в присутствии старшего машиниста, открыть вентиль подачи масла в маслобак турбины. Подачу масла непосредственно регулирует машинист ЦТЩУ или МОТ. Расход масла на доливку регулируется верхним вентилем у маслобака. По мере заполнения маслом маслобака одновременно производятся операции по заполнению маслосистемы маслом. Слить отстой масла из маслобака турбины.
4.2.13. Дать указание ремонтному персоналу цеха рассоединить полумуфты маслонасосов, после чего потребовать от персонала электрического цеха собрать электрические схемы и опробовать в работе эл. двигатели маслонасосов турбины и МСУ. Перед опробованием эл.двигателей переключатель блокировки АВР маслонасосов деблокировать. НСКТЦ в присутствии персонала электрического цеха обязан проверить, что двигатель вращается по стрелке, нанесенной на механизме, и работает без вибрации, задеваний, и нагрева подшипников. После опробования электродвигателей, потребовать от НСЭЦ разобрать электрическую схему для соединения полумуфт маслонасосов.
4.2.14. После соединения полумуфт проверить, что:
насосы легко проворачиваются, подшипники насосов заполнены смазкой, отсутствуют перекосы в сальниковых грундбуксах и имеется наличие зазора между полумуфтами при стянутых роторах.
Установить защитные кожуха на полумуфты и проверить наличие заземления на электродвигателе и наличие защитного кожуха на подводе кабеля к электродвигателю.
4.2.15.Заполнить маслонасосы турбины маслом, для чего:
1) открыть воздушники в верхних точках насосов;
2) поочерёдно открыть задвижки на всасе ПМН, РМН, АМН.
После выхода воздуха из насоса, когда из воздушника пойдет тонкой сплошной струёй масло, воздушник закрыть. Проверить отсутствие течи масла в разъеме насоса, сальниковых уплотнений, фланцевых соединений;
3) открыть первичные вентили подвода масла к манометрам на всасе и напоре ПМН, РМН, АМН. Потребовать от персонала ЦАСУТП включить в работу манометры. Убедиться, что они показывают давление, равное высоте масляного столба на всасе насоса -0,5-0,6 кгс/см2 (0,05-0,06 МПа);
4.2.16. Потребовать от НСЭЦ собрать электрическую схему на РМН-6, АМН-6, ПМН турбины.
4.2.17. Произвести поочередно проверку в работе РМН,АМН и ПМН на закрытую напорную задвижку.
1) предупредить МОВОТ о включении насосов в работу;
2) ключом управления включить в работу АМН и проверить по амперметру, что сила тока не превышает 34А и насос создаёт давление 3,0 кгс/см2 (0,3 МПа). Осмотреть насос и убедиться, что он работает без вибрации без нагрева подшипников, сальников;
проверить отсутствие течи масла во фланцевых разъёмах.
Остановить АМН в резерв.
3) Включить в работу ПМН и проверить, что он создаёт давление на напоре 24 кгс/см2 (2,4 МПа).
Осмотреть насос и убедиться, что он работает без вибрации, без нагрева подшипников, сальников;
проверить отсутствие течи масла во фланцевых разъёмах;
проверить на ощупь трубопровод разгрузки насоса, который не должен перегреваться;
проверить отсутствие осевого сдвига ротора в сторону всаса по кольцевым рискам на валу.
Остановить ПМН в резерв.
4) Включить в работу РМН и проверить, что он создает давление 3,5-4,0 кгс/см2 (0,35-0,4 МПа).
Осмотреть насос и убедиться, что он работает без вибрации, без нагрева подшипников, сальников;
проверить отсутствие течи масла во фланцевых разъёмах. Насос оставить в работе для заполнения маслосистемы смазки.
4.2.18. Заполнить маслосистему смазки турбины, плавно открыв на 2-3 оборота напорную задвижку РМН, ведя усиленное наблюдение за уровнем масла в маслобаке турбины. Если уровень в маслобаке снизился до отметки "0" по шкале маслоуказателя необходимо долить масло до уровня 150 мм в чистом отсеке бака.
4.2.19. При появлении масла из воздушника на камере маслоохладителя (А) воздушник закрыть. При появлении масла в сливных маслопроводах тщательно осмотреть все соединения маслопроводов, убедиться в отсутствии течей масла.
Выполнить аналогичные операции по заполнению маслом каждого маслоохладителя (Б,В,Г,Д,Е).
4.2.20. Поднять давление масла в системе смазки турбины до 0,8 кгс/см2 (0,08 МПа) после маслоохладителей полным открытием напорной задвижки РМН.
4.2.21. По мере увеличения производительности насоса убедиться, что маслосистема работает нормально без вибрации маслопроводов, течей масла, чрезмерного нагрева электродвигателя РМН, его подшипников, сальников.
4.2.22. Включить в работу АМН турбины и проверить, что он создает давление на напоре 3,0 кгс/см2 (0,3 МПа).
Медленно открыть напорную задвижку АМН.
Отключить РМН и убедиться в плотности обратного клапана на напоре насоса.
Примечание: Если РМН вращается в обратную сторону или давление масла смазки сильно понизилось, необходимо закрыть напорную задвижку остановленного РМН и убедиться, что обратное вращение ротора прекратилось или давление масла в системе смазки восстановилось. В случае неплотности обратного клапана на напоре насоса вывести его в ремонт.
4.2.23. Включить в работу РМН и остановить в резерв АМН турбины. Аналогично проверить плотность обратного клапана на напоре АМН.
4.2.24. При работе РМН,АМН турбины, особенно в первые пуски после монтажа или ремонта, тщательно следить за давлением на всасе насосов, которое не должно снижаться ниже 0,45 кгс/см2 (0,045 МПа).
4.2.25. При пуске из монтажа или ремонта необходимо опрессовать маслосистему, для чего:
потребовать от персонала ЦТАИ отключить приборы КИП, которые могут быть повреждены повышенным давлением;
включить в работу ПМН турбины и медленно открыть задвижку на напоре;
щательно осмотреть все фланцевые и сварные соединения маслопроводов, импульсные линии;
после гидроиспытания маслосистемы открыть вентиль рециркуляции напорного масла и отрегулировать давление в системе регулирования 11-12 кгс/см2 (1,1-1,2 МПа);
давление в системе смазки при этом будет 0,7-0,9 кгс/см2 (0,07 - 0,09 МПа).
Примечание. При работе главного маслонасоса давление в системе смазки несколько падает, т.к. часть масла перед инжектором смазки забирается на всас главного маслонасоса.
4.2.26. Проверить наличие и достаточность слива масла из картеров подшипников турбогенератора. Температура масла после МО должна быть 40-450С. При работе маслосистемы необходимо периодически производить осмотр всей системы на отсутствие течей масла.
4.2.27. Заполнить МСУ вала генератора маслом, после чего добавить масла в маслобак турбины до нормального уровня.
4.2.28. Открыть вентили на всасе и напоре РМНУ и АМНУ.МСУ.
4.2.29. Потребовать от НСЭЦ собрать электрическую схему РМНУ и АМНУ.
4.2.30. Открыть вентили до и после редукционного клапана и на его байпасе (если они были закрыты).
4.2.31. С МЩУ генератора поочередно включить в работу РМНУ и АМНУ.
4.2.32. Прикрывая байпасный вентиль редукционного клапана, поднять перед ним давление до 9 кгс/см2 (0,9 МПа).Отрегулировать редукционный клапан на давление 9-10 кгс/см2 (0,9-1,1 МПа). Вентиль байпаса редукционного клапана плотно закрыть.
4.2.33. Медленно открыть вентиль на входе масла в маслоохладитель системы уплотнений вала генератора (МОУ).Выпустить воздух из корпуса маслоохладителя. После чего:
открыть вентиль на выходе масла из МОУ.
4.2.34. Открыть вентили на входе и выходе масляного фильтра (МФ) МСУ. Вентиль на входе во второй МФ закрыть, данный МФ находится в резерве.
4.2.35. Включить в работу дифференциальный регулятор перепада давления масла (ДРДМ) на водородные уплотнения, открыв вентили до регулятора, после него и вентили импульсного масла под золотник регулятора, водорода на поршень золотника.
4.2.36. Открыть вентиль УМ-25 перелива масла из демпферного бака в гидрозатвор и вентиль уравнительного трубопровода между баками.
4.2.37. По мере заполнения демпферного бака следить за уровнем масла в маслобаке турбины, дополняя его из резервного маслобака.
4.2.38. После заполнения демпферного бака маслом до нормального уровня произвести регулировку давления масла после регулятора путем подбора грузов на золотник. Отрегулировать давление так, чтобы перепад масла на водородные уплотнения не превышал 0,6-0,8 кгс/см2 (0,06-0,08МПа) над давлением водорода.
Рабочее давление водорода должно быть: для ТГ-10 2,5 кгс/см2 (0,25 МПа), для ТГ-5,7 2 кгс/см2 (0,2 МПа). После наладки ДР ДМ водородных уплотнений включить в работу демпферный бак.
4.2.39. При работе маслонасоса МСУ проверить, по смотровому фланцу, что нет перелива из демпферного бака в гидрозатвор .
4.2.40. При появлении уровня масла в гидрозатворе проверить работу сигнализации, после чего открыть вентиль УМ-26 после регулятора уровня.
4.2.41. При низком давлении водорода в корпусе генератора возможно переполнение гидрозатвора, что может привести к попаданию масла в генератор через сливные маслопроводы, в случае повреждения регулятора уровня в гидрозатворе (неисправен поплавок). В целях предотвращения попадания масла в генератор при переполнении гидрозатвора, необходимо давление водорода в корпусе генератора держать не менее 0,7 кгс/см2 (0,07 МПа);не допускать переполнения сливных маслопроводов из водородных уплотнений и при повышении уровня в гидрозатворе необходимо его регулировать вентилем УМ-27 байпаса регулятора.
4.2.42. Перед пуском турбогенератора проверить работу сигнализации "УЖИ" от повышения уровня масла в гидрозатворе, для чего закрыть вентили УМ-26,27. На сливе масла из гидрозатвора в сливной маслопровод турбины, набрать уровень масла в гидрозатворе до появления уровня в масломерном стекле "УЖИ", при этом на МЩУ выпадает блинкер "Высокий уровень масла в гидрозатворе". Открыть вентиль УМ-26 и убедиться,что уровень масла регулятора уровня масла в гидрозатворе понизился до нормального.
4.2.43. Проверить перепад давления масла на МФ МСУ, который не должен быть более 1,2 кгс/см2 (0,12 МПа). При повышении перепада произвести включение резервного фильтра, а грязный отключить для ревизии и очистки.
4.2.44. При чистке МФ МСУ необходимо закрыть вентили до и после фильтра, после чего осторожно вскрыть, вынуть фильтрующий элемент и очистить его от грязи. После сборки включить его в резерв, открыв вентиль на входе. При включении в работу резервного МФ МСУ вести усиленное наблюдение за давлением масла и температурой водородных уплотнений.
4.2.45. При работе ПМН турбины включить в работу инжектор МОУ;
открыть вентиль после инжектора УМ-4;
открыть вентиль УМ-3 на инжектор от системы смазки турбины;
открыть вентиль УМ-2 на сопло инжектора и УМ-1 от трубопровода подачи масла на регулирование;
убедиться, что давление перед МФ МСУ возросло, после чего остановить РМНУ;
проверить, что давление масла перед ДРДМ не изменилось.
4.2.46. Проверить отсутствие масла в оболочке генератора по стеклам "УЖИ".
4.2.47. Отрегулировать температуру масла после маслоохладителя МСУ в пределах 35-400С. Категорически запрещается пуск турбогенератора при температуре масла на водородные уплотнения ниже 300С.
4.2.48. Слить отстой воды из маслобака турбины. Проверить, достаточно ли масла в масляном баке. Перед пуском уровень масла в чистом отсеке бака по указателю уровня должен быть около верхнего допустимого уровня.
4.2.49. Убедиться, что заедания поплавкового указателя уровня масла в баке и сигнальное устройство работает. Сверить показания дистанционного указателя уровня в маслобаке.
4.2.50. Установить синхронизаторы регулятора скорости и регулятора давления турбины в нулевое положение. Установить переключатель на режим с противодавлением в нулевое положение. Полностью вывести из работы ограничитель мощности, установив его в нулевое положение.
4.2.51. Включит в работу ВПУ турбины, для чего:
1) потребовать от НСЭЦ собрать электрическую схему электродвигателя ВПУ. Ключ управления ВПУ установить в положение "В" и нажать кнопку включения;
2) убедиться по рычагу, что шестерня вошла в зацепление и ВПУ вращает ротор. Проверить силу тока электродвигателя, которая должна быть не более 23-25 А;
3) в случае, если ВПУ не входит в зацепление от автоматики, необходимо при помощи рычага и вращения ручного штурвала червяка ввести шестерню в зацепление;
4) включение ВПУ можно производить с ЦТЩУ и МЩУ. Для дистанционного включения ВПУ на длительное вращение, необходимо ключ управления "ПБ" на ЦТЩУ установить в положение "Включен". Нажатием на кнопку включится соленоид сервомотора ВПУ, который подает масло из системы смазки, и поршень сервомотора переместится вниз.
Через 9 сек. после нажатия кнопки включится в работу электродвигатель
ВПУ, который введет шестерню в зацепление, и после замыкания выключателя рычага ВПУ загорится сигнальная лампочка, сигнализирующая, что ВПУ работает. Соленоид обесточивается, а золотник возвращается в исходное положение. Под действием пружины поршень сервомотора ВПУ вытесняет масло и перемещается в исходное положение;
5) при необходимости включения ВПУ по месту, необходимо на ЦТЩУ ключ управления "ПБ" установить в положение "МУ" (местное управление). Ключом управления на МЩУ включить ВПУ на длительную работу;
6) отключение ВПУ происходит автоматически при пуске турбины, за счет разности скоростей ротора турбины и ВПУ, при этом рычаг поворачивается в сторону генератора, размыкая концевой выключатель и отключая электродвигатель. После этого ключ "ПБ" поставить в положение "0" (отключено).
4.2.52. После включения в работу ВПУ тщательно прослушать турбину и концевые уплотнения.
4.2.53. Установить индикатор часового типа на конец вала РВД и проверить бой вала, который должен быть не более 0,03 мм.
4.2.54. Сверить показания механического индикатора часового типа с показаниями прибора измерения искривления ротора. При вращении ротора ВПУ и наличии прогиба ротора, стрелка прибора перемещается около середины шкалы с частотой вращения ротора ВПУ. Полный размах колебаний стрелки пропорционален величине боя.
Lб=L - Lмин. где L мах.- максимальное отклонение стрелки;
L мин.- минимальное отклонение стрелки;
L б- бой переднего консольного конца РВД.
4.2.55. Проверить АВР маслонасосов турбины и МСУ, для чего:
1) настроить на стенде реле давления смазки и включить его в работу. Установить контакты ЭКМ для АВР маслонасосов турбины.
2) поставить ПБ в положение "Автоматическое", поставить ключи РМН и АМН на АВР.
3) Персонал ЦАСУТП, совместно со старшим машинистом медленно открывает сливной вентиль перед первым реле - РПДС.
4) при снижении давления масла до 0,45 кгс/см2 (0,045 МПа) на ЦТЩУ загорается сигнал "Давление масла на смазку мало".
5)при снижении давления масла до 0,35 кгс/см2 (0,035 МПа) включается в работу РМН.
6) при снижении давления масла до 0,3 кгс/см2 (0,03 МПа) включается в работу АМН.
7) при снижении давления масла до 0,25 кгс/см2 (0,025 МПа)отключается ВПУ турбины.
8) вывести стопорный и регулирующие клапаны турбины при снижении давления масла до 0,25 кгс/см2 (0,025 МПа), на ЦТЩУ загорается табло "Масла на смазку нет" и происходит закрытие всех клапанов защитой турбогенератора.
9) закрыть сливной вентиль на РПДС, восстановив на нем давление масла.
10) остановить АМН,РМН турбины.
11) во время проверки АВР маслонасосов турбины по графику необходимо накладку защиты по падению давления масла устанавливать в положение "Сигнал" и провести проверку срабатывания, после чего вентиль слива масла с РПДС закрыть, опломбировать и установить накладку турбины в положение "Защита". АВР маслонасосов проверять 2 раза в месяц по графику с обязательным разрешением НСС.
12) произвести проверку АВР МНУ, для чего на стоящей турбине прикрывать вентиль УМ-2 подачи силового масла на инжектор уплотнений;
13)при снижении давления масла перед ЭКМ на АВР до 6,5 кгс/см2
(0,65 МПа) включается в работу РМНУ, если до снижения давления масла были подготовлены цепи АВР, т.е. давление по ЭКМ выше контакта подготовки АВР к работе 7 кгс/см2 (0,7 МПа).Переключатель блокировки АВР РМНУ поставить в положение деблокировано и остановить насос.
14)при снижении давления масла по ЭКМ до 5,5 кгс/см2 (0,55 МПа) включится в работу АМНУ, если до снижения давления масла перед регулятором были подготовлены электрические цепи АВР, т.е. давление по ЭКМ было выше контакта подготовки АВР к работе 6,5 кгс/см2 (0,65 МПа).
15)после проверки действия АВР МНУ открыть вентиль УМ-2 подачи -силового масла на инжектор уплотнений и проверить, что давление масла по ЭКМ восстановилось и манометры показывают выше контактных уставок подготовки АВР МНУ к работе. Установить ПБ АВР МНУ в положение АВР.
16)при проверке блокировки МНУ по графику на работающей турбине
пользоваться способом замыкания контактов ЭКМ.
4.2.56. Проверить работу всей маслосистемы и опломбировать арматуру в зафиксированном положении, кроме напорной задвижки ПМН турбины, которую закрывают при выходе турбины на 3000 об/мин (50 с-1) и открывают вновь после останова ПМН при работе турбины на 3000 об/мин (50 с-1).
4.2.57. При необходимости прекращения подачи масла на водородные уплотнения с остановом РМНУ и АМНУ и инжектора, необходимо закрыть вентиль подачи масла из демпферного бака на водородные уплотнения УМ-23.
Это необходимо для удержания уровня в демпферном баке и предотвращения переполнения маслобака турбины маслом.
4.2.58. Снятие пломб на масляной арматуре допускается в присутствии администрации КТЦ.
4.2.59. Приемка и сдача смены без пломб на масляной арматуре запрещается.
4.2.60. При появлении течей масла ставить в известность НСКТЦ-2. Особенно тщательно контролировать участки вблизи горячих поверхностей. Не допускать попадания масла на тепловую изоляцию.
4.2.61. Тщательно и регулярно осматривать импульсные линии к манометрам, при появлении течей масла требовать от персонала ЦАСУТП их устранения.
4.2.62. Не менее одного раза в сутки осматривать плотность всех фланцевых соединений маслопровода и особенно в закрытых масляных коробах.
4.2.63. Проверить работу системы регулирования турбины:
1) проверить, что распределительный золотник ЗАБ установлен на задний упор и застопорен защелкой, а поворотная шайба ЗАБ установлена в положение "Работа" и также застопорена.
2) дроссельный золотник изменения передаточного отношения на сервомоторе ЧНД вывернут до отказа (до деления "0" по шкале и зафиксирован в этом положении).
3) проверить, что при положении синхронизатора регулятора скорости на "0" золотники автомата безопасности взведены, давление "стерегущего масла" (давление масла на посадку ЗАБ) составляет примерно 9-10 кгс/см2 (0,9-1,0МПа);
4) проследить за вращением золотников. Золотник d 70 мм регулятора скорости начинает вращаться при включении ПМН в работу. Золотники серво-
моторов должны начать вращаться при снятии их с упора. Золотник d 60 мм регулятора скорости всплывает и начинает вращаться только при вступлении регулирования в работу;
5) включить сервомотор низкого давления, для чего воздействовать на РТО в сторону "Меньше" и следить за прикрытием поворотной диафрагмы.
6) воздействовать на синхронизатор регулятора скорости в сторону "Повышение". Проверить, что стопорный клапан, регулирующие клапаны и регулирующие диафрагмы открываются. При этом поршень сервомотора ЧВД поднимается с нижнего упора скачком на 5-30 мм. Дальнейшее движение сервомоторов должно быть плавным без заеданий (ход контролировать по дистанционным указателям и давление масла под поршнем и над поршнем сервомотора). Установить синхронизатор регулятора скорости в положение, при котором поршень сервомотора ЧВД поднят на 45% хода (100 мм);
7) проверить, что при воздействии на регулятор теплофикационного отбора, поршни сервомоторов перемещаются плавно, без заеданий, при этом поршни сервомоторов ЧВД и ЧНД перемещаются в противоположных направлениях. Установить регулятор теплофикационного отбора в нулевое положение.
8) проверить, что при воздействии на ограничитель мощности клапаны ЧВД закрываются плавно, а поршень сервомотора ЧНД опускается скачками после посадки золотника сервомотора ЧВД на нижний упор. Установить ограничитель мощности в нулевое положение.
4.2.64. Проверить аварийное положение турбины:
1) ударом по кнопке аварийного останова посадить ЗАБ на нижний упор. Проверить, что при этом регулирующие клапаны, регулирующая диафрагма и стопорный клапан закрылись быстро и без заеданий. Взвести ЗАБ синхронизатором регулятора скорости, для чего предварительно синхронизатор вывести в нулевое положение, а после этого вращать в сторону "Повышение" и проверить срабатывание защиты с ЦТЩУ ключом останова турбины. Вновь взвести ЗАБ синхронизатором регулятора скорости.
2) закрыть и вновь открыть маховичком автозатвора стопорный клапан, после чего установить маховичок на защелку. Во всех случаях движение автозатвора должно быть плавным без заеданий.
3) установить синхронизатор регулятора скорости в нулевое положение. При этом ЗАБ взведутся. Стопорные и регулирующие клапаны, регулирующие диафрагмы закрыты.
4) осмотреть наружные детали системы регулирования и убедиться в том, что регулирующие клапаны ЧВД закрыты, а ролики кулачкового механизма легко вращаются и смазаны серебристым графитом. Убедиться, что ЗАБ всплыли и находятся в верхнем положении.
4.3. Подготовка к пуску конденсационной и регенеративной установок.
Операции этого раздела могут быть совмещены по времени с прогревом главного паропровода.
4.3.1. Осмотреть конденсационную и регенеративную установки. Убедиться, что водоуказательные стекла включены в работу и освещены. Убедиться в подключении вакуумметра к горловине конденсатора и манометров к паровому пространству подогревателей и трубопроводов отборов.
4.3.2. Проверить плотность закрытия смотровых лазов конденсатора и отсутствие посторонних предметов на атмосферных клапанах ЧНД. Проверить сохранность паронитовых прокладок взрывных клапанов на ЧНД. При необходимости замены прокладок использовать паронит толщиной 1 мм.
Проверить закрытие всех задвижек, а также задвижек на линиях связи с другими системами.
4.3.3. Закрыть задвижку опорожнения конденсатора в канализацию.
4.3.4. Закрыть вентили опорожнения конденсатопроводов, парового пространства подогревателей.
4.3.5. Проверить отсутствие упоров под конденсаторами турбины и пружинными подвесками трубопроводов нижнего отбора на ПСГ-1.
4.3.6. Заполнить циркводоводы и конденсатор водой, для чего:
закрыть задвижки опорожнения циркводоводов в канализацию;
открыть вентили воздушников камер для выпуска воздуха;
медленно, вручную, открыть задвижки на сливных трубопроводах циркводы из конденсаторов Ц-5, Ц-6 (ТГ-5,7), Ц-13, Ц-14 (ТГ-10);
после выхода воздуха из верхней части конденсатора закрыть воздушники.
4.3.7. Подготовить к пуску оба циркуляционных насоса, для чего:
1) осмотреть насосы, электродвигатели и убедиться в их исправном состоянии.
2) проверить, по маслоуказателям наличие достаточного количества масла в подшипниках и в случае необходимости, добавить масло.
3) открыть вентили отсоса воздуха из корпусов насосов.
4) открыть вентиль подачи пара на эжектор циркуляционной системы.
Примечание. Дроссельный клапан подачи пара на хоз.эжектор открыт и отрегулирован при первых пусках.
5) заполнить циркуляционные насосы водой.
6) открыть электрозадвижки Ц-1,Ц-2 или Ц-5,Ц-6 (ТГ-10) на всасывающих линиях циркуляционных насосов.
7) открыть общую задвижку отсоса воздуха из насосов и трубопроводов.
4.3.8. После заполнения циркуляционных насосов водой пустить поочередно оба насоса и убедиться в их исправности, проверить по манометру, что насос создает нормальное давление равное 2,5 кгс/см2 (0,25 МПа) что сила тока не превышает величины, соответствующей ходу электронасоса. Остановить один циркуляционный насос, второй оставить работающим.
4.3.9. После пуска циркуляционных насосов закрыть вентили отсоса воздуха из насосов, включить подачу циркуляционной воды из напорной линии к сальниковым уплотнениям. Убедиться в исправности сальников.
Примечание. Во избежание чрезмерного нагрева не допускать длительной работы насосов на холостом ходу.
4.3.10. Постепенно открыть электрозадвижку Ц-3 или Ц-4 на напорной линии циркуляционного насоса. Второй циркуляционный насос включается в работу в зависимости от нагрузки и температуры циркуляционной воды.
4.3.11. При работе одного циркнасоса - второй (резервный) должен находиться на АВР и должен быть заполнен водой, при этом:
вентиль отсоса воздуха со всасывающего трубопровода резервного насоса должен быть закрыт, а вентиль отсоса с насоса открыт;
вентиль отсоса воздуха со всасывающего трубопровода работающего насоса должен быть открыт, а вентиль отсоса с насоса закрыт.
В этом случае работающий циркнасос будет подсасывать циркводу с корпуса резервного насоса и тот будет постоянно заполнен водой.
4.3.12. Открыть задвижку на перемычке Ц-7 (ТГ-5,7), Ц-9 (ТГ-10) между напорными циркводоводами.
Примечание. Запрещается увеличение давления в водяном пространстве конденсаторов (основные пучки) более 2,0 кгс/см2 (0,2 МПа).
4.3.13. Дать расход циркуляционной воды через встроенные пучки конденсаторов:
открыть задвижки ЦС-3, ЦС-4, (ТГ-5,7), 10Ц-12 (ТГ-10) на выходе и вытеснить воздух;
открыть задвижки Ц-8,Ц-9 (ТГ-5,7), 10Ц-10, 10Ц-11 (ТГ-10) на входе.
4.3.14. Открыть задвижки Ц-14, Ц-15 (ТГ-5,7), Ц-15, Ц-16, (ТГ-10) на линиях связи с другими турбинами по циркводе.
4.3.15. Подготовить к включению маслоохладители, для чего:
проверить, что все задвижки ОМ-2А, ОМ-2Б, ОМ-2В, ОМ-2Г, ОМ-2Д, ОМ-2Е на сливе из маслоохладителей закрыты;
проверить, что задвижки ОМ-1А, ОМ-1Б, ОМ-1В, ОМ-1Г, ОМ-1Д, ОМ-1Е с напорной стороны до маслоохладителей открыты;
открыть общие задвижки Ц-17, Ц-19 (ТГ-5,7), 10Ц-31 (ТГ-10) на сливе воды после маслоохладителей;
открыть задвижки Ц-16, Ц-18 (ТГ-5,7), 10Ц-17, 18, 19, 20, 23 (ТГ-10) до и после водяных фильтров;
вытеснить воздух из маслоохладителей и водяных фильтров;
проверить закрытие задвижек 5Д-1,7Д-1 10Ц-24 (ТГ-10)подачи добавочной и тех.воды на маслоохладители;
задвижки на сливе из маслоохладителей должны быть закрыты, открытие их осуществлять по мере нагревания масла свыше 40-450С;
если при пуске или работе турбины давление циркводы низкое, а температура высокая, необходимо приоткрыть задвижки 5Д-1, 7Д-1, 10Ц-24 (ТГ-10) и подать добавочную или цирк.воду на охлаждение масла;
при повышении температуры масла после маслоохладителей выше 650С и одновременном снижении давления воды по ЭКМ перед маслоохладителями до 0,4 кгс/см2 (0,04 МПа)защита останавливает турбину;
при подаче охл.воды не допускать повышения давления воды в маслоохладителях свыше давления масла, т.е. более 0,9 кгс/см2 (0,09 МПа).
4.3.16. Подготовить к работе систему водородного охлаждения генератора (газоохладители, воздухоохладители, насосы НГО) согласно инструкции. Не допускать снижения температуры охлаждающей воды после газоохладителей ниже 150С и повышение Т газа выше 550С.
4.3.17. Подготовить к работе конденсационную установку:
1) открыть вентили до и после фильтра на линии подачи химобессоленной воды в конденсаторы, проверить, что обводной вентильфильтра и вентиль опорожнения и промывки закрыт.
2) открыть вентиль до и после фильтра на линии конденсата к пароохладителям и на взвод обратных клапанов отборов турбины, проверить, что обводной вентиль фильтра и вентиль опорожнения и промывки закрыт.
Примечание. Обводной вентиль открывается только при промывке фильтра, для чего закрывается вентиль подачи воды перед фильтром, а вентиль после фильтра и вентиль опорожнения открывается.
3) открыть задвижки К-6,К-8,К-5,К-7 основного конденсата до и после основных эжекторов. Закрыть задвижку К-9 на трубопроводе основного конденсата помимо основных эжекторов.
4) открыть задвижки К-11,К-12 основного конденсата сальникового подогревателя ХЭ-90.Закрыть задвижку К-10 помимо сальникового подогревателя.
5) открыть задвижки К-13,К-14 основного конденсата на подогреватель уплотнений (ПС-100). Закрыть задвижку К-15 помимо подогревателя уплотнений.
Примечание. Обводные задвижки открываются только при отключении по воде во время ремонта одного из эжекторов;
6) открыть задвижки ОПУ-3 на трубопроводе отсоса пара из коллектора промежуточных камер уплотнений турбины на подогреватель уплотнений, отсосе воздуха из подогревателя уплотнений в конденсатор турбины, на сливе конденсата из подогревателя уплотнений через гидрозатвор 14 м на конденсатор турбины. Закрыть задвижку ОПУ-2 на линии отсоса пара из коллектора промежуточных камер уплотнений на конденсатор.
7) открыть задвижку ОПУ-4 на трубопроводе от коллектора отсосов из крайних камер уплотнений на сальниковый подогреватель (ХЭ-90).
Закрыть задвижку ОПУ-5 выхлопа в атмосферу паровоздушной смеси из коллектора отсоса.
8) проверить закрытие вентилей подачи пара на основные эжекторы, задвижек 0-5, 0-6 отсоса воздуха на основные эжекторы и задвижки 0-4 отсоса воздуха на пусковой эжектор.
9) открыть задвижки 0-1,0-2,0-3 отсоса воздуха из конденсаторов.
10) проверить, что электрозадвижка аварийного срыва вакуума плотно закрыта.
11) открыть задвижки К-16, К-17 на трубопроводе основного конденсата до и после регулятора уровня в конденсаторе,К-18 после клапана рециркуляции в конденсатор. Закрыть обводные задвижки К-19 и К-20 клапана рециркуляции.
12) открыть задвижки К-21, К-22 на входе и выходе ПНД-1, закрыть задвижку К-23 на байпасе основного конденсата ПНД-1.
13) открыть задвижки К-24, К-25 на входе и выходе ПНД-2, закрыть задвижку К-26 на байпасе основного конденсата ПНД-2.
14) открыть задвижки К-27,К-28 на входе и выходе ПНД-3, закрыть задвижку К-29 на байпасе основного конденсата ПНД-3.
15) открыть задвижку К-30 на входе в ПНД-4, закрыть задвижки К-31, 32 на выходе и байпасе ПНД-4. Открыть воздушники трубной системы ПНД.
16) открыть вентили каскадного отсоса воздуха из ПНД-4 в ПНД-3, из ПНД-3 в ПНД-2,из ПНД-2 в конденсатор, из ПНД-1 в конденсатор турбины. Закрыть вентили отсоса воздуха из подогревателей на конденсатор.
17) открыть задвижки слива конденсата греющего пара из ПНД-4, в ПНД-3, из ПНД-3 на конденсатор, из ПНД-2 на конденсатор, из ПНД-1 на конденсатор. Закрыть задвижки слива конденсата из ПВД-5 в ПНД-4 и из ПНД-4 в конденсатор.
18) открыть задвижки подачи пара на ПНД-1, ПНД-2, ПНД-3, ПНД-4.
19) проверить закрытие (закрыть) задвижек подачи пара от отборов турбины на ПВД.
4.3.18. Подготовить схему основного конденсата на гидроприводы обратных клапанов отборов турбин:
для турбин ст.№ 5,7 типа Т-100-130-2;
открыть вентиль конденсата до фильтров;
открыть ручные вентили до соленоидных клапанов всех трех групп, после них и между ними;
открыть общий байпасный дроссельный вентиль соленоидов и все три вентиля связи байпасной линии с трубопроводами конденсата после соленоидов защиты.
4.3.19. Подготовить к работе конденсатные насосы:
убедиться, что вентили опорожнения конденсатных насосов закрыты;
закрыть задвижки К-3,К-4 на напоре конденсатных насосов;
открыть задвижки К-1,К-2 на всасе конденсатных насосов;
открыть вентиль на отсосе воздуха из конденсатных насосов турбины на конденсатор;
открыть электрозадвижку на подводе химобессоленной воды в конденсатор турбины. Заполнить конденсатор водой до уровня 3/4 стекла в конденсатосборнике;
проверить отсутствие (убрать) посторонних предметов около насосов, наружным осмотром проверить чистоту и исправность насосов;
заполнить верхний подшипник каждого насоса турбинным маслом до уровня риски маслоуказателя. Проверить установку палец полумуфт насос;
проверить, что сальники насосов набиты правильно, а грундбуксы стоят без перекосов и не касаются вала.
4.3.20. Потребовать от персонала эл.цеха собрать электрические схемы насосов.
4.3.21. Пустить поочередно оба конденсатных насоса, убедиться в их исправности. Проверить, что каждый насос создает нормальное 18-19 кгс/см2 (1,8-1,9 МПа) давление и что сила тока электродвигателя не превышает величины, соответствующей холостому ходу насоса.
4.3.22. Медленно открыть задвижки на напоре конденсатных насосов, проверить плотность обратного клапана на напоре каждого насоса. Клапан считается плотным если ротор остановленного насоса не вращается в обратную сторону.
4.3.23. Проверить АВР конденсатных насосов:
включить в работу конденсатный насос А;
установить ключ блокировки ПБ КН-Б в положение "сблокировано";
прикрывая задвижку на напоре, снизить давление в конденсатопроводе до 8кгс/см2 (0,8 МПа) убедиться, что резервный насос включился.
Открыть напорную задвижку, проверить АВР конденсатного насоса А в том же порядке.
4.3.24.Проверить АВР конденсатных насосов от прекращения питания электродвигателей:
аварийной кнопкой отключить работающий насос;
должен включиться резервный конденсатный насос.
4.3.25. Оставить в работе один из насосов, второй поставить на АВР. Убедиться, что насос создает давление около 14 кгс/см2(1,4 МПа). Проверить через воздушники ПНД, что их трубная система заполнена водой, после чего воздушники закрыть.
4.3.26. Подготовить к работе гидроприводы обратных клапанов отборов турбин ст.№ 5,7:
1) закрыть вентиль подачи конденсата на зарядку гидроприводов обратных клапанов. Сигнал "Обратные клапаны зависли" должен быть погашен;
2) дроссельным вентилем отрегулировать давление воды между соленоидами 10+-0,5 кгс/см2 (1,0+-0,05 МПа);
3) приоткрыть дроссельный вентиль подачи конденсата помимо выходных соленоидов, отрегулировать давление воды на гидроприводы 10+-0,5 кгс/см2 (1,0+-0,05 МПа);
4) собрать эл.схему управление соленоидов. Опробовать ручным переключением на соленоидных клапанах легкость хода, отсутствие заеданий от ключа управления, опробовать срабатывание всех групп соленоидов. Категорически запрещается эксплуатация схемы в тех случаях, когда группа соленоидов срабатывает не попарно. Непарное срабатывание может привести к отказу в работе защиты турбины и несрабатыванию гидроприводов обратных клапанов турбины.

4.3.27. Для турбины Т-100-130-3 ст.№ 10.
Для взвода гидроприводов необходимо открыть электровентиль подачи конденсата после фильтров. После зарядки гидроприводов и установа их на стопор-вентиль конденсат закрыть. При срабатывании защит подается напряжение на соленоиды обратных клапанов, которые освобождаются защелками пружинных сервомоторов. Пружинным приводом сервомоторы закрывают обратные клапаны.
4.3.28.Подготовить к пуску сливные насосы ПНД-2 и ПНД-3. Открыть задвижки на всасе и напоре сливных насосов ПНД-2 и ПНД-3. Открыть вентиль отсоса воздуха из корпусов насосов. Потребовать от персонала эл.цеха собрать эл.схемы.
4.3.29. Опробование насосов производится при заполненных насосах водой, т.е. при работе турбины.
4.3.30. Закрыть вентиль подачи конденсата на пароохладитель. Подать конденсат на уплотнение вакуумной арматуры.
4.3.31. Потребовать от персонала ЦАСУТП включения в работу и проверки регуляторов уровней в конденсаторе, ПНД.
Произвести проверку работы регуляторов согласно инструкции.
4.3.32. В связи с тем, что ПСГ-1 по пару не отключается необходимо при пуске турбины, а также при всех режимах работы турбины, когда ПСГ-1 отключен по сетевой воде, устанавливать через его трубную систему небольшой проток химически очищенной деаэрированной воды с температурой не более 400С, качество которой должно соответствовать требованиям, предъявляемым к сетевой воде, для чего:
открыть вентиль на сливе из трубной системы на воронку;
открыть вентиль заполнения трубной системы подогревателя химически очищенной деаэрированной водой;
после заполнения, прикрыв его, установить необходимый проток воды с давлением не более 8 кгс/см2 (0,8 МПа).
Контроль поступления воды производить по сливу в открытую воронку:
открыть задвижку КБ-13 слива конденсата греющего пара из подогревателя в конденсатор через расширитель.
4.3.33. Проверить закрытие задвижек ПБ-1 и ПБ-2 на отборах пара к ПСГ-2 и задвижки КБ-12 на сливе конденсата из ПСГ-2 в ПСГ-1.

4.4. Проверка защит, прогрев паропроводов и подготовка к пуску турбины.
4.4.1. Убедиться в отсутствии давления пара перед ГПЗ. Собрать электрическую схему электроприводов для проверки защит.
4.4.2. Взвести стопорный клапан, открыть ГПЗ.
4.4.3. Отключить турбину кнопкой автомата безопасности, проверить, что стопорный клапан, регулирующие клапаны ЦВД и диафрагма закрылись, проверить, что закрылись ГПЗ и обратные клапаны отборов турбины. На ЦТЩУ должны загореться табло "Стопорный клапан закрыт", "Обратные клапана ЦВД закрыты", "Обратные клапаны ПНД, регулируемого отбора закрыты", "Сервомотор ЧВД на упоре", "Сервомотор ЧНД на упоре".
4.4.4. Вывести синхронизатор скорости на 0 мм. По специальной программе произвести проверку всех защит турбогенератора и работу сигнализации. Проверить работу ВПУ турбогенератора.
4.4.5. После проверки защит дополнительно проверить закрытие задвижек острого пара перед стопорным клапаном.
4.4.6. Подготовить к пуску эжекторную установку, для чего:
1) произвести прогрев паропроводов подачи пара от пароуравнительного коллектора ДВД на концевые уплотнения турбины и к эжекторам, открыть дренажи, а затем общую задвижку У-1.
2) открыть вентили подачи пара на пусковой и основные эжекторы. Убедившись в нормальном создании вакуума, открыть задвижки отсоса воздуха на эжекторы, проверить плотность закрытия задвижки срыва вакуума.
4.4.7. Открыть дренажи пароперепускных труб ЧВД в атмосферу, а на конденсатор закрыть. Вентили ревизии продувки пароперепускных труб открыть в атмосферу.
4.4.8. Открыть дренажи турбины, паропроводов отборов на расширитель.
4.4.9. Открыть общие задвижки на коллекторах дренажей перед расширителем.
4.4.10.Открыть вентиль подачи пара на эжектор сальникового подогревателя и поднять давление перед соплом 1,5 кгс/см2 (0,15 МПа).
4.4.11. Открыть дренаж коллектора подачи пара на концевые уплотнения турбины.
4.4.12. Открыть задвижку подачи пара на коллектор концевых уплотнений и регулятором давления поддерживать в нем абсолютное давление 1,01-1,03 кгс/см2 (0,101-0,103 МПа). Не допускать пропаривания через уплотнение цилиндров, во избежание обводнения масла. Настроить автоматическое поддержание указанного давления. После прогрева паропроводов дренажи закрыть.
Примечание. Категорически запрещается подача пара на ротор турбины, если ВПУ не включен, т.к. в данном случае может возникнуть недопустимый прогиб ротора.
4.4.13. При наборе вакуума усилить наблюдение за индикатором прогиба вала РВД, который должен показывать бой вала не более 0,03 мм.
4.4.14. Одновременно с набором вакуума начать прогрев главного паропровода:
открыть вентили ревизии дренажей перед ГПЗ;
медленным открытием байпаса паровых задвижек ТП-1,ТП-2 (ТГ-5,7) ТП-1 (ТГ-10 начать прогрев паропроводов.
При давлении 3-5 кгс/см2 (0,3-0,5 МПа) открыть вентили дренажей на расширитель высокого давления, обеспечив подачу охлаждающей воды на впрыскивающее устройство расширителя. Вентиль ревизии закрыть. Прогрев главного паропровода в зависимости от уровня температур вести со скоростью:



Интервал температур

Скорость подъема давления
кгс/см2
Скорость прогрева
град/мин

100-200
1,0 - 1,5
9

200-250
3-4
9

250-300
6-7
9

300-400

9

400-500

6

более 500

4


После прогрева главного паропровода и подъема давления в нем до 130кгс/см2 (13,0 МПа) открыть задвижки ТП-1,2 (ТГ-5,7), ТП-1 (ТГ-10).
Примечание. Прогрев главных паропроводов в принципе можно проводить самостоятельно независимо от начала набора или уровня вакуума.
4.4.15. Начать прогрев паропровода отсоса от штоков клапанов со стороны деаэратора высокого давления, предварительно открыв дренаж перед обратным клапаном и задвижки Ш-3,Ш-4 отсоса пара от штоков, от коллектора и от деаэратора.
4.4.16. При наборе вакуума потребовать от МОВОТ усиленного наблюдения за уровнем воды в ПСГ-1,ПСГ-2, конденсаторах, ПНД. При увеличении уровня, что свидетельствует о неплотности трубной системы, тщательно проверить состояние оборудования. Поврежденные подогреватели отключить в ремонт.
4.4.17. Закрыть вентиль обеспаривания главного паропровода, паропровода между ГПЗ и стопорным клапаном. Закрыть дренаж пароперепускных труб ЦВД в атмосферу, открыть дренажи пароперепускных труб ЦВД в конденсатор.
Приоткрыть дренаж на линии подвода пара к фланцам и шпилькам.
4.4.18. Открыть все вентили подвода воды на охлаждение сервомотора стопорного клапана и сервомоторов кулачковых устройств регулирующих клапанов ЦВД, штоков под лапами цилиндров.
4.4.19. При достижении вакуума в конденсаторе не ниже- 0,31-0,38кгс/см2 (250-300 мм рт.ст.) (-0,031 -0,038 МПа) приступить к прогреву пароперепускных труб ЦВД:
1) синхронизатором регулятора скорости открыть стопорный клапан. Регулирующие клапаны оставить закрытыми.
2) постепенным открытием байпасного клапана ГПЗ, начать прогрев стопорного клапана и пароперепускных труб ЧВД. Скорость прогрева металла корпуса стопорного клапана не должна превышать 3-3,50С в минуту, для чего давление пара в трубах необходимо поднимать медленно.
Примечание. В целях сокращения времени на предпусковые операции прогрев главных паропроводов целесообразно совместить с прогревом стопорных, регулирующих клапанов и пароперепускных труб.
3) для улучшения прогрева стопорного клапана целесообразно увеличить протоки пара по штоку клапана за счет его посадки на 10-15 мм от верхнего упора и открытием задвижек Ш-1, Ш-2 отсоса пара от штоков на ДВД. Поднимать давление в коллекторе отсоса более 12 кгс/см2 (1,2 МПа ) -запрещается. На данное давление настроить предохранительный клапан паропровода отсоса от штоков.
4.4.20. При достижении вакуума в конденсаторе -0,51 -0,58 кгс/см2 (-0,051 -0,058 МПа), (400-500 мм рт.ст.). Отключить пусковой эжектор, закрыв задвижки на отсосе воздуха, а затем на подаче пара.
4.4.21. При прогреве пароперепускных труб ЦВД, следить, чтобы ротор не сошел с ВПУ. Если ротор начал вращаться, снизить давление пара и после останова ротора включить в работу ВПУ. Убедиться, что сила тока электродвигателя ВПУ не превышает 23 А, а бой вала по индикатору на переднем конце РВД показывает не более 0,03 мм.
4.4.22. При прогреве стопорного клапана следить за тем, чтобы разность температур крышки и корпуса не превышала 500С.
4.4.23. После прогрева стопорного клапана и перепускных труб, закрыть пусковой байпас. Обеспарить пароперепускные трубы до 0 кгс/см2 (0 МПа).

5. ПУСК ТУРБИНЫ

5.1. Общие указания по пуску турбины.

5.1.1. В зависимости от теплового состояния турбины, определяющего особенности технологии ,режимы пуска делятся на следующие основные группы:
из холодного состояния - при полностью остывших паропроводах и температуре металла паровпускных частей ЦВД турбины не более 1500С.
из неостывшего состояния - при температуре металла ЦВД 150-3500С.
из горячего состояния - при температуре металла ЦВД выше 3500С.
5.1.2. Основные особенности пусков.
Прогрев и пуск турбины из всех тепловых состояний производится паром номинальных параметров.
При пуске турбины из холодного и неостывшего состояний отопительные отборы и ПВД включаются при нагрузке 40-50 МВт.
При пуске турбины из холодного состояния производится предварительный прогрев стопорных клапанов и пароперепускных труб до температур 280-3300С.
При пуске турбины из неостывшего состояния прогрев металла производится до температуры соответствующей наиболее горячей части ЦВД. Во избежание укорочения ротора высокого давления температура металла пароперепускных труб должна превышать на 50 град. температуру наиболее горячей части ЦВД. Дренажи ЦВД открываются непосредственно перед подачей пара в турбину.
При пуске турбины из горячего состояния дренажи ЦВД и боковых регулирующих клапанов не открываются, а дренажи паропроводов отборов на подогреватели открываются непосредственно перед подачей пара в турбину.
5.1.3. С момента пуска вспомогательного оборудования регулярно вести записи показания основных измерительных приборов всей турбоустановки.
5.1.4. Перед подачей пара в турбину при вращении ротора ВПУ проверить величину отклонения стрелки прибора указателя искривления вала, которая не должна превышать 0,05 мм. Если эта величина превышает допустимую, то повышать частоту вращения ротора - запрещается.
5.1.5. Скорость прогрева металла ЦВД, корпусов регулирующих клапанов не должна превышать:
от 50 до 2000С. - 4 градуса в минуту
от 200 до 3000С - 3 градуса в минуту
от 300 до 4000С. - 2 градуса в минуту
от 4000С и выше. - 1 градус в минуту
5.1.6. Тепловое расширение цилиндров турбины должно быть симметрично. Перед набором вакуума произвести замеры зазоров между штифтами, установленными на подшипниках и лапах цилиндров. При увеличении частоты вращения ротора и нагружении
турбины, следует проверять изменение зазоров между штифтами данные расширений заносить в специальный формуляр.
5.1.7. Разность температур металла верха и низа корпуса ЦВД в зоне паровпуска не должна превышать 40 0С
5.1.8. При повышении частоты вращения ротора следить за вибрацией подшипников турбины. При частоте вращения ротора 1500 об/мин (25с-1) вибрация не должна превышать 4,5 мм.сек-1 (что соответствует эквивалентному значению размаха виброперемещения на этой частоте вращения 50 мкм) на этой частоте вращения сверхуказанной величины свидетельствует о недопустимом тепловом прогибе ротора или недостаточном прогреве цилиндра. Поэтому пуск турбины прекращается и вращение ротора перевести на ВПУ. При частоте вращения ротора более 1500 об/мин, на холостом ходу (3000 об/мин) и под нагрузкой вибрация, измеренная на корпусах подшипников, должна быть не более 4,5 мм.с-1 (что соответствует эквивалентному значению размаха виброперемещения на частоте вращения 3000 об/мин 30мкм)
Примечание. При появлении повышенной вибрации на любом из подшипников турбогенератора необходимо уменьшить частоту вращения ротора (нагрузку) турбины до исчезновения вибрации, выдержать турбину на сниженной частоте вращения около 30 минут, а затем снова увеличить частоту вращения ротора (нагрузку). Если при повторном увеличении частоты вращения (нагрузке) вибрация не исчезнет, вновь уменьшить частоту вращения (нагрузку) выдержать турбину на сниженной частоте вращения (нагрузке) около 2 часов, после чего повторить увеличение частоты вращения ротора (нагрузки).Если вибрация подшипников не уменьшается после принятых мер, необходимо турбину остановить и перевести вращение ротора на ВПУ. При пуске турбины необходимо ключ прибора контроля за прогибом вала РВД установить в положение "Работа" и вести постоянное наблюдение за искривлением вала. Если искривление вала превышает по прибору 0,05 мм, пуск турбины (набор оборотов) должен быть немедленно прекращен и турбина должна быть переведена на ВПУ. При работе ВПУ проверить бой вала по индикатору часового типа, который не должен быть более 0,03 мм. При увеличении боя вала пусковые операции прекращаются до полного исчезновения прогиба вала при работе на ВПУ. При пусках турбины толчок ротора производить только после установления постоянного значения прогиба ротора в пределах допустимого в течении 30 мин.
Прогиб вала турбины может появиться в результате:
1) задевания в проточной части из-за малых зазоров в уплотнениях;
2) попадания "холодного" пара на ротор при прогреве пароперепускных труб ЦВД или из отборов турбины;
3) возникновение разницы температур верх-низ ЦВД выше допустимой. Особенно опасно резкое увеличение разницы (выше допустимой), которая может произойти в случаях попадания воды или "холодного" пара из отборов турбины на нижнюю часть турбины;
4) неравномерное расширение ЦВД по направляющим шпонкам опорных
лап и фундаментным рамам опорных подшипников из-за попадания грязи и заедания;
5) кратковременного или длительного останова ВПУ при режиме набора вакуума, когда на уплотнения ротора подается пар.
Данные случаи могут возникнуть при наладке автомата безопасности или перестановке приспособления для проточки токосъемных колец генератора при ремонтах. Поэтому категорически запрещается останов ВПУ при подаче пара на уплотнения вала даже для кратковременных операций по наладке автомата безопасности.
5.1.9. При повышении частоты вращения ротора следует учитывать, что расчетные критические обороты турбогенератора составляют величины:
Критическая частота вращения роторов об/мин (с-1)

1
2
3
4
5

1615
(26,9)
2125
(35,4)
2270
(37,8)
2530
(42,2)
4810
(80,2)

Критические числа оборотов следует проходить быстро, не допуская значительного усиления вибрации.
5.1.10. Разность температур между правым и левым фланцами ЦВД не должна превышать 10 град.
5.1.11. При пуске и нагружении турбины температура фланцев ЦВД должна быть выше температуры шпилек, но не более чем на 20 град.
Разогрев шпилек больше, чем фланцев, может вызвать нарушение плотности фланцевого соединения. Во избежание этого подачу пара на обогрев фланцев нужно производить раньше, чем обогрев шпилек, прогревая шпильки только в том случае, если температура их начинает остывать от температуры фланцев на недопустимую величину.
5.1.12. Разность температур фланцев и средней температуры стенки цилиндра не должна превышать +- 15 град.
5.1.13. Значения предельных величин относительного удлинения или укорочения роторов, при которых появляется сигнал, составляют:
ЦВД + 3,0 мм или - 1,2 мм,
ЦСД + 3,0 мм или - 2,5 мм,
ЦНД + 4,0 мм или - 4,0 мм.
Примечание. "+" - означает, что ротор длиннее цилиндра.
"-" - означает, что ротор короче цилиндра.
5.1.14. Запрещается повышать частоту вращения ротора (нагрузку) турбины, если относительное удлинение или укорочения хотя бы одного из роторов приближается к величине при которой появляется сигнал.
Если относительное удлинение или укорочение какого-либо из роторов достигло сигнала, должны быть немедленно приняты к его уменьшению, с тем, чтобы оно в силу тепловой инерции роторов не вышло за пределы допустимых величин.
Для предотвращения выхода относительных перемещений ротора за допустимые пределы следует принимать следующие меры:
1) если ротор ЦВД удлиняется быстрее цилиндра, - возобновить (увеличить) подачу пара на обогрев фланцев и, при необходимости, также на
обогрев шпилек.
При дальнейшем увеличении относительного удлинения ротора, необходимо прекратить повышения частоты вращения (нагрузки) и выдержать турбину на этой частоте вращения (нагрузке) до уменьшения относительного удлинения.
Если принятые меры не дают положительных результатов и относительное удлинение ротора достигло величины сигнала, необходимо уменьшить частоту вращения ротора (нагрузку) до исчезновения увеличенного относительного расширения ротора, выдержать турбину на сниженной частоте вращения (нагрузке) и затем снова увеличить частоту вращения ротора (нагрузку).
Если относительное удлинение ротора не уменьшается, турбину необходимо отключить и вращение ротора производить ВПУ.
2) если ротор ЦВД удлиняется медленнее цилиндра, прекратить подачу пара на обогрев фланцев, шпилек и подать на переднее уплотнение ЦВД горячий пар. При дальнейшем укорочении ротора необходимо прекратить изменение частоты вращения ротора (нагрузки) и выдержать турбину на этой частоте вращения (нагрузки) до увеличения исчезновения увеличенного относительного укорочения ротора.
Если принятые меры не дают положительных результатов и относительное укорочение ротора достигло величины сигнала, необходимо увеличить частоту вращения ротора (нагрузки) до исчезновения увеличенного относительного укорочения ротора и выдержать турбину на увеличенной частоте вращения (нагрузке).
Если увеличенное относительное укорочение ротора не уменьшается, турбину необходимо отключить и вращение ротора производить ВПУ.
5.1.15. Запрещается пуск турбины на холодном масле. Температура масла, поступающего на смазку подшипников (после маслоохладителей) должна быть 40-450С, на сливе из картеров подшипников не более 65 0С .
5.1.16. При повышении температуры баббита колодок упорного подшипника выше 800С при нагружении турбины, необходимо снизить нагрузку на величину, при которой температура баббита снизится до 70 0С и проработать на этой нагрузке 2-3 часа. Если при повторном нагружении температура баббита снова превысит 80 0С турбину следует остановить для осмотра.
5.1.17. При пуске турбины и работе на холостом ходу (при малых
расходах пара) температура выхлопной части ЦНД не должна превышать 800С.
Включение охлаждающего устройства при пуске турбины и работе на холостом ходу не предусматривается.
5.1.18. Во время прогрева, увеличения числа оборотов при пуске, нагружении турбогенератора, обращать особое внимание на показания приборов:
1) искривление ротора;
2) вибрация подшипников (виброскорость);
3) осевого сдвига роторов;
4) относительного перемещения роторов;
5) указывающих температуру металла верха и низа ЦВД, его фланцев, шпилек;
6) указывающих температуру масла на входе в подшипники и сливе из них;
7) указывающих температуру баббита колодок упорного подшипника турбины и водородных уплотнений генератора;
8) температуру острого пара, давление и температуру пара в контролируемых точках;
9) указывающих вакуум;
10) обороты турбины, меговаттметр;
11) температуру холодного и горячего газа в генераторе.
5.1.19. При пуске турбины и при работе её по электрическому графику, в том числе и с регулируемыми отборами пара, необходимо пропускать через конденсаторы такое количество циркуляционной воды (в зависимости от температуры воды на входе),которое обеспечивает при максимальном расходе пара в конденсатор абсолютное давление в нем не выше 0,12 кгс/см2 (0,012 МПа).
Расход циркуляционной воды при пропуске через всю поверхность конденсаторов при всех условиях должен быть не менее 8000 м3/ч.
5.1.20. Пуск турбины запрещается при:
1) отклонение показателей теплового механического состояния турбины за пределы допустимых значений.
2) неисправности хотя бы одной из защит действующих на останов турбины;
3) дефектах системы регулирования и парораспределения, которые могут привести к разгону турбины свежим или отборным паром;
4) неисправности одного из масляных насосов (ПМН, РМН, АМН, РМНУ,
АМНУ) или устройств их автоматического включения (АВР);
5) качестве масла не удовлетворяющим нормам на эксплуатационные
масла, поступающего:
на смазку подшипников (после маслоохладителей) ниже 40-450С;
на водородные уплотнения через демпферный бак, ниже 350С.
6) отклонения качества свежего пара по химическому составу от норм.

5.2. Пуск турбины из холодного состояния.
5.2.1. Проверить, что защиты турбины включены.
5.2.2. Установить ключ защиты ПЗ в положение "Сигнал". Проверить положение переключателя блокировки АВР маслонасосов в положение "Автомат".
5.2.3. Убедиться, что вакуум в конденсаторе не менее - 0,65кгс/см2 (-0,065 МПа), (500 мм.рт.ст.).
5.2.4. Воздействуя на синхронизатор регулятора скорости, полностью открыть стопорный клапан, регулирующие клапаны (4-й клапан приоткрыт) и регулирующие диафрагмы ЦНД (сервомотор ЦНД находится на верхнем упоре). Стронуть на 2-3 мм сервомотор ЦВД с положения полного открытия клапанов, воздействуя на синхронизатор в сторону "понижения" и оставить его в этом положении. Это дает уверенность, что золотник сервомотора не стоит на упоре, а синхронизатор при пуске будет находиться в одном и том же положении.
5.2.5. Открыть задвижку на байпасе ГПЗ и постепенным открытием пускового клапана дать пар в турбину, довести частоту вращения ротора до 500 об/мин (8,3 с-1). Убедиться, что ВПУ отключилось и полностью вышло из зацепления. В случае, если шестерня не полностью вышла из зацепления и червяк вращает ротор электродвигателя ВПУ, турбину немедленно остановить. Установить на ЦТЩУ ключ управления ВПУ в положение "0" (отключено).
5.2.6. Тщательно прослушать турбину, убедиться в отсутствии задеваний в проточной части и в концевых уплотнениях. Для более удобного прослушивания турбогенератора необходимо после доведения частоты вращения ротора до 500 об/мин (8,3 с-1) закрыть доступ пара в турбину, следя за тем, чтобы ротор не остановился. После прослушивания снова увеличить частоту вращения ротора до 500 об/мин (8,3 с-1) и выдержать на этой частоте вращения в течение 10 минут. Вести тщательное наблюдение за отсутствием прогиба вала по прибору.
5.2.7. Во время прогрева ЦВД следить, чтобы разность температур фланца и шпильки, разность температур левого и правого фланца, разность температур фланца и средней температуры стенки цилиндра, разность температур крышки и корпуса стопорного клапана не превышала допустимых величин. Если указанные величины выходят за пределы допустимых, следует включить обогрев фланцев, крышки стопорного клапана и при необходимости обогрев шпилек, для чего:
после прогрева линии подвода пара к коллекторам обогрева постепенным открытием клапана РД дать пар на обогрев фланцев, предварительно открыв вентиль подвода конденсата на пароохладитель. Регулирующий клапан открыть на такую величину, чтобы температура и скорость прогрева - металла фланцев не превышала допустимую величину.
5.2.8. С момента пуска турбины регулярно производить записи по измерительным приборам, согласно суточной ведомости и журнала температурного контроля за металлом турбины. В ведомостях отметить время начала пуска, время подачи пара на обогрев фланцев и шпилек.
5.2.9. Вести регулярное наблюдение за удлинением и расширением турбины по указателям тепловых перемещений. Если тепловые перемещения оказываются несимметричными или же по величине не соответствуют ранее зафиксированным, дальнейший подъем оборотов не допускается до тех пор, пока не будет выяснена причина этой ненормальности.
5.2.10. Проверить, что температура масла за маслоохладителями не превышает 450С. При увеличении температуры масла отрегулировать количество охлаждающей воды задвижками на сливе воды из маслоохладителей. Убедиться, что давление воды перед маслоохладителями не превышает давления масла во избежание попаданий воды в масло.
5.2.11. При пуске турбогенератора и во время повышения частоты вращения ротора необходимо контролировать по показаниям приборов и визуальным осмотрам следующие показатели:
1) осевой сдвиг ротора. Прибор защиты и прибор указывающий должны показывать индентичные показатели и не должны превышать величину парового разбега ротора в ЦВД, т.е. 0,5-0,6 мм;
2) относительные расширения РВД,РСД,РНД;
3) искривление вала по прибору, прогиб вала не должен превышать 0,05 мм;
4) вибрацию подшипников;
5) температуру масла до и после маслоохладителей турбины, МОУ, на сливе масла из подшипников;
6) температуру баббита колодок упорного подшипника, которая не должна быть более 80 0С.
7) температуру баббита подшипников водородных уплотнений, которая должна быть не более 80 0С;
8) температуру водорода в генераторе, которая не должна быть более 550С, температуру воды на выходе с газоохладителей не ниже 150С,
9) уровень масла в маслобаке турбины и перепад масла на сетках маслобака. Уровень в чистом отсеке должен быть не ниже 50-100 мм; перепад не более 100 мм.;
10) давление масла на подшипники турбины, которое должно быть 0,7-0,9 кгс/см2 (0,07-0,09 МПа);
11) давление масла в системе регулирования, которое должно быть 11-12 кгс/см2 (1,1-1,2 МПа);
12) перепад давления масла над водородом в генераторе, которое не должно быть ниже 0,6-0,8 кгс/см2 (0,06-0,08 МПа);
13) вакуум в конденсаторах турбины.
5.2.12. При пуске необходимо тщательно прослушивать турбину в районе концевых уплотнениях, проверить наличие сливов масла из картеров подшипников, наличие слива масла из водородных уплотнений в гидрозатвор, который должен быть незначительным (тонкая струйка масла должна быть хорошо видна в сливных масломерных патрубках генератора).
5.2.13. Производить проверку отсутствия попадания масла в генератор по "УЖИ".
5.2.14. Особенно тщательно контролировать прогрев цилиндра по температуре металла верх-низ ЦВД, фланцев и шпилек, паровой коробки стопорного клапана.
5.2.15. Дальнейшим открытием байпасного клапана острого пара увеличить частоту вращения ротора до 1800 об/мин (30,0 с-1) со скоростью 50 об/мин (0,83 с-1).На 1800 об/мин (30,0 с-1) сделать выдержку 20 минут. Убедиться, что все показатели, характеризующие прогрев масла турбины, не превышают допустимые пределы и вакуум в конденсаторе составляет не менее - 0,816 кгс/см2 (-0,08 МПа).
5.2.16. Увеличить частоту вращения ротора до 2600-2650 об/мин (43,3-44,2 c-1). Увеличение частоты вращения производить со скоростью 80 об/мин (1,3 с-1). Прогреть турбину в течение 20 минут, следя за ее состоянием. Зоны с частотой вращения 2400-2550 об/мин (40,0-42,5 с-1) и 2750-2850 об/мин (45,8-47,5 с-1) соответствующие частотам резонансных колебаний лопаток последней ступени проходить без выдержек. При повышении частоты вращения ротора вакуум в конденсаторе должен также повышаться и при 2400 об/мин (40 с-1) он должен быть не менее -0,88 кгс/см2 (-0,088 МПа), (670 мм.рт.ст.).
5.2.17. При увеличении частоты вращения вести наблюдение за давлением масла на напоре главного маслонасоса и за импеллером. Увеличение давления масла характеризует работу главного маслонасоса.
5.2.18. Увеличить частоту вращения ротора до вступления в работу регулятора скорости (примерно 2800 об/мин) (46,7 с-1), регулирующие клапаны при этом прикроются. Зафиксировать установившуюся частоту вращения ротора и положение сервомотора ЦВД.
Примечание. Положение поршня сервомотора на холодной турбине будет отличаться от положения сервомотора на горячей турбине примерно на 10 мм при одинаковом положении клапанов (полное закрытие клапанов, холостой ход и т.д.).
5.2.19. При прикрытии регулирующих клапанов особенно тщательно следить за увеличением давления острого пара в пароперепускных трубах. Обязательно перед увеличением давления пара открыть задвижки отсоса пара от штоков клапанов на деаэратор. Не допускается увеличение давления пара в трубопроводе отсоса от штоков клапанов более 12 кгс/см2 (1,2МПа).При увеличении давления перед регулирующими клапанами особенно тщательно контролировать, как регулирование удерживает холостой ход турбины.
5.2.20. Воздействуя на синхронизатор регулятора скорости, установить частоту вращения ротора 3000 об/мин (50 с-1). Зарегестрировав время достижения турбогенератором 3000 об/мин (50 с-1).Проверить, что вакуум в конденсаторе не менее 0,91 кгс/см2 (0,09 МПа). Зафиксировать в суточной ведомости положение лимба регулятора скорости на холостом ходу.
5.2.21. При частоте вращения ротора 3000 об/мин (50 с-1) масло в систему регулирования подается главным масляным насосом, о чем будет свидетельствовать повышение давления в системе регулирования до 13,5-15 кгс/см2 (1,35-1,5 МПа), вместо ранее имевшегося давления 11-12кгс/см2 (1,1-1,2 МПа), когда масло подавалось ПМН. Одновременно с началом подачи масла ГМН и повышением давления в системе регулирования повышается давление и в напорной линии ПМН более имевшегося ранее давления 11-12 кгс/см2 (1,1-1,2 МПа). Убедившись, в этом, дать выдержку в течение 15 минут. Если во время выдержки не будет обнаружено каких-либо ненормальностей, то необходимо медленно закрыть напорную задвижку ПМН, понизив давление после задвижки ПМН до 11-12 кгс/см2 (1,1-1,2 МПа). Проверить, что давление масла в системе регулирования при этом не падает ниже 13-13,5 кгс/см2 (1,3-1,35 МПа). Дальнейшим закрытием задвижки уменьшить давление масла в напорной линии МПА до 9-10 кгс/см2 (0,9-1,0 МПа) и снова проверить, что давление в линии регулирования не понизилось. После этого полностью закрыть напорную задвижку ПМН и отключить электродвигатель ПМН.
5.2.22. Убедиться, что давление масла в системе регулирования 14-15 кгс/см2 (1,4-1,5 МПа), а в системе смазки за маслоохладителями 0,7-0,8 кгс/см2 (0,07-0,08 МПа).Медленно открыть напорную задвижку ПМН на необходимую величину.
5.2.23. При работе турбины на номинальной частоте вращения произвести проверку плавности снижения и повышения частоты вращения при воздействии на синхронизатор регулятора скорости.
5.2.24. После прогрева фланцев, шпилек ЦВД, крышки стопорного клапана на холостом ходу закрыть регулирующие клапаны подачи пара на обогрев фланцев, шпилек. Дальнейшее их открытие производится при необходимости в процессе нагружения турбины.
5.2.25. При увеличении частоты вращения ротора следить за тем, чтобы не произошло заброса воды в проточную часть турбины или в концевые уплотнения. Заброс воды в турбину может произойти вследствие резкого увеличения частоты вращения ротора или нагрузки по причинам: недостаточного прогрева паропроводов перед пуском, при переполнении подогревателей, недостаточного дренирования и прогрева паропровода к концевым уплотнениям. При возникновении гидравлических ударов в паропроводе свежего пара или в отборах необходимо открыть дренажи этих паропроводов, проверить уровень воды в подогревателях и в случае увеличения его открыть регуляторы уровня на слив в конденсатор.
Если уровень не снизился, закрыть подачу пара на подогреватель. Если при пуске обнаружены признаки заброса воды в проточную часть, турбину остановить кнопкой автомата безопасности.
5.2.26. Убедиться, что турбина нормально держит 3000 об/мин (50с-1). Медленно полностью открыть пусковой байпасный клапан. Проверить, что давление пара перед регулирующими клапанами равно давлению в главном паропроводе. Если при номинальном давлении пара перед регулирующими клапанами турбина не держит холостого хода и обороты повышаются, то турбину немедленно остановить.
5.2.27. Продолжительность работы на холостом ходу определяется условиями достижения температуры металла низа ЦВД до уровня 210-2200С. По мере увеличения расхода и уровня в конденсаторе, а также качестве конденсата удовлетворяющем нормам ПТЭ перевести основной конденсат на деаэратор, открыв задвижку К-31 на выходе ПНД-4.

Настройка системы обогрева фланцев, шпилек, ротора.

5.2.28. При пуске турбины из холодного состояния ротор высокого давления прогревается быстрее цилиндра и его расширение в аксиальном направлении происходит быстрее. Для уменьшения относительного расширения РВД при развороте турбины необходимо пользоваться обогревом фланцев и шпилек.
Примечание. Пар на обогрев фланцев и шпилек ЦВД может быть подан на стадии прогрева стопорного клапана и пароперепускных труб перед подачей острого пара в турбину, что позволит снизить величину относительного удлинения ротора во время разворота турбины. При этом возникающая разность между температурой фланца и средней температурой стенок цилиндра (верха, низа) не должна превышать допустимой величины.
5.2.29. При подаче пара на обогрев фланцев и шпилек необходимо настроить работу предохранительных клапанов и регуляторов.
1) Настроить предохранительные клапаны, для чего:
закрыть всю арматуру системы обогрева;
полностью открыть дренажные вентили из коллекторов обогрева и регуляторы давления;
открыть задвижку подачи острого пара на обогрев и продуть паропровод через вентиль ревизии;
после прогрева и продувки вентиль ревизии закрыть. Медленным открытием дроссельных вентилей на линиях подвода пара в коллекторы, дать пар и установить в них давление 5 кгс/см2 (0,5 МПа). Контроль давления производить по манометрам на коллекторах. Настроить предохранительные клапаны коллекторов на давление 5 кгс/см2 (0,5 МПа), после чего, дроссельные вентили и регуляторы давления полностью закрыть.
2) Настроить регулировочный вентиль подвода пара в коллектор обогрева фланцев и крышки стопорного клапана, для чего: открыть вентили сброса пара с коробов обогрева фланцев в общий коллектор, пар из которого через общую сбросную задвижку сбрасывается через пароохладитель в конденсатор.
Открыть вентили подвода пара на обогрев крышки стопорного клапана, обогрев штока стопорного клапана и сброса пара с обогрева стопорного клапана.
Открыть дроссельный вентиль на линии подвода основного конденсата на форсунку пароохладителя. Постепенным открытием регулировочного вентиля дать пар в коллектор обогрева фланцев ЦВД и крышки стопорного клапана и установить в коллекторе давление 4,5 кгс/см2 (0,45 МПа).
Если во время прогрева наблюдается неравномерность прогрева фланцев левой и правой стороны, то необходимо провести подрегулировку расхода пара сбросными вентилями, не допуская увеличения разницы температур между левым и правым фланцем более 100С .
В связи с тем, что температура нижнего фланца не измеряется, регулировка сбросными вентилями производится попарно и равномерно, учитывая, что сопротивление паропроводов верхнего и нижнего фланцев по каждой стороне равномерное (т.е. необходимо при регулировке производить прикрытие или открытие вентиля сброса пара с верхнего фланца и на эту же величину изменять степень открытия вентиля сброса пара с обогрева нижнего фланца той же стороны). Подрегулировка производится прикрытием вентиля на линии сброса пара, где наблюдается более высокая температура.
3) Настроить регулировочный вентиль подвода пара в коллектор обогрева шпилек, для чего открыть:
вентили подвода пара от коллектора обогрева к шпилькам левой и правой стороны;
вентили на сбросе обогрева шпилек в сборный коллектор;
общую задвижку сборного коллектора обогрева шпилек в пароохладитель конденсатора;
дроссельный вентиль на подводе пара РД в коллектор подачи пара на обогрев шпилек.
Постепенным открытием регулирующего вентиля дать пар на обогрев шпилек и установить в нем давление 4,5 кгс/см2 (0,45 МПа). Неравномерность прогрева шпилек с левой и правой стороны (в случае если она возникнет), устранить вентилями на сбросе пара. При подаче пара на шпильки температура их должна быть ниже температуры фланцев, но не более 200С. Разогрев шпилек больше, чем фланцев, может привести к нарушению плотности фланцевого соединения ЦВД. Во избежание этого подачу пара на обогрев нужно производить раньше, чем на обогрев шпилек, прогревая шпильки только в том случае, если температура их начинает отставать от температуры фланцев на недопустимую величину более 200С.
Разность температур фланца и средней температуры стенки ЦВД не должна превышать + 15 град.
Примечание. Установленная при настройке величина открытия регулировочных вентилей не должна изменяться. При останове турбины они не закрываются.

Проверка автомата безопасности.
5.2.30. Произвести проверку срабатывания ЗАБ при работе турбины на холостом ходу:
1) нажать на кнопку автомата безопасности и убедиться, что стопорный клапан, регулирующие клапаны, регулирующие диафрагмы полностью закрылись;
2) убедиться, что частота вращения ротора снижается;
3) быстро вращая синхронизатор регулятора скорости по часовой стрелке вывести его на "0" деление;
4) убедиться по штокам золотника автомата безопасности, что произошел их подъем на верхний упор;
5) при снижении частоты вращения ротора ниже 2800 об/мин (46,7 с-1) включить ПМН. Отрегулировать давление в системе регулирования 11-12 кгс/см2 (1,1-1,2 МПа);
6) вращая синхронизатор против часовой стрелки, открыть стопорный клапан, продолжить вращение синхронизатора до открытия регулирующих клапанов ЦВД. Довести частоту вращения ротора до 3000 об/мин (50 с-1);
7) медленно закрыть напорную задвижку ПМН, убедившись, что в системе регулирования и смазки давление не падает, отключить ПМН;
8) медленно открыть напорную задвижку ПМН и вновь проверить давление масла в системе регулирования, оно не должно снижаться.
5.2.31. Операцию проверки работы автоматического затвора произвести дважды и опробовать отключение турбины со щита от ключа защиты турбины. Во всех случаях закрытия стопорного клапана на ЦТЩУ должен работать звуковой сигнал и мигать табло "Стопорный клапан закрыт" и должен автоматически закрываться пусковой байпас.
После каждого опробования защиты с закрытием стопорного клапана, задвижку пускового байпаса открывать только тогда, когда стопорный клапан открыт.
5.2.32. Проверить плотность стопорного клапана турбины, для чего:
1) разобрать электрическую схему задвижки пускового байпаса с
целью сохранения полного давления острого пара перед стопорным клапа-
ном при его закрытии;
2) вращая маховичок расхаживания стопорного клапана до его полного закрытия, зафиксировать время закрытия клапана;
3) убедиться, что давление пара за стопорным клапаном снижается до "0" кгс/см2;
4) при снижении частоты вращения ротора до 2800 об/мин (46,7с-1) включить ПМН;
5) проверить, что частота вращения ротора снижается до 1500 об/мин (25 с-1) ,а регулирующие клапаны открылись полностью. Плотность стопорного клапана считается удовлетворительной, если установившаяся частота вращения ротора не превышает 1500 об/мин (25 с-1);
6) выбить кнопкой автомата безопасности, убедиться, что регулирующие клапаны и регулирующие диафрагмы закрылись;
7) вращением маховичка расхаживающего устройства стопорного клапана освободить золотник сервомотора от принудительного закрытия;
8) вывести синхронизатор регулятора скорости на "0" деление и проверить зарядку ЗАБ по штокам;
9) вращая синхронизатор регулятора скорости против часовой стрелки открыть стопорный клапан, проверить, как поднимается давление в пароперепускных трубах. Открытием регулирующих клапанов довести частоту вращения ротора до 3000 об/мин (50 с-1);
10) закрыть задвижку на напоре ПМН, наблюдая за давлением масла в системе регулирования и смазки, и если оно не падает, остановить ПМН;
11) медленно открыть напорную задвижку ПМН.
5.2.33. Проверить плотность регулирующих клапанов:
1) ограничителем мощности закрыть регулирующие клапаны, не допуская закрытия диафрагмы, зафиксировать время закрытия клапанов;
2) при снижении частоты вращения ротора до 2800 об/мин (46,7 с-1 ) включить в работу ПМН;
3) проверить, что частота вращения ротора снизилась до 1500об/мин (25с-1). Плотность регулирующих клапанов считается удовлетворительной если установившаяся частота вращения ротора не превышает 1500об/мин (25 с-1);
4) после проверки плотности регулирующих клапанов турбины открыть клапаны, довести частоту вращения до 3000 об/мин (50 с-1) ограничителем мощности;
5) медленно закрыть напорную задвижку ПМН и убедиться, что давление масла в системе регулирования и смазки не уменьшилось, остановить ПМН;
6) медленно открыть напорную задвижку ПМН и убедиться, по манометру, что давление в системе регулирования и смазки не снижается.
5.2.34. Произвести проверку работы защиты турбины автоматом безопасности, расхаживанием и опробованием:
1) расхаживание бойков производить с целью предупреждения каких-либо заеданий, могущих возникнуть при их длительной относительной неподвижности. Расхаживание бойков может производиться как на холостом ходу при 3000 об/мин (50 с-1), так и при работе под нагрузкой, но при частоте сети не ниже 49,5 и не выше 50,5 периодов в секунду (ГЦ).
Расхаживание бойков производить в следующем порядке:
Перевести поворотную шайбу в положение "расхаживание" одного из бойков. Вращая маховичок распределительного золотника по часовой стрелке, поставить золотник на задний упор, что должно вызвать выбивание бойка (наблюдается по указателю ЗАБ).Стопорный и регулирующие клапаны и регулирующие диафрагмы при этом не закрываются. После срабатывания бойка, возвращая золотник в исходное положение, прекратить подачу масла в боек и взвести сработавший золотник, для чего медленно вращать маховичок против часовой стрелки до совмещения риска на штоке этого золотника с корпусом защелки. Выдержка времени при движении распределительного золотника необходима для того, чтобы масло из камер бойка автомата безопасности вытекло и он сел прежде, чем взведется золотник, и предотвратить тем самым истирание бойка о клинок. Невыполнение данного требования может привести к повреждению клинка автомата безопасности. Перевести поворотную шайбу в положение "Работа". Произвести опробование второго бойка аналогично первому;
2) проверку защиты повышением частоты вращения ротора производить на холостом ходу последовательно для каждого бойка. При испытании переднего бойка установить поворотную шайбу в положение "Разгон переднего бойка". При испытании заднего бойка шайбу установить в положение "Разгон заднего бойка". Перед проверкой автомата безопасности собрать эл.схему пускового байпаса задвижки.
Повышение оборотов турбины проверить в следующем порядке: нажать на кнопку фиксатора маховика распределительного золотника и плавно вращать его по часовой стрелке. Повышать частоту вращения ротора турбины до срабатывания испытуемого бойка. Боек должен срабатывать при 3330-3360 об/мин (55,5-56,0 с-1). О срабатывании защиты можно судить по опусканию соответствующего указателя ЗАБ и закрытию стопорного клапана, регулирующих клапанов и регулирующих диафрагм. После срабатывания защиты вращением маховика в сторону "убавить" быстро вывести синхронизатор регулятора скорости в положение "примерно" 5 мм по его шкале и после того, как частота вращения ротора снизится до 3000 об/мин (50 с-1), дальнейшим выведением синхронизатора скорости в нулевое положение взвести ЗАБ предварительно выведя распределительный золотник в исходное положение. Перевод синхронизатора в нулевое положение и взведение ЗАБ до снижения частоты вращения ротора может привести к поломке клинков автомата безопасности. Сразу же после взведения ЗАБ вращением маховика синхронизатора в сторону "Прибавить" открыть стопорный клапан, регулирующие клапана и регулирующие диафрагмы. Задержка в открытии клапанов вызовет дальнейшее снижение масла за главным маслонасосом. Если снижение частоты вращения ротора произошло до 2800 об/мин (46,7 с-1), включить в работу ПМН. Для большей надежности подачи масла к подшипникам на время всех проверок защиты от разгона, можно включить РМН турбины.
5.2.35. Проверку автомата безопасности разгоном производить только по специальной программе утвержденной главным инженером под непосредственным руководством начальника КТЦ-2 или его заместителем с расстановкой персонала в следующем порядке:
1) на ключе защиты турбины и закрытии задвижки пускового байпаса, надзор за оборотами турбины и своевременным включением ПМН,РМН - машинист ЦТЩУ;
2) на задвижке с ручным приводом пускового байпаса - машинист- обходчик турбины;
3) маховичок закрытия стопорного клапана - старший машинист КТЦ-2;
4) кнопка автомата безопасности, маховичок синхронизатора скорости и тахометр - начальник смены КТЦ-2.

Синхронизация генератора, включение его в сеть. Набор нагрузки

5.2.36. После испытания автомата безопасности, произвести проверку работы турбогенератора, проверить работу МСУ, возбудителя и подвозбудителя.
5.2.37. Включить в работу НГО и подать воду на газоохладители генератора. Температура холодного газа должна быть не ниже 250С горячего газа не более 550С. Температура газа регулируется задвижкой на сливе воды из газоохладителей.
5.2.38. Подать воду на воздухоохладители возбудителя.
5.2.39. Подать охлаждающую воду на охладители выпрямителей возбуждения генератора в камере АГП, причем давление воды перед выпрямителями должно быть 2,5 кгс/см2 (0,25 МПа).
5.2.40. Проверить командный аппарат. Включить в работу все защиты. Установить ключ в положение "Включено".
5.2.41. После тщательной проверки работы турбоустановки дать сигнал на ГЩУ "Внимание", "Готово".
5.2.42. После синхронизации и включения турбогенератора в сеть, взять нагрузку 5 МВт.
5.2.43. Зарегистрировать в суточной ведомости и оперативном журнале время включения генератора в сеть и все показания приборов записать в суточную ведомость.
5.2.44. После взятия нагрузки 5 МВт медленно открыть ГПЗ перед стопорным клапаном и закрыть задвижки пускового байпаса;
закрыть дренажи ЦВД, перепускных труб, паровых коробок первого и второго регулирующих клапанов в конденсатор.
5.2.45. Отключить прибор искривления ротора.
5.2.46. Сделать выдержку при нагрузке 10 МВт до прогрева нижней половины ЦВД в зоне регулирующей ступени до 330-3600С. Относительное расширение РВД должно быть не более 2 мм. Необходимо учесть, что повышение нагрузки сопровождается интенсивным прогревом турбины и, как следствие, ростом относительного расширения РВД.
5.2.47. Плавно нагрузить турбину до 40 МВт, со скоростью не более 0,5 МВт в минуту и проработать на этой нагрузке около 40 минут.
5.2.48. Если после взятия нагрузки 40 МВт, разность температур стенок цилиндра, фланца и шпилек, крышки и корпуса стопорного клапана незначительны, то систему обогрева фланцев и шпилек ЦВД отключить, но продолжать наблюдение за указанной разностью температур. Если же разница температур будет приближаться к предельным значениям, необходимо вновь включить обогрев фланцев, шпилек. Если этого будет недостаточно, необходимо снизить скорость повышения нагрузки. Для отключения системы обогрева фланцев и шпилек ЦВД и крышки стопорного клапана на длительный период, необходимо закрыть общий вентиль подачи пара, вентиль подачи пара на обогрев крышки стопорного клапана, вентиль подачи острого пара для прогрева штока стопорного клапана. Закрыть задвижки на сбросе пара с обогрева фланцев и обогрева шпилек - в пароохладитель, вентили после обогрева крышки стопорного клапана на пароохладитель. Контроль плотности арматуры на подаче острого пара производить через дренажные вентили за общим вентилем подвода пара на обогрев фланцев и шпилек и коллекторов сброса пара с обогрева шпилек и фланцев ЦВД.
5.2.49. Если турбина нагружается с введенным в работу ограничителем мощности и нагрузка достигает величины, соответствующей установке ограничителя мощности, на щите появляется сигнал "убавить". После этого машинист ЦТЩУ воздействием на синхронизатор должен снизить нагрузку, пока не исчезнет сигнал "убавить".
5.2.50. При нагрузке около 40 МВт включить в работу сливные насосы ПНД № 2,3 при этом электроприводы должны закрыть задвижку слива конденсата из ПНД-2 в конденсатор и слива конденсата из ПНД-3 в конденсатор. Уровень конденсата регулируется регулятором уровня на напоре сливных насосов ПНД-2,3.
5.2.51. Нагрузку от 40 МВт до 60 МВт набирать равномерно со скоростью 0,7 МВт в минуту.
5.2.52. Нагрузку от 60 МВт до номинальной набирать равномерно со скоростью 1,25 МВт в минуту.
5.2.53. При наборе нагрузки следить за ходом сервомотора ЧВД дистанционно по указателю. Если при воздействии на привод синхронизатора регулятора скорости (РМ)в сторону "Повышение" турбина не принимает нагрузку то, во избежание сильного наброса нагрузки, не следует чрезмерно воздействовать на период синхронизатора и прежде, чем искать причину неисправной работы, воздействовать в сторону "понижение". Выяснить причину неисправности и принять меры по ее устранению.
Примечание. В случае необходимости наблюдать по месту за давлением масла под и над поршнем сервомотора и убедиться, что сервомотор не требует предельных давлений 14 кгс/см2 (1,4 МПа) и 0,3 кгс/см2 (0,03 МПа), т.е. что нет заеданий.
5.2.54. При нагрузке 40-50 МВт и выше включить в работу ПВД турбины, для чего:
1) закрыть вентили опорожнений парового пространства корпусов ПВД на БНТ; открыть вентили дренажей на линиях паропроводов отборов.
2) закрыть вентили опорожнения питательного трубопровода ПВД.
3) потребовать от персонала ЦТАИ включение в работу всех приборов КИП, регуляторов уровня и защиты ПВД.
4) включить в работу водомерные колонки и проверить, что они хорошо освещены.
5) открыть вентиль подачи конденсата к соленоидным клапанам защиты ПВД и подать конденсат к сервомотору впускного клапана питательной воды к ПВД. Проверить по штоку, что клапан полностью закрыт.
6) открытием байпаса задвижки Н-3 на входе в ПВД заполнить питательный трубопровод водой.
7) открыть вентиль, после обратных клапанов, байпаса задвижки Н-4.
Примечание. Вентиль и два обратных клапана предохраняют трубную систему ПВД от чрезмерного повышения давления при отсутствии расхода воды через ПВД, в случае когда паровые задвижки имеют пропуск пара в ПВД. Вентиль при работе ПВД должен быть постоянно открыт и опломбирован в этом положении. Закрытие его производить лишь при выполнении ремонтных работ на ПВД и при проверках плотности трубных систем перед включением ПВД в работу.
8) заполнить трубную систему ПВД питательной водой, открытием вентиля помимо впускного клапана. После подъема давления в трубной системе ПВД, вентиль заполнения закрыть и проверить, что давление в трубной системе не падает. При заполнении трубной системы ПВД водой контролировать отсутствие повышения уровня в корпусах ПВД. Повышение уровня свидетельствует о наличии неплотностей в трубной системе.
9) убедившись, что трубная система плотная, открыть задвижку Н-4.
10) медленно открыть задвижку Н-3 и создать расход воды через питательный трубопровод помимо ПВД.
11) закрыть соленоиды подачи конденсата на сервомотор впускного клапана и перевести расход питательной воды через ПВД. По штоку сервомотора убедиться, что впускной клапан полностью открылся;
12) по распоряжению машиниста ЦТЩУ МОВОТ начать прогрев ПВД, открывая вентиль отсоса воздуха из ПВД-5 в ПНД-4;
13) открыть вентили опорожнения паровых пространств корпусов ПВД.
Плавным открытием (приоткрытием) задвижек подать пар в ПВД:
от первого отбора - на ПВД-7,
от второго - на ПВД-6,
от третьего- на ПВД-5.
Установить давление пара в ПВД 2-3 кгс/см2 (0,2-0,3 МПа), промыть корпуса и внешние поверхности трубной системы со сбросом через дренажи в канализацию;
14) после получения анализа конденсата греющего пара в соответствии с нормами ПТЭ дренажи закрыть;
15) открыть задвижки слива конденсата греющего пара с ПВД на ДВД у аккумуляторного бака и КГ-2 после ПВД на ДВД;
16) проверить закрытие (закрыть) задвижки КГ-1,КГ-5 слива конденсата греющего пара с ПВД-5,6 в ДВД;
17) открыть задвижки КГ-4, КГ-10 слива конденсата греющего пара с ПВД-6 в ПВД-5 и с ПВД-5 в ПНД-4;
18) включить по пару ПВД плавным (в несколько приемов) открытием задвижек на отборах. Давление пара в ПВД поднимать со скоростью 0,6кгс/см2 (0,06 МПа) в минуту;
19) при подъеме давления пара в ПВД вести наблюдение за уровнями конденсата в сосудах. Уровни конденсата в ПВД поддерживать регуляторами в пределах видимости водомерных стекол. Необходимо периодически сверять показания приборов уровня конденсата в ПВД на ЦТЩУ с водомерными колонками;
20) после подъема давления в ПВД-5 выше 8 кгс/см2 (0,8 МПа) перевести слив конденсата с ПВД-5 на ДВД, для чего открыть задвижку КГ-1 и закрыть задвижку КГ-6 на ПНД-4;
21) закрыть вентили дренажей на паропроводах отборов;
22) опробовать срабатывание защит от повышения уровня в каждом ПВД. При повышении уровня до 800 мм должны закрыться задвижки на входе и выходе питательной воды из ПВД, открыться соленоидные клапаны подаче конденсата на сервомотор впускного клапана. Впускной клапан должен быстро закрыться. Скорость срабатывания не более 5 с. При срабатывании защиты отркывается задвижка ЛХ-2 на холодном питании котлов.
5.2.55. При включении ПВД в работу ,включается в работу автоматика слива конденсата:
1) если давление в ПВД-5 более 8 кгс/см2 (0,8 МПа), слив конденсата каскадный на ДВД, задвижка КГ-6 -закрывается, а КГ-1 открывается;
2) в случае если давление пара в ПВД-5 ниже 8 кгс/см2 (0,8МПа), а в ПВД-6 выше 8 кгс/см2 (0,8 МПа), слив из ПВД-5 переводится в ПНД-4, задвижка КГ-6 - открывается, а КГ-1 - закрывается, слив конденсата с ПВД-6 производится на ДВД, КГ-4 на ПВД-5 закрывается, КГ-5 на ДВД открывается;
3) если давление в ПВД-6 ниже 8 кгс/см2 (0,8 МПа), слив конденсата переводится на ПВД-5, открывается КГ-4 и закрывается задвижка КГ-5 на ДВД. В этом случае слив конденсата производится по каскадной схеме на ПНД-4, задвижка КГ-6 открывается;
4) обратное переключение происходит при повышении давления в ПВД-5,6 поочередно больше 8 кгс/см2 (0,8 МПа);
5) для защиты парового пространства ПВД 6,5 от повышения давления при больших нагрузках турбины и в случаях неплотности регуляторов уровня из ПВД-7 в ПВД-6,а из ПВД-6 в ПВД-5 на отборах 2 и 3 должны быть настроены предохранительные клапаны(ТГ-5,7), защищающие корпуса ПВД от чрезмерного повышения давления пара. Импульсные клапаны должны настраиваться на стенде и срабатывать во втором отборе при 23 кгс/см2 (2,3МПа) х 1,15 = 26,4 кгс/см2 (2,64 МПа), в третьем отборе при 13 кгс/см2 (1,3МПа) х 1,15=14,9 кгс/см2 (1,49 МПа).Проверку производить испытанием на стенде после монтажа, ремонта и периодически согласно графика, утвержденного главным инженером.
5.2.56. После стабилизации прогрева ЦВД и ротора при нагрузках 50-60 МВт, произвести настройку схемы подвода пара в предпоследнюю камеру переднего уплотнения ЦВД;
1) открыть вентиль ПШУ-1 на паропроводе от коллектора отсоса от штоков на уплотнение;
2) отрегулировать вентили ПШУ-2 (вторым по ходу) подачу пара в предпоследнюю камеру так, чтобы температура смешанного пара, поступающего в уплотнение, была в пределах 250-300 0С. При регулировке схемы необходимо вести усиленное наблюдение за относительным удлинением РВД, температурой пара на уплотнение. При увеличении температуры пара в общем коллекторе до 170 град. необходимо уменьшить расход пара от отсосов штоков клапанов в предпоследнюю камеру;
3) при останове турбины или пуске турбины из горячего состояния подать острый пар на переднее уплотнение турбины, отсос пара на ПВД-7 закрыть;
5.2.57. При нагрузке 50-60 МВт включить нерегулируемый отбор за 19 ступенью на ДНД для чего постепенно открыть задвижку 5 0Т-2 (7 0Т-2, 10 0Т-2), прогреть трубопровод, открыть задвижку 5 0Т-1 (7 0Т-1, 10 0Т-1).

5.3. ПУСК ТУРБИHЫ ИЗ HЕОСТЫВШЕГО И ГОРЯЧЕГО СОСТОЯHИЯ.

5.3.1. Продолжительность пуска турбины из неостывшего состояния определяется по графику пуска и нагружения турбины в соответствии с фактической температурой металла ЦВД в зоне регулирующей ступени.
5.3.2. Убедиться, что значения контрольных параметров турбоагрегата не превышают допустимых значений указанных в п. 5.2.11. и в разделе 9 настоящей инструкции.
5.3.3. Пуск турбины производится паром номинальных параметров. Температура пара должна быть выше температуры металла перепускных труб и ЦВД в зоне регулирующей ступени не менее чем на 500С, но не более 560 0С.
5.3.4. Подготовка к пуску производится в соответствии с положениями о подготовке к пуску из холодного состояния.
5.3.5. При температуре ЦВД в районе камеры регулирующей ступени более 2000С его дренаж открывать непосредственно перед толчком ротора турбины.
5.3.6. Учитывая, что пуск турбины из горячего состояния происходит быстро, необходимо при толчке ротора иметь глубокий вакуум с тем, чтобы при достижении турбиной 2400 об/мин (40 с-1) он был не менее -0,88кгс/см2 (-0,088 МПа), (670 мм рт.ст.)
5.3.7. За два часа до толчка ротора перейти на непрерывное вращение ротора ВПУ, проверить показания индикатора прогиба, который не должен показывать бой вала более 0,03 мм. Проверить показания прибора прогиба вала, показания которого не должны превышать 0,05 мм.
5.3.8. Если температура ЦВД выше 3000С то перед набором вакуума (до включения эжектора)подать горячий пар в предпоследнюю камеру переднего уплотнения, для чего открыть вентили ПШУ-1,2 подачи пара на уплотнения, а затем одновременно вентиль подачи острого пара в паропровод отсоса от штоков клапанов и задвижки подачи пара на коллектор уплотнения турбины, чтобы избежать относительного укорочения ротора и захолаживания штоков клапанов деаэраторным паром. Предварительно продренировать паропровод, чтобы исключить попадания воды в уплотнение.
5.3.9. Дальнейшие операции до достижения 500 об/мин (8,33 с-1) при ускоренном пуске производить так же, как при пуске из холодного состояния. При пуске турбины из горячего состояния необходимо тщательно контролировать отсутствие прогиба вала (особенно в первоначальные моменты подачи пара при толчке ротора когда возможен случай подачи "холодного пара").
5.3.10. Перед подачей пара в турбину в соответствии с графиком пуска, необходимо по температуре верх-низ ЦВД определить время пусковых операций;
5.3.11. При пуске неостывшей турбины, если относительные расширения турбины увеличиваются до предельной величины, включить обогрев фланцев, шпилек. Обогрев включить заранее при относительном расширении ротора = 1,0 мм.
5.3.12. При пуске горячей турбины, если относительное укорочение РВД достигает -1,2 мм, прогревом пара более высоких параметров в предпоследнюю камеру, добиться стабильного снижения относительного укорочения до -0,8 мм, после чего произвести пуск турбины, обращая особое внимание при пуске на относительное укорочение ротора. Пуск турбины произвести по графику и принять меры по обеспечению быстрой синхронизации генератора для предотвращения расхолаживания цилиндра на холостом ходу.
5.3.13. Если температура металла ЦВД в зоне регулирующей ступени более 4000C дренажи ЦВД и боковых регулирующих клапанов не открывать, а дренажи паропроводов отборов на подогреватели открыть непосредственно перед подачей пара в турбину. Пуск турбины может быть осуществлен регулирующими клапанами при открытой ГПЗ и стопорном клапане, время набора оборотов и нагружение выполнять в соответствии с графиком пуска и нагружения.

6. ПОРЯДОК ПЕРЕВОДА ТУРБИНЫ НА РЕЖИМ РАБОТЫ
С ОТОПИТЕЛЬНЫМИ ОТБОРАМИ ПАРА

6.1. Турбина, как правило, должна работать с двумя отопительными отборами, т.к. этот режим наиболее экономичный. Разрешается работа с одним нижним отопительным отбором, но этот режим целесообразен при малых тепловых нагрузках. Работа турбины с одним верхним отопительным отбором не разрешается.
6.2. Для работы с отопительными отборами включать сначала нижний отбор (ПСГ-1), затем верхний отопительный отбор (ПСГ-2).
6.3. Максимальные значения расхода пара на турбину в зависимости от давления в регулируемом отборе и соответствующее им максимальное допустимое давление в камере регулирующей ступени ЦВД при работе с регулируемыми отборами не должны превышать величин, указанных в разделе 10.
6.4. При включении отборов и нагружении турбины отопительными отборами необходимо особо контролировать:
давление в камере регулирующей ступени ЦВД;
температуру баббита упорных колодок подшипников;
осевой сдвиг ротора;
относительные расширения роторов.
6.5. Включение нижнего отопительного отбора.
6.5.1.Ключ "Выбор ПСГ" перевести в положение "ПСГ-1", ключ "Режим работы РТО" перевести в положение "Давление пара, температура сетевой воды".
6.5.2. Получить подтверждение от НСС об исправности теплофикационной сети. Убедиться, что вся арматура на входе и выходе сетевой воды закрыта.
6.5.3. Открыть задвижку С-11 (ТГ-5,7),С-7(ТГ-10) на трубопроводе обвода сетевой воды к сетевым подогревателям и закрыть задвижки С-10 С-14, С-13, С-15 (ТГ-5,7), С-5, С-9, С-10, С-11 (ТГ-10) на входе и выходе сетевой воды. Заполнить трубопроводы сетевой воды бойлерной установки открытием байпаса задвижки на обратке.
6.5.4. Включить в работу все приборы, автоматику.
6.5.5. Подготовить к пуску подкачивающие и сетевые насосы:
1) осмотреть насосы и двигатели, убрать посторонние предметы, мусор;
2) подать воду на охлаждение сальников и подшипников;
3) открыть всасывающие задвижки насосов и заполнить насосы водой. Воздух удалить через воздушники. Заполнить напорный сетепровод после подкачивающих насосов и сетевые насосы водой, открыв на период заполнения байпасный вентиль задвижки на напоре подкачивающего насоса и задвижки на всасе сетевых насосов. После заполнения насосов водой байпасный вентиль закрыть.
6.5.6. После сообщения МОВОТ о готовности схемы и насосов включить в работу поочередно подкачивающие насосы и, убедившись в нормальной работе, открыть напорную задвижку подкачивающего насоса, после чего пустить сетевые насосы и, если они работают нормально, постепенно открыть задвижку на напоре и задвижку на выходе с бойлерной установки, создав расход воды в теплопроводе. Давление воды на всасе сетевых насосов должно быть не более 8 кгс/см2 (0,8 МПа).
6.5.7. Провести проверку работы системы регулирования уровня и дистанционного указателя уровня ПСГ-1.
6.5.8. Включить в работу указатель уровня и регулятор:
а)настроить электронный регулирующий прибор регулирования конденсата в конденсатосборнике ПСГ-1. При требуемой неравномерности регулирования уровня 500 мм, уровень конденсата при закрытом клапане должен быть 30 мм по дистанционному указателю уровня, а номинальном его открытии 530 мм. При уровне в конденсатосборнике ПСГ-1 580 мм и корпусе 145 мм должен загореться сигнал "Уровень в ПСГ-1 - высок". Срабатывание защиты должно происходить при уровне примерно 620 мм в конденсатосборнике подогревателя и 185 мм в корпусе;
б)перевести клапан регулятора уровня на автоматическое управление и убедиться, что клапан открылся в соответствии с уровнем имеющимся в конденсатосборнике. После этого перевести клапан на дистанционное управление и полностью открыть, а затем снова перевести на автоматическое регулирование, при этом клапан должен вернуться в замеченное ранее положение. Вновь перевести клапан на дистанционное управление и полностью закрыть.
6.5.9. Подготовить к пуску конденсатные насосы ПСГ-1,для чего:
1) открыть подачу воды на уплотнение сальников;
2) открыть задвижку КБ-9 на основном конденсатопроводе от ПСГ-1 в линию основного конденсата;
3) открыть электровентиль рециркуляции;
4) открыть задвижки на всасе, нагнетании, вентили на линии отсоса воздуха из корпусов насосов в паровое пространство ПСГ-1;
5) включить в работу насос, проверитьАВР и давление, создаваемое насосом и, убедившись, что насос работает нормально, отключить его. При этом должен автоматически включиться второй насос. Убедившись в нормальной работе насоса отключить АВР и насос.
Примечание. После длительной остановки (когда конденсатосборник и насос были опорожнены), произвести после заполнения насосов конденсатом, закрыв предварительно вентили опорожнения Пуск насосов произвести на закрытые напорные задвижки. При этом, постепенно открыв задвижки, заполнить конденсатом трубопровод до регулирующего клапана. Пуск насоса, не заполненного водой, а также длительная работа его на холостом ходу не допускается.
6) открыть вентиль отсоса воздуха из ПСГ-1 в конденсатор.
6.5.10. Включить нижний отопительный прибор при нагрузке не менее 30 МВт и при температуре поступающей в него сетевой воды не менее 30 0С Электрическая нагрузка должна превышать величину, при которой согласно диаграммы режимов может быть обеспечена ожидаемая тепловая нагрузка.
Включение ПСГ-1 производить в следующем порядке:
1) открыть задвижку С-10 (ТГ-5,7), С-6 (ТГ-10) на входе и задвижку С-13 (ТГ-5,7), С-9 (ТГ-10) на выходе сетевой воды из ПСГ-1;
2) закрыть вентиль на подводе ХОВ с ПСГ-1 и закрыть вентиль слива ХОВ на воронку;
3) воздействуя на регулятор теплофикационного отбора в сторону "меньше" поднять давление в отборе ПСГ-1.Сервомотор и поворотная диафрагма при этом идет на закрытие.
4) при необходимости проверить работоспособность ГС30 (проверка производится при нагрузке не менее 30 МВт). Порядок проведения работоспособности ГС30 следующий:
воздействием на привод сервомотора ЧНД прикрыть регулирующую диафрагму и повысить давление пара в теплофикационном отборе до величины при которой начнет прикрываться сервомотор ЧВД.
При правильной настройке ПГДР -1 это давление должно находиться в пределах 1,0+-0,05 кгс/см2 (0,1+-0,005 МПа).
таким же образом провести опробование ПГРД-2,настройка работы которого устанавливается в пределах 1,2+-0,05 кгс/см2 (0,12+-0,005МПа).
При проведении опробования ПГРД-2,для исключения срабатывания ПГРД-1, дополнительно воздействуют на специальное устройство опробования, установленное на корпусеПГРД-1. Воздействие на устройство опробования осуществляют поворотом хвостовика по часовой стрелке до упора. После завершения опробования ПГРД-2, хвостовик необходимо отпустить. Под воздействием пружины он вернётся в первоначальное положение.
Примечание. Описание устройства и работы элементов ГС30 описаны в п.6, 7 настоящей инструкции.
5) недопуская повышение уровня в конденсатосборнике до верхнего предела (580 мм по шкале дистанционного уровнемера) включить в работу один из конденсатных насосов ПСГ-1 и перевести регулирующий клапан на автоматику, что обеспечивает поддержание уровня в пределах неравномерности регулирования, причем с увеличение нагрузки уровень будет расти и наоборот.
6) включить АВР конденсатных насосов.
7) закрыть задвижку КБ-13, прекратив слив конденсата из ПСГ--1 в конденсаторы.
8) постепенно закрыть задвижку С-11 (ТГ-5,7),С-7 (ТГ-10) на байпасе сетевой воды ПСГ-1. Обеспечить расход сетевой воды через бойлер 3500-4500 т/ч (но не более).
9) нагружение сетевого подогревателя по расходу сетевой воды производить постепенно (скорость нагружения отопительными отборами по пару не должна превышать 10 т/ч в минуту). Если по условиям эксплуатации нагружение бойлера полностью не возможно, то включение его производить при нагрузке не менее 50 МВт. При пуске и нагружении сетевого подогревателя следить, чтобы сервомотор ЧНД не становился на упор.
10) при достаточном расходе конденсата для нормальной работы насоса необходимо отключить линию рециркуляции, закрыв задвижку КБР-2. При пуске ПСГ-1 необходимо следить за давлением его в водяном пространстве, которое при всех условиях не должно превышать максимально допустимого давления, равного 8 кгс/см2 (0,8 МПа).
11) довести абсолютное давление в отборе до требуемой величины регулятором теплофикационного отбора. При этом следить за тем, чтобы абсолютное давление в паровом пространстве ПСГ-1 не превышало 1,95кгс/см2 (0,195 Мпа) (по манометру 0,95кгс/см2), иначе блокировка РТО даст сигнал в цепи управления на "Больше", что приведет к открытию сервомотора ЧНД и поворотной диафрагмы и снижению давления в отборе.
Температура сетевой воды за ПСГ-1 устанавливается за датчиком, после чего ставится на автоматическое управление.

6.6. Включение верхнего отопительного отбора.

6.6.1. Настроить электронный регулирующий прибор регулирования уровня конденсата в конденсатосборнике ПСГ-2 и проверить работу системы регулирования уровня регулятором уровня в ПСБ-2,аналогично указанному в данном разделе для регулирования ПСГ-1.
6.6.2. Открыть задвижку КБ-12 слива конденсата из ПСГ-2 в ПСГ-1 и задвижку КБ-7 на перемычке между напорными линиями конденсатных насосов сетевых подогревателей. 6.6.3. Открыть задвижку КБ-8 подачи конденсата в линию основного конденсата после ПНД-2.
6.6.4. Подготовить к пуску конденсатный насос ПСГ-2 и опрессовать его, для чего:
1) открыть подачу воды на уплотнение сальников;
2) открыть вентиль КБР-1 на линии рециркуляции;
3) открыть задвижки КБ-1 на всасе,КВ-3 на напоре и вентиль на отсосе воздуха из корпуса насоса в паровое пространство подогревателя;
4) включить электродвигатель насоса, проверить напор, создаваемый насосом и, убедившись, что насос работает нормально, отключить его;
Примечание. Опробование насоса после длительной остановки произвести после заполнения насоса конденсатом (предварительно закрыв вентиль опорожнения). Пуск насоса производить на закрытую задвижку КБ-3 на напоре насоса, после чего эту задвижку открыть. Пуск насоса не заполненного водой, а также длительная работа его на холостом ходу не допускается.
6.6.5. Открыть вентиль отсоса воздуха из ПСГ-2 в ПСГ-1.
6.6.6. Открыть вентили опорожнения водяного пространства ПСГ-2 до и после подогревателя.
6.6.7. Открыть вентили дренажа паропроводов верхнего отбора в конденсатор.
6.6.8. Включить верхний отопительный отбор. Включение верхнего отопительного отбора (ПСГ-2) производить при электрической нагрузке не менее 50 МВт и не более 100 МВт. Включение ПСГ-2 производить в следующем порядке:
1) ключ "Выбор ПСГ" перевести в положение "ПСГ-2",
2) открыть задвижки С-14 (ТГ-5,7),С-10 (ТГ-10) на входе и С-15 (ТГ-5,7), С-11 (ТГ-10) на выходе сетевой воды из ПСГ-2. Открыть вентиль для выпуска воздуха из водяного пространства подогревателя в атмосферу после появления сплошной струи воды воздушник закрыть;
3) медленно открыть задвижку на паропроводе к ПСГ-2.Плавно закрыть задвижку С-13 (ТГ-5,7), С-9 (ТГ-10) на обводе сетевой воды ПСГ-2. Скорость нагружения отопительным отбором не должна превышать 10т/ч в минуту;
4) включить в работу конденсатный насос ПСГ-2 и перевести регулирующий клапан на напоре насоса на автоматическое поддержание уровня;
5) закрыть задвижку КБ-12 на сливе конденсата из ПСГ-2 в ПСГ-1 и задвижку КБ-7 на перемычке между напорными линиями конденсатных насосов бойлеров;
6) опробовать блокировку задвижек и насосов;
7) включить линию рециркуляции, закрыв задвижку КБР-1 при достаточном расходе конденсата;
8) остановить конденсатный насос ПСГ-2.Убедиться,что автоматически открылась задвижка КБ-12 слива конденсата из ПСГ-2 в ПСГ-1 и КБ-7 на перемычке между напорными линиями конденсатных насосов бойлеров и включился резервный конденсатный насос ПСГ-1;
9) включить конденсатный насос ПСГ-2.Проверить,что при восстановлении уровня конденсата в конденсатосборнике, автоматически закрылись задвижки КБ-12 слива конденсата из ПСГ-2 в ПСГ-1 и КБ-7 на перемычке напорной линии конденсатных насосов бойлеров. Отключить конденсатный насос ПСГ-1;
10) довести регулятором теплофикационного отбора до требуемой величины давления в отборе, откорректировать температуру сетевой воды;
11) закрыть вентиль дренажа паропровода отбора в конденсатор;
6.6.9. Расход сетевой воды через ПСГ-2 должен быть не более 4500 т/ч.
6.6.10. Нагрев воды в ПСГ-2 не должен превышать 500С.
6.6.11. Во всех случаях недопускается работа турбины с одним верхним отбором при отключенном по сетевой воде ПСГ-1.
6.6.12. При работе по электрическому графику, в том числе с регулируемыми отборами, обеспечить пропуск циркводы в конденсаторы не менее 8000м3/ч, что обеспечивает при отключении бойлеров абсолютное давление не более 0,12 кгс/см2 (0,012 МПа) в конденсаторе.
6.7. Устройство и работа гидравлической системы защиты камер нижнего теплофикационного отбора турбины от аварийного повышения давления.

6.7.1. Назначение ГСЗО.
Гидравлическая система защиты камер нижнего теплофикационного
отбора паровой турбины (ГСЗО) предназначена для защиты последних от недопустимого повышения давления путем воздействия на регулирующие клапаны части высокого давления (ЧВД) и стопорный клапан в сторону их закрытия при повышении давления в отборе сверх регулировочного диапазона.
С взведением ГСЗО защита отборов осуществляется по двум независимым ветвям, которые не имеют общих элементов, в одну входят штатный регулятор отборов, а в другую -ГСЗО.
ГСЗО является неотъемлемой частью системы защиты и работа турбины без ГСЗО не допускается.
6.7.2. В состав ГСЗО входят: два предохранительных гидравлических регулятора давления (ПГРД), устройство взведения, устройство опробования и трубопроводы, которыми ПГРД соединены с камерой отбора, сервомотором ЧВД, автозатвором стопорного клапана, напорной и сливной линиями; устройство взведения - со сливными линиями от золотников ПГРД и с линией золотников автом. безопасности.
По своим функциям и работе ПГРД дублируют друг друга, тем самым повышая надежность работы ГСЗО.

6.7.3. Работа ГСЗО.
На режимах работы турбины, при которых давление в камере отбора находится в пределах регулировочного диапазона, ПГРД не воздействует на сервомотор регулирующих клапанов ЧВД и автозатвор стопорного клапана. В этом случае давление пара в отборе поддерживается штатным регулятором.
При повышении давления в отборе сверх регулировочного диапазона, ПГРД выдают импульс на прикрытие сервомотора регулирующих клапанов ЧВД, тем самым предотвращая дальнейший рост давления в отборе. При устранении причины, вызвовшей увеличение давления в отборе, и его снижении, ПГРД открывают сервомотор ЧВД, автоматически восстанавливая исходный режим. При росте давления в отборе после полного закрытия сервомотора ЧВД,
обусловленного протечками через допустимую неплотность регулирующих клапанов. Для предотвращения увеличения давления в отборе, оба ПГРД выдают сигнал на закрытие стопорного клапана. После снижения давления в отборе до допустимой величины и устранения причины, вызвавшей рост давления, обратное взведение автозатвора и сервомотора ЧВД осуществляется при помощи устройства взведения.
Для взведения автозатвора и сервомотора ЧВД необходимо синхронизатор регулятора скорости вывести на "0" и затем, на обратном ходе в сторону "Прибавить", взвести автозатвор и сервомотор ЧВД.

6.7.4. Устройство и работа элементов ГСЗО
6.7.4.1. Устройство и работа ПГРД (см.черт.ЭО-23636).
ПГРД воспринимают импульс по давлению из камеры отбора и в зависимости от его величины, выдают управляющие сигналы на сервомотор ЧВД и автозатвор. Оба ПГРД одинаковы по конструкции и принципу работы и различаются по значению давления начала срабатывания. Поэтому устройство и работу ПГРД рассмотрим на примере одного из них.
Основными элементами ПГРД являются: мембрана 29, камера которая соединена с камерой отбора турбины, лента 30, жестко соединенная с мембраной, сопло 31, управляющий золотник 13, корпус 15, в котором имеются этаж ЧВД, связанный с импульсной камерой отсечного золотника сервомотора ЧВД, и этаж автозатвора, соединенный с линией защиты системы регулирования турбины. Дроссель 23 служит для выставления управляющего золотника при настройке. Мембранно-ленточная система является чувствительным элементом, который воспринимает изменение давления пара в отборе. Изменение давления в отборе вызывает деформацию мембраны, лента, при воздействии на неё мембраны, прогибается, изменяя зазор между лентой и соплом. Для настройки мембранно-ленточной системы служит натяжной винт 39.
Управляющий золотник, с выполнением в его верхней части поршнем, служит для передачи импульса от мембранно-ленточной системы к отсечному золотнику сервомотора ЧВД и к автозатвору стопорного клапана. В поршне золотника имеются тангенциальные окна. Напорное масло от насоса поступает под поршень золотника. Проходя через тангенциальные окна, масло дросселируется и энергично вращает золотник, чем практически устраняет его нечувствительность. Настройка мембранно-ленточной системы такова, что на режимах работы турбины, при которых давление в отборе находится в пределах регулировочного диапазона, прогиб мембраны не вызывает отход ленты от сопла. В этом случае слив из камеры над поршнем золотника происходит только через настроечный дроссель, поэтому золотник находится в нижнем гидроупоре. При этом окна золотника в этажах ЧВД и автозатвора перекрыты и воздействуя ПГРД на соответствующие органы нет.
При повышении давления в отборе сверх регулировочного диапазона, прогиб мембраны увеличивается, лента отходит от сопла, появляется дополнительный слив масла через сопло из камеры над поршнем золотника. Это вызывает подъем золотника до тех пор, пока увеличившийся подвод масла через тангенциальные окна не скомпенсирует слив через сопло. Перемещение золотника вызывает открытие окон золотника в этаже ЧВД и, как следствие, прикрытие сервомотора ЧВД. На этом участке хода, управляющий золотник движется статически, т. е. каждому значению давления в отборе соответствует положение золотника и соответственное ему положение сервомотора ЧВД.
При дальнейшем росте давления в отборе и подъеме управляющего золотника из камеры над поршнем золотника появляется дополнительный слив через конус золотника и шайбу 12. Компенсации дополнительного слива подводом через тангенциальные окна на этом участке хода нет (тангенциальные окна уже полностью открыты),поэтому управляющий золотник, попадая в эту зону своего хода, ускоренно, астатически движется на верхний упор. В начале астатического хода управляющего золотника начинают открываться, а на верхнем упоре - полностью открыты окна золотника в этаже автозатвора. Это приводит к снижению давления в линии защиты системы регулирования и закрытию стопорного клапана.
Следует отметить, что снижение давления в отборе до допустимой величины после астотического срабатывания ПГРД, не приводит к снятию управляющего золотника с верхнего упора, т.к. дополнительный слив через конус много больше слива через сопло.
Особенностью конструкции ПГРД-1 (у него более низкий уровень срабатывания) является наличие устройства опробования (см.черт.ЭО-231 35). Устройство опробования в сочетании с различными уровнями срабатывания регуляторов позволяет испытать работоспособность каждого ПГРД на работающей турбине.ПГРД-1 испытывают повышением давления в отборе до уровня его срабатывания. При испытаниях ПГРД-2 повышением давления, с помощью устройства опробования блокируют работу ПГРД-1. Для этого вращают упор 8 (см.черт.ЭО-23135) устройства опробования до его контакта с лентой и удерживают его в этом положении на время испытаний ПГРД-2. В этом случае при изменении давления в отборе лента не отходит от сопла и ПГРД-1 не вступает в работу, тем самым не мешая испытаниям ПГРД-2. Для исключения возможности работы турбины с заблокированным ПГРД-1, устройство опробования выполнено самовозвратным. При снятии воздействия с упора 8, он, под действием пружины 4, возвращается в исходное положение и освобождает ленту.
6.7.4.2. Конструкция и работа устройства взведения (см. черт. ЭО 23484).
Дополнительный слив через конус золотника ПГРД осуществляется в камеру, соединенную со свободным сливом через устройство взведения. Устройство взведения позволяет снять золотник с верхнего упора после астотического срабатывания ПГРД и обеспечивает возможность открытия стопорного клапана и регулирующих клапанов ЧВД.
Устройство взведения состоит из корпуса в сборе 1, буксы 2, втулки 3, крышки 4, пружины 6. Патрубок, приваренный к корпусу 1, соединяет сливную камеру конуса золотника ПГРД с устройством взведения, а другой патрубок, приваренный к крышке 4,соединяет устройство взведения с линией золотников автомата безопасности.
Устройство взведения устанавливается в блоке переднего подшипника и управляется буксой синхронизатора регулятора скорости. При работе турбины под нагрузкой втулка 3 прижата к упору давлением напорного масла из линии золотников автомата безопасности. При этом боковой патрубок соединен со свободным сливом через центральное отверстие в корпусе 1, т.е. сливная камера конуса золотника ПГРД соединена со свободным сливом.
После астотического срабатывания ПГРД, для получения возможности взведения стопорного и регулирующих клапанов, необходимо воздействовать на синхронизатор регулятора скорости в сторону "убавить" до "0".
При этом исчезает давление масла в линии золотников автомата безопасности, втулка 3, под действием пружины 6,перемещается на противоположный упор разъединяет сливную камеру конуса золотника ПГРД и свободный слив. Слив через конус прекращается, повышается давления масла в камере под поршнем золотника ПГРД и золотник садится на нижний гидроупор. При этом перекрываются окна золотника ПГРД в этажах ЧВД и автозатвора. Взведение автозатвора и сервомотора ЧВД происходит, как обычно, при воздействии на синхронизатор регулятора скорости в сторону "прибавить".
6.7.5. Порядок работы с ГСЗО.
ГСЗО работает автоматически в стерегущем режиме и не требует участия персонала, эксплуатирующего турбоустановку, в постоянном её контроле и управлении, за исключением случаев срабатывания ГСЗО с посадкой стопорного клапана вследствие аварийного повышения давления в отборе.
В этом случае, после выяснения и устранения причины повышения давления, необходимо взвести стопорный и регулирующие клапаны воздействием на синхронизатор регулятора скорости в сторону "убавить" до нуля (при этом золотник предохранительного гидравлического регулятора давления должен с верхнего упора опуститься на нижний),а затем в сторону "прибавить".
При невозможности устранения причины аварийного повышения давления - турбину остановить.

7. ПОРЯДОК ПЕРЕВОДА ТУРБИНЫ НА РЕЖИМ РАБОТЫ
БЕЗ ОТОПИТЕЛЬНЫХ ОТБОРОВ

7.1. Отключить следует вначале ПСГ-2 (верхний отопительный отбор), затем ПСГ-1. При этом ПСГ-2 отключается одновременно по пару и воде, а ПСГ-1 из-за отсутствия запорной арматуры на паропроводе только по воде.

7.2. Порядок отключения ПСГ-2.
Отключение ПСГ-2 разрешается производить только при условии, если электрическая нагрузка на турбину составляет для Т-100-130-2 не более 100 МВт, Т-100-130-3 не более 100 МВт.
1)ключ "Выбор ПСГ" перевести в положение "ПСГ-1".
2) постепенным открытием задвижки С-13 (ТГ-5,7) С-9 (ТГ-10) на обводе сетевой воды начать разгружение ПСГ-2. Дальнейшее разгружение ПСГ-2 производить постепенным закрытием задвижек С-14 входа (ТГ-5,7) или С-10 (ТГ-10) и выхода С-15 (ТГ-5,7) или С-11 (ТГ-10) сетевой воды и задвижек ПБ-1,2 на подводе пара. Разгружение ПСГ-2 производить со скоростью не более 10 т/ч пара в минуту;
3) остановить конденсатный насос после того, как уровень конденсата в конденсатосборнике ПСГ-2 достигнет отметки 5%-80 мм по дистанционному уровнемеру (регулирующий клапан почти закрыт). Отключить предварительно блокировку его с резервным насосом ПСГ-1. Открыть задвижку КБ-12 на сливе из ПСГ-2 в ПСГ-1. После останова конденсатного насоса уровень конденсата в конденсатосборнике ПСГ-2 должен установиться 350 мм;
4) открыть вентили дренажа сетепроводов до и после ПСГ-2 в канализацию. Если сетевой подогреватель на период кратковременного отключения остановлен неопорожненным, открыть вентили выпуска воздуха из водяного пространства, т. к. в противном случае при недостаточной плотности паровых задвижек БП-1, ПБ-2 может иметь место недопустимое повышение давления в трубной системе ПСГ-2.
5) закрыть вентиль ОВБ-2 отсоса воздуха из ПСГ-2 в ПСГ-1.
6) закрыть задвижку КБ-8 слива конденсата из ПСГ-2 в линию основного конденсата после ПНД-2.
7) закрыть регулирующий клапан и отключить электронный регулирующий прибор регулирования уровня в конденсатосборнике ПСГ-2. Систематически вести наблюдение за отсутствием повышения уровня конденсата в ПСГ-2 по дистанционному уровнемеру и водомерному стеклу.

7.3. ПОРЯДОК ОТКЛЮЧЕHИЯ ПСГ-1

Отключению ПСГ-1 должно предшествовать обязательное отключение ПСГ-2.
1) ключ "Выбор ПСГ" стоит в положении "ПСГ-1", регулятором теплофикационного отбора открыть поворотную диафрагму полностью, задатчик температуры сетевой воды вывести на "О",
2) открыть задвижку С-11(ТГ-5,7) или С-7 (ТГ-10) на обводе сетевой воды, затем одновременно закрыть задвижки на входе С-10 (ТГ-5,7) или С-6 (ТГ-10) и на выходе С-13 (ТГ-5,7) или С-9 (ТГ-10) сетевой воды. При отключении ПСГ-1 необходимо следить за давлением в его водяном пространстве, которое при всех условиях не должно превышать 8 кгс/см2 (0,8 МПа).
3) открыть вентиль КБ-13 дренажа из конденсатосборника ПСГ-1 в конденсатор через расширитель.
4) остановить конденсатный насос после того, как уровень конденсата в конденсатосборнике ПСГ-1 достигнет отметки, соответствующей 50мм по дистанционному указателю уровня, отключив предварительно АВР насосов. После останова конденсатного насоса при работе турбины уровень в конденсатосборнике поднимется до 180 мм;
5) закрыть регулирующий клапан на напоре конденсатных насосов бойлеров, после чего отключить регулятор, оставив при этом включенным электронный сигнализатор уровня конденсата в корпусе ПСГ-1.
6) заполнить трубную систему ПСГ-1 химобессоленной деаэрированной водой, открыв вентиль на отводе воды в канализацию и на подводе химобессоленной воды в водяное пространство ПСГ-1,обеспечив слабый проток этой воды в сливную воронку.
7) закрыть вентиль ОВБ-1 отсоса воздуха из парового пространства ПСГ-1 в конденсатор.
8) закрыть задвижку КБ-9 слива конденсата из ПСГ-1 в линию основного конденсата. При работе турбины с отключением ПСГ-1 вести постоянное наблюдение за наличием протока химобессоленной воды через ПСГ-1, за давлением воды в трубной системе, которое не должно быть более 8 кгс//см2 (0,8 МПа) и отсутствием уровня в конденсатосборнике.
7.4. При останове бойлеров на длительное время необходимо дополнительно закрыть задвижки на всасе конденсатных насосов бойлеров и на напоре, а также вентили отсоса воздуха из корпусов насосов на бойлера, открыть вентили опорожнения отсосов и трубопроводов сетевых подогревателей.
7.5. Если необходимо полное осушение ПСГ-1 (при остановленной турбине), открыть вентиль опорожнения конденсатосборника, предварительно закрыв вентиль КБ-13 дренажа в конденсатор.

8. ОСТАНОВ ТУРБИНЫ

8.1. После получения распоряжения о предстоящем останове турбоагрегата необходимо:
произвести опробование РМН,АМН турбины и РМНУ,АМНУ генератора;
проверить работу ПМН;
путем расхаживания убедиться в отсутствии заедания стопорного и регулирующих клапанов свежего пара и главных паровых задвижек;
сообщить машинисту ЦТЩУ котлов о предстоящем останове турбины.
8.2. Турбина должна останавливаться с выключенными регулируемыми отборами пара.
8.3. Разгрузку турбины производить равномерно со скоростью 2-4 МВт в минуту с сохранением номинальной температуры свежего пара.
8.4. Разгружая турбину постоянно вести наблюдение за относительным укорочением роторов, которые не должны превышать для РВД-1,2 мм для РСД-2,5 мм, для РНД-4 мм. Для уменьшения относительного укорочения РВД обеспечить подвод пара отсоса от штоков клапанов в предпоследнюю камеру уплотнений РВД. Температура пара после смешивания не должна быть более 250-3000С
8.5. Постоянно вести наблюдение за приборами, показывающими температуру фланцев, шпилек, верха и низа ЦВД. При появлении недопустимых разностей температур снизить скорость разгружения турбины.
8.6. В процессе разгрузки турбины по мере снижения температуры водорода в генераторе производить уменьшение расхода воды через газоохладители, прикрывая сливные задвижки под генератором после каждого газоохладителя, не допуская снижения температуры охлаждающей воды ниже 150С.
8.7. В процессе разгрузки при снижении температуры масла на сливе с подшипников до 450С прикрыть задвижки на сливе охлаждающей воды после маслоохладителей, не допуская резкого повышения и понижения температуры масла.
8.8. При снижении нагрузки ниже 50 МВт, отключить ПВД, при этом необходимо:
1) проверить, что при снижении нагрузки слив конденсата автоматически переключился на ПНД-4;
2) закрыть паровые задвижки на отборах;
3) закрыть задвижки на конденсате греющего пара после ПВД на ДВД и ПНД-4;
4) закрыть вентиль отсоса воздуха из ПВД-5 в ПНД-4;
5) стравить давление с парового пространства через дренажные вентили. Проверить по водомерным стёклам и уровнемерам, что трубная система плотная и уровни в корпусах ПВД не повышаются;
6) соленоидным клапаном подать конденсат на закрытие впускного клапана и проверить по штоку, что он закрылся. После закрытия впускного клапана убедиться, что давление в трубной системе не снижается,(падение давления в трубной системе свидетельствует о свище в змеевиках или пропуске дренажей арматуры);
7) закрыть задвижки Н-3 подвода питательной воды и Н-4 выхода питательной воды из ПВД. Вентилями дренажей стравить давление в питательном трубопроводе на расширитель дренажей и после остывания воды в
трубопроводах полностью слить воду в БНТ. При выводе ПВД в ремонт закрыть предохранительный байпас задвижки Н-4.
8.9. При нагрузке 30 МВт остановить сливные насосы. При отключении сливных насосов, проверить, что задвижки на сливе конденсата греющего пара из ПНД-2 и ПНД-3 в конденсатор, открылись. Отключение ПНД при останове на длительное время производить сначала по паровой стороне, затем по воде;
закрыть все задвижки отборов пара на ПНД;
открыть задвижки основного конденсата на байпасах ПНД;
закрыть все задвижки на входе и выходе основного конденсата у каждого подогревателя;
снизить давление воды в трубных системах ПНД, соединив с атмосферой, открытием воздушников;
после останова сливных насосов, закрыть задвижки на напорных линиях;
закрыть задвижки на сливе из ПНД и вентили отсоса воздуха,
спустить конденсат из парового пространства.
Примечание. При останове турбины на непродолжительное время отключение ПНД не требуется.
8.10.Включить в работу прибор замера прогиба вала. Проверить крепление подставки для индикаторов часового типа проверки боя вала РВД на переднем стуле.
8.11. При малой нагрузке проверить включение рециркуляции конденсата.
8.12. При снижении нагрузки, не прекращать подачу пара на концевые уплотнения и на эжектор сальникового подогревателя. Для снижения относительного укорочения РВД, вести контроль за температурой пара на предпоследнюю камеру, которая должна быть 250-3000С.
8.13. При разгружении турбины, чтобы снижение нагрузки по ваттметру происходило соответственно закрытию клапанов ЦВД.В случае обнаружения, что при перемещении поршня сервомотора нагрузка не снижается, причиной чего может быть зависание регулирующего клапана, разгрузку со щита прекратить до устранения неисправности в системе парораспределения.
При наличии активной эл.нагрузки на турбогенераторе отключение генератора от сети категорически запрещается. Если неисправность в системе парораспределения устранить не удается, то разгрузку турбины производить прикрытием ГПЗ (пускового байпаса).
8.14. После снижения нагрузки до 2-3 МВт, открыть полностью байпасный клапан ГПЗ. Закрыть ГПЗ. При дальнейшем разгружении турбины, производить постепенное прикрытие байпасного клапана ГПЗ. При достижении сервомотором регулирующих клапанов положения соответствующего холостому ходу турбина должна быть полностью разгружена. Убедиться, что турбина нормально держит холостой ход.
8.15. После полного снижения нагрузки (чему соответствует начало работы генератора в моторном режиме, что подтверждается реле обратной мощности), потребовать от персонала электроцеха отключить генератор от сети. Работа турбины в моторном режиме более четырех минут - недопустима.
Примечание. В момент отключения турбины от сети при открытом байпасе ГПЗ, необходимо внимательно следить по тахометру за частотой, вращения ротора турбины. В случае её повышения, немедленно прекратить доступ пара в турбину, закрытием стопорного клапана с ЦТЩУ или кнопкой автомата безопасности. Если обороты при этом не уменьшатся, что показывает на неплотность стопорного клапана, необходимо быстро закрыть байпасный клапан ГПЗ.
8.16. После сообщения с БЩУ об отключении генератора от сети убедиться, что регулирование турбины держит холостой ход. Проверить, что при отключении генератора, сработали привода обратных клапанов отборов турбины и они закрылись, (должно мигать табло "Обратные клапана отборов ПВД- закрыты", "обратные клапана ПНД- закрыты", "Обратные клапана регулируемого отбора - закрыты").
Кнопкой фиксации перевести мигание табло в режим постоянного свечения.
8.17. Включить в работу РМНУ. Проверить, создал ли он давление и увеличилось ли давление масла перед дифрегулятором подачи масла на уплотнения генератора.
8.18. Прекратить доступ пара в турбину с ЦТЩУ ключом останова или кнопкой автомата безопасности. Зафиксировать время прекращения доступа пара в турбину. На панелях ЦТЩУ должно мигать табло "Стопорный клапан закрыт", "Регулирующие клапана ЧВД -закрыты", "Сервомотор ЧНД на упоре". Убедиться, что обороты снижаются.
8.19. Закрыть байпасный клапан ГПЗ. После закрытия байпасного клапана ГПЗ стравить давление в пароперепускных трубах и посе того, когда давление снизится до 2-5 кгс/см2 (0,2-0,5 МПа), открыть вентили обеспаривания на участке между ГПЗ и стопорным клапаном.
8.20. Включить в работу РМН турбины, убедиться, что давление масла в системе смазки, нормальное и масло сливается с подшипников турбогенератора. Проверить, совместно с МОВОТ, что РМН турбины создал давление 3,5 кгс/см2 (0,35 МПа).
8.21. При 2800 об/мин (46,7 с-1) переключатель блокировки ПБ поставить в положение "Сигнал" т.е. защита по падению вакуума и понижению температуры пара -отключена.
8.22. При выбеге турбины прослушивать турбину, проверять отсутствие прогиба вала по показаниям прибора прогиба.
8.23. Производить регулирование температуры масла на подшипники турбогенератора и на МСУ. Температура масла должна быть 40-450С
8.24. При выбеге, особенно тщательно контролировать температуру баббита водородных уплотнений генератора, упорных колодок опорно - упорного подшипника и подшипников турбины.
8.25. Производить регулирование температуры водорода в корпусе генератора.
8.26. При снижении частоты вращения ротора, обеспечить подачу острого пара в камеру уплотнения при ОРР=-1,0 мм. Подача пара от штоков не рекомендуется, т.к. при падении давления в паро перепускных трубах, подача пара уменьшается и происходит падение давления в трубопроводе отсоса. Задвижку отсоса пара с переднего уплотнения на ПВД-7 закрыть.
8.27. Если останов производится без снятия кривой выбега то пар на эжектор начать прикрывать с 500 об/мин (8,3 с-1),чтобы к моменту полной остановки турбины вакуум в конденсаторе был полностью снижен. Подачу пара на уплотнения и эжектор сальникового подогревателя, прекратить только после полного снижения вакуума, во избежания попадания холодного воздуха через уплотнения в турбину. При 500 об/мин (8,3 с-1), закрыть острый пар на переднее уплотнение ЦВД.
8.28. Немедленно после остановки ротора турбогенератора включить в работу ВПУ. Для этого необходимо кнопкой включить валоповоротное устройство в работу. Если мощности масляного сервомотора не хватит для завода шестерни ВПУ в зацепление то через 9 с. работы электромагнита золотника включится эл.двигатель ВПУ и доведет шестерню в зацепление, начнет его вращение со скоростью 3,4 об/мин (0,057 с-1). Сила тока электродвигателя не должна быть более 22-24 А. Зафиксировать в журнал время выбега, которое должно быть в пределах 23-25 минут.
8.29. После останова турбины, остановить НГО.
8.30. Проверить бой вала индикаторным приспособлением, который должен показывать не более 0,03 мм, а по прибору, ключ которого необходимо перевести в положение "валоповорот", бой вала не должен превышать 0,05 мм. Результаты проверки записать в оперативный журнал.
8.31. Закрыть задвижки подачи острого пара на переднее уплотнение турбины и отсоса пара от штоков клапанов на ДВД.
8.32. После посадки вакуума до нуля, прекратить подачу пара на уплотнения, закрыв задвижки до регулятора. Включить регулятор давления пара на уплотнения, отключить одновременно подачу пара на эжектор отсоса паровоздушной смеси из уплотнений в сальниковый подогреватель.
8.33. Отключить подачу пара на работающий основной эжектор.
8.34. При работе конденсатных насосов, по водомерным стеклам в ПНД, проверить плотность трубной системы всех ПНД, после чего остановить конденсатный насос, предварительно закрыв задвижку К-31 на выходе из ПНД-4.
8.35. После останова конденсатных насосов вести постоянное наблюдение за уровнем в конденсатосборниках конденсаторов, т.к. при пропуске арматуры возможно его заполнение и попадание воды в цилиндр через дренажи, что может вызвать повреждение лопаточного аппарата.
8.36. Если турбина останавливается на длительное время необходимо:
1) закрыть задвижки на всасе и на нагнетании конденсатных насосов и опорожнить их. Закрыть вентили отсоса воздуха из корпусов насосов;
2) закрыть вентиль подачи конденсата на уплотнение вакуумной арматуры;
3) закрыть вентили на охлаждение штоков опорных лап ЦВД, корпусов сервомоторов стопорных клапанов, кулачкового устройства регулирующих клапанов;
4) отключить сальниковый подогреватель по воде для чего закрыть задвижки на входе и выходе и открыть на обводе подогревателя. Закрыть задвижку отсоса паровоздушной смеси из корпуса сальникового подогревателя.
8.37. После останова турбины, непрерывно вращать ротор ВПУ, обеспечивая смазку подшипников. Проворачивание ротора прекратить после полного остывания турбины, т.е. когда температура ЦВД в зоне регулирующей ступени достигнет 150 0С.
8.38. После снижения температуры ЦВД, до 1500С , остановить РМН.
8.39. После останова турбины, дренажные и продувочные вентили на цилиндрах и паро перепускных труб не открывать до остывания металла ЦВД до 1500С.
Примечание. Если пуск турбины намечается раньше, чем остыл металл до1500С, то дренажные или продувочные вентили необходимо открыть при подготовке к пуску. При пусках после останова на короткое время (не более 2-х часов) дренажные вентили остаются закрытыми.
8.40. После снижения температуры выхлопных патрубков до 500С закрыть напорные и сливные задвижки подачи циркуляционной воды в конденсатор.
8.41. Во время остывания турбины тщательно контролировать температуру металла ЦВД разность температур металла ЦВД, относительные расширения, положение прибора осевого сдвига, тепловые расширения турбины, бой вала. Все данные ежечасно записывать в специальном журнале контроля.

9. КРИТЕРИИ И ПРЕДЕЛЫ БЕЗОПАСНОГО СОСТОЯНИЯ
И РЕЖИМОВ РАБОТЫ ТУРБОУСТАНОВКИ

9.1. При пусках (остановах) турбины необходимо выдерживать следующие предельные значения критериев прогрева (охлаждения) основных элементов турбины.

Допустимые разности температур в элементах турбины:

Критерий

Значение критерия, град

Разность температур крышки и корпуса стопорного клапана
50

Разность температур верха и за ЦВД в зоне паровпуска
40

Разность температур фланца и средней температуры стенок ЦВД
+- 15

Разность температур между правым и левым фланцами ЦВД
10

Разность температур между фланцем и шпилькой ЦВД
+20



9.2. Допустимые скорости прогрева металла ЦВД и корпусов регулирующих клапанов:
от 50 до 2000С 4 0С в мин.
от 200 до 3000С 30С в мин.
от 300 до 4000С 2 0С в мин.
от 400 0С и выше 10С в мин.


9.3. Допустимые значения относительных расширений роторов при пуске эксплуатации, мм:

Ротор
На укорочение
На удлинение

РВД
-1,2
+3,0

РСД
-2,5
+3,0

РНД
-4,0
+4,0


9.4. Осевой сдвиг должен быть не более +- 0,8 мм (при осевом сдвиге ротора +- 1,2 мм должно происходить отключение турбины).
9.5. Турбина допускает длительную работу при следующих отклонениях параметров пара от номинальных:
при изменении абсолютного давления пара перед стопорным клапаном не менее 125 кгс/см2 (12,5 МПа) и не более 135 кгс/см2 (13,5 МПа);
при изменении температуры свежего пара в пределах от 545 до 5600С.
Турбина допускает кратковременную непрерывную работу в течение не более 30 минут при отключении параметров пара от номинальных в следующих пределах:
начального абсолютного давления пара от 136 до 140 кгс/см2 (от13,6 до 14,0 МПа);
начальной температуры свежего пара от 561 до 5650С.
При достижении этих значений в любых сочетаниях суммарная продолжительность работы турбины при этих параметрах не должна превышать 200 ч в год.
9.6. При пуске (останове) и эксплуатации турбины не должны превышаться следующие предельные параметры:

Наименование параметра
Предельная величина

1. Температура выхлопного патрубка (при пуске, работе на холостом ходу и работе по электрическому графику)

80 0C

2. Давление в конденсаторе:
а) в абсолютных единицах
б) в избыточных единицах

0,12 кгс/см2 (0,012 МПа)
-0,88 КГС/СМ2(-0,088 МПа)

3. Искривление валов турбины перед подачей
пара в турбину

0,05 мм

4. Частота сети (длительная работа)
49,0-50,5

5. Расход циркуляционной воды номинальный
через всю поверхность конденсатора
16000 м3/ч

6. Давление масла на смазку подшипников
0,7-0,8кгс/см2(0,07-0,08МПа)

7. Температура масла на смазку подшипников:
а) минимальная
б) максимальная

40 0С
45 0С

8. Температура масла на сливе из подшипников
65 0С

9. Температура колодок и вкладышей подшипников
80 0С


10. Вибрация подшипников
не более 30мкм (4,5ммхс-1)

11. Давление срабатывания ПГРД-1,2
1,0 - 1,2 кгс/см2

12. Давление срабатывания предохранительного
клапана на линии отсоса пара от штоков клапанов в деаэратор ТГ-5,7

12 кгс/см2 (1,2 МПа)

13. Давление срабатывания предохранительных
клапанов системы обогрева фланцев и шпилек
4,5 кгс/см2 (0,5,5 МПа)



9.7. Значения расчетных критических частот вращения турбогенератора:

Критическая частота вращения роторов об/мин ( с-1

1
2
3
4
5

1615 (26,9)
2125 (35,4)
2270 (37,8)
2530 (42,2)
4810 (80,2)


10. ДОПУСКАЕМЫЕ НАГРУЗКИ НА ТУРБИНУ И СЕТЕВЫЕ ПОДОГРЕВАТЕЛИ.

10.1. При работе с отопительными отборами пара турбина может принимать максимальную электрическую нагрузку 120 МВт. Перегрузка турбины выше номинальной мощности
Т-100/120-130-2 - 105 МВт
Т-100/120-130-3 -110 МВт
возможна при полностью включенной регенерации и наличии определенных величин регулируемых отборов пара, определяемых по диаграмме режимов.
10.2. При работе на конденсационном режиме при полностью включенной регенерации перегрузка выше номинальной мощности не разрешается:
для ТГ № 5,7 типа Т-100/120-130-2 -105 МВт
для ТГ № 10 типа Т-100/120-130-3 -110 МВт
10.3. Максимальные значения расхода пара на турбину в зависимости от давления пара в регулируемом отборе и соответствующие им максимальные допускаемые давления в камере регулирующей ступени ЦВД при работе с регулируемыми отборами в том числе и по тепловому графику.
Таблица 3
Абсолютное давление в верхнем отборе при работе с двумя отопительными отборами
кгс/см2 (Мпа)
Абсолютное давление в нижнем
отборе при работе с одним отопительным отбором
кгс/см2 (Мпа)
Максимальное абсолютное давление в камере регулирующей ступени
кгс/см2 (Мпа)
Максимальный расход пара на
турбину т/ч





Т-100-130-2
Т-100-130-3


0,95-2,5 (0,095-0,25)
0,75-2,0
(0,075-0,2)
90 (0,9)



0,75 (0,075)
0,6 (0,06)
84 (8,4)
430
450

0,6 (0,06)
0,5 (0,05)
77 (7,7)
390
410








10.4. Расход пара в конденсаторы на всех режимах работы турбин не должен превышать:
для Т-100/120-130-2 - 280 т/ч
для Т-100/120-130-3 - 295 т/ч
10.5. Максимальная отопительная нагрузка на верхний отопительный отбор составляет 110 Гкал/ч, чему соответствует расход конденсата из ПСГ-2 около 215 т/ч.
10.6. При работе турбины с одним нижним отопительным отбором ПСГ-1 может обеспечить номинальную тепловую нагрузку турбоустановки типа
Т-100/120-130-2 - 168 Гкал/ч
Т-100/120-130-3 - 175 Гкал/ч
10.7. Номинальная суммарная тепловая нагрузка на верхний и нижний отопительный отбор составляет для турбин:
Т-100/120-130-2 ст. № 5,7 - 168 Гкал и расходе конденсата из бойлеров - 320 т/ч;
Т-100/120-130-3 ст. № 10 -175 Гкал/ч и расходе конденсата из бойлеров - 340 т/ч.
10.8. Максимальная отопительная нагрузка с учетом использования тепла пара, поступающего в конденсатор, для подогрева подпиточной воды, составляет для турбин
Т-100/120-130-2 ст.№ 5,7 - 177 Гкал/ч
Т-100/120-130-3 ст.№10 - 184 Гкал/ч
10.9. Абсолютное давление пара в отборах должно быть не более:
Камера регулирующей ступени 90 кгс/см2 (9 МПа).
Камера 1 отбора 35 кгс/см2 (3,5 МПа).
Камера П отбора 21 кгс/см2 (2,1 МПа).
10.10. При отключенных ПВД максимальная электрическая нагрузка
составляет:
Таблица 4

Параметры
Т-100/120-130-2 ст.№ 5,7
Т-100/120-130-3 ст.№ 10


Конденсационный режим
Номинальные отопительные нагрузки
Конденсационный режим
Номинальные отопительные нагрузки

Электрическая нагрузка МВт

100

--

105

103

Давление пара в регулирующей ступени кгссм2 (МПа)

--

77(7,7)

66(6,6)

77(7,7)

Расход пара на турбину, тн/час

--

410

прим. 360

прим. 420

10.11. При отключении одного из ПНД (отключение более одного ПНД не допускается), расход пара на турбину разрешается не снижать, уменьшение электрической мощности будет незначительным около 20-30 кВт.

11. ОБСЛУЖИВАНИЕ ТУРБОУСТАНОВКИ ВО ВРЕМЯ РАБОТЫ

11.1 Запись показаний приборов.
11.1.1. Регулярно производить записи показаний измерительных приборов согласно суточной ведомости. Систематически производить записи в журнале и анализ записей.
В случае каких-либо ненормальностей и отклонений, немедленно выяснить причину для принятия соответствующих мер.
10.1.2. Регулярно производить проверку всех контрольно-измерительных приборов, установленных на паровой и электрической части турбоустановки.
11.1.3. При каждом останове турбины регистрировать время выбега ротора, сопоставление которого с предыдущими пусками позволяет судить о состоянии турбины.
11.1.4. Наблюдать за аварийной и технологической сигнализацией, при появлении аварийных сигналов немедленно устранять причину их появления.

11.2. Состояние пара.
11.2.1. Турбина допускает длительную работу при следующих отклонениях параметров от номинальных:
при изменении абсолютного давления пара в пределах от 125 до 135 кгс/см2 (от 12,5 до 13,5 МПа);
при изменении температуры свежего пара от 545 0С до 560 0С.
11.2.2. Допускается кратковременная непрерывная работа турбины в течение не более 30 минут при отклонении параметров пара от номинальных в следующих пределах:
давление свежего пара от 136 кгс/см2 до 140 кгс/см2 (13,6, до 14,0 МПа);
температура свежего пара от 5610С до 565 0С.
При достижении этих значений в любых сочетаниях, суммарная продолжительность работы турбины при этих параметрах, не должна превышать 200 часов в году.
При температуре свежего пара ниже 540 0С и выше 565 0С загорается сигнал "Температура пара низка", "Температура пара высока", необходимо требовать от персонала котельного отделения принимать меры для устранения причин, вызывающих отклонения от нормальных параметров. В случае падения температуры пара ниже 5450С производить разгрузку турбины по 2,5 МВт на каждый градус падения температуры.
При повышении давления пара сверх 135 кгс/см2 (13,5 МПа) необходимо дросселировать пар ГПЗ до нормального значения.
11.2.3. При изменениях режима работы турбины не допускать, что бы температура пара была ниже температуры металла.

11.3. Частота электрической сети.
11.3.1. Длительная работа турбины при частоте сети ниже 49,0Гц и выше 50,5 Гц - не допускается. При отклонении частоты от указанных пределов, требовать от НСС принять срочные меры через диспетчера энергосистемы для восстановления частоты. При аварийном снижении частоты допускается кратковременная работа турбины с частотой сети ниже 49,0 Гц, но не ниже 48,5 Гц, но не более 5 минут единовременной и суммарно не более 1 часа в год, а при частоте 48,5 Гц, но не ниже 47,5 Гц, не более 10 с единовременно, но не более 1 минуты в год.

11.4. Чистота проточной части.
11.4.1. Для контроля за состоянием проточной части турбины и заносом её солями не реже одного раза в месяц производить проверку величины давления пара в контрольных ступенях при нагрузке более 50% (по расходу пара). Если давление пара в камере регулирующей ступени превысит на 10% величины давления, замеренного в ней при первом пуске турбины после монтажа или капитального ремонта при чистой проточной части, в том же режиме работы, тех же параметрах острого пара, одинаковым абсолютным давлением в конденсаторе и той же схеме регенерации, то следует произвести промывку проточной части турбины.
Промывку проточной части турбины с целью удаления солей, которые откладываются в проточной части, производить насыщенным паром, руководствуясь инструкцией по промывке (или специальной программы).
11.5. Вкладыши подшипников.
11.5.1. Контролировать температуру баббита вкладышей подшипников, упорных колодок, опорно-упорного подшипника и вкладышей водородных уплотнений. При резком повышении температуры баббита более 800С необходимо немедленно отключить турбину во избежание выплавления баббита.

11.6.Масляная система.
11.6.1. Контролировать уровень масла в маслобаке турбины, который должен быть в грязном отсеке более 150 мм,а в чистом не ниже 100 мм и температуру масла после маслоохладителей турбины и МСУ, которая должна быть в пределах 40-45 0С. При этом необходимо проверять разность температур масла перед и за маслоохладителями, снижение которой при полном открытии водяных задвижек свидетельствует о загрязнении маслоохладителей.
11.6.2. Контролировать давление воды непосредственно перед маслоохладителями турбины, которое не должно превышать давление масла, т.е.
должно быть равным 0,6-0,7 кгс/см2 (0,06-0,07 МПа).
11.6.3. При падении давления воды перед маслоохладителями в случае неизменяемого положения водяных задвижек произвести тщательную промывку водяных фильтров на охлаждающей воде.
11.6.4. При одновременном падении давления охлаждающей воды перед маслоохладителями до 0,4 кгс/см2 (0,04 МПа) и повышения температуры масла после маслоохладителей до 65 0С, должен выпасть сигнал "Падение давления циркводы и повышение "Т" масла за маслоохладителями" и турбина должна быть остановлена.
11.6.5. Контролировать отсутствие недопустимого перепада на сетках маслобака, не допуская увеличения перепада уровней между грязным и чистым отсеком более 100 мм. В этом случае загорается табло "Маслофильтры загрязнены". Регулярно по графику и в случаях увеличения перепада, производить продувку сеток маслобака сжатым воздухом и промыванием ее керосином. При очистке необходимо принимать меры предосторожности, предотвращающие попадание посторонних предметов (одежды, тряпок и т.д.) в маслобак. Продувку сеток маслобака проводить под непосредственным контролем начальника смены.
После очистки сеток, в течение не менее 8 часов, вести усиленное наблюдение за температурой подшипников, давлением масла на смазку и в системе регулирования, сливом масла из подшипников турбогенератора (особенно возбудителя и подвозбудителя).
11.6.6. Контролировать частоту масляных фильтров МСУ. При повышении перепада давления до 1,5 кгс/см2 (0,15 МПа) включить резервный фильтр и отключить грязный для чистки. При включении резервного фильтра вести усиленное наблюдение за работой дифрегулятора подачи масла на водородные уплотнения и температурой баббита водородных уплотнений в течение нескольких часов, т.к. с включением фильтра возможны попадания посторонних предметов. При чистке фильтров не допускать попадания грязи в корпус фильтров. Прокладку на крышку корпуса масляного фильтра устанавливать из прессшпана толщиной 0,5-0,7 мм.
11.6.7. Ежесуточно производить проверку отстоя масла в маслобаке. Результаты проверки качества масла записывать в суточную ведомость.
11.6.8. Один раз в сутки производить визуальный цеховой анализ масла. Результаты записывать в суточную ведомость.
11.6.9. Проверять наличие пломб на масляной арматуре. Запрещается приемка и сдача смены с неопломбированной арматурой.
11.6.10. Контролировать уровни масла в смотровых стеклах "УЖИ" и корпуса гидрозатвора, не допуская повышения уровня, что может привести к попаданию масла в генератор, а при низком уровне - резкое падение давления водорода в генераторе.
11.6.11. Контролировать отсутствие масла и воды в корпусе генератора по "УЖИ". При появлении уровня жидкости немедленно сообщить персоналу электроцеха.
11.6.12. Контролировать температуру масла на сливе масла из корпусов подшипников, не допуская повышение температуры более 65 0С.
11.6.13. Проверять в работе РМН,АМН,РМНУ,АМНУ и устройства их автоматического включения два раза в месяц, а также перед каждым остановом и пуском турбины. Одновременно проверять в работе ПМН турбины.
Два раза в месяц производить проверку работы пускового маслонасоса, маслонасосов смазки и уплотнения вала генератора, а также проверку устройств автоматического включения маслонасосов смазки и уплотнения вала.
Проверку АВР маслонасосов проводить в следующей последовательности:
снять защиту по понижению давления масла в системе смазки;
предупредить персонал электроцеха о предстоящем включении резервного маслонасоса с двигателем постоянного тока;
медленно открыть сливной вентиль перед реле РПДС;
убедиться, что при снижении давления масла до 0,45 кгс/см2 по манометру перед РПДС (0,045 МПа) на ЦТЩУ загорается табло "Давление в системе смазки мало", при снижении давления до 0,35 кгс/см2 (0,035 МПа)- включается в работу РМН;
поставить ключ блокировки РМН в положение "деблокировано" и остановить его;
при снижении давления масла до 0,3 кгс/см2 (0.03 МПа) включается АМН;
закрыть сливной вентиль перед РПДС, остановить АМН;
поставить ключ блокировки РМН в положение "сблокировано";
ввести защиту по понижению давления в системе смазки;
произвести проверку АВР маслонасосов МОУ по аналогичной схеме (уставки на включение маслонасосов МОУ – 6,5 кгс/см2 по манометру (0,65 МПа) - РМН, 5,5 кгс/см2 (0,55 МПа) - АМН), по окончании проверки поставить насосы на АВР.
Следить за нормальной работой эксгаустера во избежание скоплений водородных паров в маслобаке турбины.
11.6.14. При обходе турбины, особое внимание обращать на плотность масляной системы. Производить ежесменную проверку отсутствия утечек масла из маслопроводов в закрытых масляных коробах. При обнаружении даже незначительных проточек масла из масляной системы немедленно принимать меры для их устранения.
11.6.15. По графику химцеха производить анализ утечек водорода в корпуса подшипников генератора и в маслобак турбины. В маслобаке турбины присутствие водорода недопустимо. В корпусах подшипников генератора утечки водорода более 1% -недопустимы. При наличии утечек водорода в корпусах подшипников, обеспечить постоянную подачу углекислоты в корпус подшипника для ликвидации создания взрывоопасной концентрации.
11.6.16. При работе турбины вести систематическое наблюдение за давлением масла на всасе РМН, АМН и ПМН турбины. Давление должно быть 0,4-0,5 кгс/см2 (0,04-0,05 МПа). При снижении давления, проверить отсутствие воздуха в корпусе насоса и всасывающем трубопроводе.
11.6.17. Постоянно контролировать плотность задвижки аварийного слива масла из маслобака турбины по температуре трубопровода и уровню масла в маслобаке.
11.6.18. Производить проверку давления масла на подшипники турбогенератора, которое должно быть 0,7-0,8 кгс/см2 (0,07-0,08 МПа).
11.6.19. Проверять работу ватного фильтра, который при работе турбины должен работать постоянно. При уменьшении высоты масляной струи в колпаке (что свидетельствует о загрязнении фильтра),заменить ватный тампон.

11.7. Парораспределение.
11.7.1. Один раз в сутки расхаживать стопорный клапан, перемещая шпиндель вращением маховика расхаживающего устройства, примерно на 15-20
мм. Результаты проверки записать в суточную ведомость.
11.7.2. Один раз в сутки производить перемещение диафрагмы, воздействуя на РТО.
11.7.3. Во избежание зависания регулирующих клапанов производить расхаживание их путем частичного открытия и закрытия. При зависании клапана появится зазор между роликом и кулачком, если рычаг с роликом поднять рукой. При выявлении зависания регулирующих клапанов что подтверждается показаниями манометров после регулирующих клапанов (давление пара не снижается при закрытии сервомотора), турбина должна быть разгружена и остановлена при помощи ГПЗ. Время останова турбины определяет главный инженер ТЭЦ.
11.7.4. В соответствии со сроками, указанными в ПТЭ, т.е. перед остановом турбины в капитальный ремонт и при пуске после капитального ремонта и перед испытанием автомата безопасности повышением частоты вращения, но не реже одного раза в год, проверять:
плотность стопорного клапана;
регулирующих клапанов;
регулирующих диафрагм.
Порядок проверки см. в п. 5.2.32,5.2.33.
11.7.5. При увеличении нагрузки, производить контроль за давлением масла под поршнем сервомотора регулирующих клапанов плавным перемещением сервомотора. При резких изменениях давления масла под и после поршня и при резких перемещениях сервомотора, проверить отсутствие заеданий в подшипниках и рычагах парораспределения.
11.7.6. Не менее одного раза в смену проверять крепление кулачковой рамы к корпусу цилиндра, осматривая целостность болтов и наличие поперечной шпонки.


11.8. Защита от разгона.
11.8.1. Система защиты турбины от повышения частоты вращения (включая все её элементы) должна быть увеличением частоты вращения в следующих случаях: после монтажа турбины, после кап.ремонта, перед испытанием системы регулирования сбросом нагрузки с отключением генератора от сети, после длительного (более 3месяцев) простоя, после разборки автомата безопасности. Кроме того, защита должна испытываться после разборки системы регулирования, а также отдельных её узлов и периодически не реже 1 раза в 4 месяца. В этих случаях допускается испытание защиты без увеличения частоты вращения, но с обязательной проверкой действия всей её цепи.
11.8.2. Испытание защиты турбины увеличением частоты вращения должны производиться под руководством начальника цеха или его заместителя.

11.9. Гидравлическая система защиты камер нижнего теплофикационного отбора (ГСЗО)
11.9.1. Ежедневно проверять наличие устойчивого вращения золотников предохранительных гидравлических регуляторов (ПГРД) ГСЗО.
11.9.2. После ремонта турбины, а также после разборки и сборки ГСЗО, (но не реже 1 раза в год),проверить работоспособность ГСЗО настоящей турбине путем снятия характеристик согласно программы и методике испытаний (ЭО-23676 ПМ).
11.9.3. Проверка работоспособности ГСЗО на работающей турбине производится при нагрузке не менее 30 МВт не реже 1раза в 4месяца, а также при каждом пуске турбины.
11.9.4. Следить за состоянием трубопроводов, фланцевых соединений, не допуская протечек масла.
11.9.5. Выполнять ревизию ГСЗО при капитальных ремонтах турбины.

11.10. Регулирование нагрузки турбины.
11.10.1.Во время эксплуатации турбины изменение электрической нагрузки должно проводиться либо синхронизатором регулятора скорости, либо РТО. Запрещается пользоваться для этой цели ограничителем мощности.
11.10.2. Периодически наблюдать за вращением золотников регуляторов и золотников сервомоторов.

11.11. Реле осевого сдвига.
11.11.1. По графику ЦАСУТП (1 раз в месяц), а также после каждой ревизии турбины или смены колодок упорного подшипника турбины производить на холостом ходу проверку и, при необходимости, настройку реле осевого сдвига путем "фиктивного" осевого сдвига ротора. Проверка действия реле осевого сдвига производится медленным вращением установочного винта реле до момента срабатывания реле, на щите загорается сигнальная лампа, срабатывает электромагнит и закрываются стопорный и регулирующие клапаны. При невозможности произвести полную проверку защиты накладку защиты поставить на сигнал и проверить полное срабатывание схемы без воздействия на электромагнит.
После испытания вернуть и застопорить установочный винт в первоначальное положение на деление ноль по шкале поворота винта.
11.11.2. Предупредительный сигнал "Осевой сдвиг" подается при сдвиге ротора на +- 0,8 мм, а отключение турбины должно происходить при сдвиге ротора на +- 12 мм по указывающему прибору (стрелка прибора находится на 1+0,3 мм когда ротор прижат в сторону генератора). При срабатывании защит должен загореться сигнал "Осевой сдвиг недопустим".
Данные проверки заносить в формуляр турбины.

11.12. Ограничитель мощности.
11.12.1. Изменение нагрузки ограничителем мощности не допускается.
Эксплуатация турбины с введенным в работу ограничителем мощности допускается только по условиям механического состояния турбоустановки с разрешения главного инженера энергоуправления. При этом нагрузка турбины должна быть ниже уставки ограничителя не менее чем на 5%.
При достижении турбиной мощности, на которую установлен ограничитель, на щите загорается световой сигнал "Работа на ограничителе мощности".

11.13. Работа уплотнений.
11.13.1. Температура пара, подаваемого на уплотнения из деаэраторов должна быть 130-150 0С. Контролировать работу регулятора подачи пара в коллектор уплотнений по поддержанию постоянного давления не зависимо от режима работы турбины. Не допускать пропариваний в камерах уплотнений, при нарушении режима подачи пара на уплотнения произвести перенастройку регулировочных вентилей. Для предотвращения ухудшения качества масла не допускать появления пропаривания в камерах.
Категорически запрещается резкие изменения температуры пара на концевые уплотнения ,т.к. это может привести к ослаблению посадки на вал насадных уплотняющих втулок ЦСД,ЦНД.
11.13.2. Обеспечить подачу пара на переднее уплотнение РВД с температурой 250-3000С, не допуская при этом увеличения температуры пара в коллекторе уплотнений обратным ходом горячего пара.
11.13.3. Поддерживать абсолютное давление в последних камерах уплотнений, из которых паровоздушная смесь отсасывается эжектором (0,95 -0,97 кгс/см2) (0,095-0,097 МПа). В камерах отсоса промежуточных концевых уплотнений давление пара должно быть не менее 0,5 кгс/см2 (0,05 МПа) и не более 0,8 кгс/см2 (0,08 МПа).

11.14. Клапан рециркуляции.
11.14.1. Максимальный расход конденсата через клапан рециркуляции в конденсатор составляет 250 т/ч и определяется не обходимым количеством конденсата для нормальной работы сальникового подогревателя и эжекторов. Максимальное открытие клапана рециркуляции будет иметь место на режимах с малыми пропусками пара в конденсатор (при работе турбины с большими отборами пара).

11.15. Конденсационная установка.
11.15.1. Предельная температура циркуляционной воды на входе в конденсаторы, при которой гарантируется длительная работа турбоустановки, составляет 33 0С, если остальные параметры не выходят за пределы.
11.15.2. Нормальный нагрев циркуляционной воды в конденсаторах составляет 8-10 0С. Если температура циркуляционной воды на входе в конденсаторы низкая, то её расход можно уменьшить. При этом величина нагрева воды в конденсаторах может повышаться. В зимнее время снижение температуры циркводы ниже 100С недопустимо по условиям предотвращения обмерзания градирни.
11.15.3. В случае повышения нагрева температуры воды на выходе из конденсатора - проверить открытие задвижек на трубопроводах циркуляционной воды, работу циркнасосов, чистоту сеток на всасывании насосов и, если расход циркуляционной воды не доведен до номинального, - увеличить его. Переохлаждение конденсата (разность между температурой насыщения при данном давлении пара в выхлопном патрубке турбины и температурой конденсата) не должна превышать 1-2 0С.
11.15.4. Систематически контролировать, чтобы вакуум в конденсаторе был нормальным и соответствовал характеристике конденсатора. Присосы воздуха в вакуумную систему не должны превышать 15 кг/ч по воздухомеру. При повышенных присосах тщательно обследовать вакуумную систему и определить места подсосов которые возможны: в арматуре находящейся под разряжением вследствие недостаточности подачи конденсата на её уплотнение; в сварных стыках конденсаторов и их компенсаторов; неплотностях арматуры пускового эжектора, резервного основного эжектора, срыва вакуума; неправильного распределения пара на концевые уплотнения; в водоуказательных стеклах на оборудовании, находящемся под вакуумом; в сальниках конденсатных насосов; атмосферных клапанах.
11.15.5. При повышении абсолютного давления в конденсаторе сверх 0,12 кгс/см2 (670 мм рт.ст. (0,012 МПа), необходимо снижать нагрузку до восстановления вакуума, не ожидая устранения причин его ухудшения. Если вакуум продолжает снижаться, то при сигнале "Вакуум низок", турбина должна быть остановлена. Уставка защиты при аварийном падении вакуума в конденсаторе должна быть настроена на срабатывание при абсолютном давлении 0,3 кгс/см2 (0,03 МПа) (при работе по электрическому графику) и при этом должен загореться сигнал "Вакуум недопустим".
Не допускать повышения температуры выхлопного патрубка турбины выше 80 град.
При повышении температуры выхлопного патрубка турбины проверить:
-расход охлаждающей воды через конденсатор;
-уровень конденсата в конденсаторе;
-расход конденсата через эжектора;
-давление пара на эжектора и уплотнения;
-при необходимомти разгрузить турбину;
11.15.6. Систематически следить за уровнем конденсата в конденсатосборнике. При достижении уровня отметки, соответствующей сигналу "Уровень конденсата в конденсаторе высок", следует убедившись в полном открытии клапана уровня конденсата и рециркуляции, для понижения уровня снизить нагрузку на турбине для выяснения причины. Проверить работу конденсатных насосов, закрытие клапана рециркуляции и задвижки подвода ХОВ.
11.15.7. Периодически, не реже одного раза в смену проводить сверку уровня по дистанционному уровнемеру с водоуказательным стеклом уровня конденсата в сборниках конденсата и опробовать контактную систему сигнализации. При уровне 20 мм в конденсатосборнике должен загореться сигнал "Уровень в конденсаторе низок". При уровне 620 мм должен загореться сигнал "Уровень в конденсаторе высок". При этом должен закрыться клапан подвода химобессоленной воды (если он был открыт).
11.15.8. При отключении половины конденсатора по циркводе необходимо отключить её по отсосу воздуха, а затем прекращать расход циркводы.
11.15.9. Работа на выхлоп в атмосферу не допускается. В случае быстрого снижения вакуума и открытия атмосферного клапана турбина должна быть немедленно остановлена.
11.15.10. Пуск турбины после замены прокладок атмосферных клапанов может быть осуществлен лишь по остывании выхлопной части ЦНД и конденсатора до 55 0С.
11.15.11. Проверка плотности вакуумной системы турбины наливом воды (ХОВ) должна производиться по программе, утвержденной главным инженером, с назначением, ответственного лица из ИТР КТЦ-2 и письменного оформления факта окончания проверки плотности и полного опорожнения вакуумной системы.

11.16. Дренажи на конденсатор.
11.16.1. Необходимо не реже одного раза в неделю проверять работоспособность постоянно действующих дренажных линий путем определения на ощупь их температуры (они должны быть горячими).
Все остальные дренажи при работе турбины на нормальных параметрах пара должны быть закрыты. Проверку их работоспособности производить не реже двух раз в месяц открытием на некоторое время вентилей, установленных на этих линиях.
11.16.2. Дренаж из трубопроводов отборов на ПСГ-2 является постоянно действующим, однако при включении подогревателя для улучшения дренирования трубопроводов отборов необходимо открыть вентили на коллекторе дренажей Н.Д.
11.16.3. Не допускать на горизонтальных участках провисание труб дренажей, застойных петель.
11.16.4. При отключении какого-либо отбора необходимо открывать дренажные вентили данного отбора.
11.16.5. При необходимости дренирования участков паропровода или питательных трубопроводов, для предотвращения износа арматуры, необходимо строго соблюдать следующий порядок:
открыть полностью первый по ходу вентиль дренажа;
открытием второго вентиля по ходу среды регулировать расход пара, воды на продувку или дренирование;
после окончания дренирования участка при необходимости включения его в работу вначале закрывается регулировочный вентиль - второй по ходу, а затем первый по ходу вентиль;
после 30-40 минут закрытия дренажа повторно обжать вентиля.

11.17. Подогреватели низкого и высокого давления.
11.17.1. Контролировать уровни в подогревателях низкого давления. При повышении в ПНД уровня на 500 мм, должен загореться сигнал "Уровень ПНД ненормален". При повышении уровня проверить работу регулятора уровня, плотность трубной системы и, если уровень не снижается, отключить ПНД по пару или каскадному сливу дренажа греющего пара. Для предотвращения повреждения трубок необходимо не допускать превышения расхода конденсата через ПНД-1,2,3,4 более 400 т/ч, подогреватель уплотнений 260 тн/ч, сальниковый подогреватель 260 т/ч. Давление пара в подогревателе не должно превышать паспортных данных. Не менее одного раза в смену производить сверку показания уровнемера на ЦТЩУ с положением уровня в водомерном стекле.
11.17.2. Контролировать уровень воды в корпусах ПВД. По графику ЦАСУТП производить проверку срабатывания защиты и блокировки арматуры дренажей греющего пара. Для предотвращения износа трубок, категорически запрещается повышения расхода воды через ПВД более 500 т/ч. При работе ПВД производить проверку температуры питательной воды до и после каждого ПВД. При проверке защит ПВД проверять время срабатывания защиты, которое должно быть не более 5 с. При возникновении разности температур между температурой до обратного клапана и после него, принимать меры по организации ремонта впускного клапана, т.к. он байпасирует часть воды помимо всех ПВД.
Примечание. При включении ПВД по пару на работающей под нагрузкой турбине скорость повышения давления в корпусах не должна превышать 0,6кгс/мин.
11.17.3. Периодически расхаживать регулирующие клапаны, а так же опробовать работу дистанционного указателя уровня конденсата в подогревателях и контактную систему сигнализации. После отключения ПВД и
ПНД и перед их включением обязательно продренировать трубопровод подвода пара к каждому подогревателю.
11.17.4. Эксплуатация ПВД при неисправности защит и регуляторов уровня или при отключении по пару любого ПВД, запрещается.
11.17.5. Предохранительные клапаны от повышения давления в корпусе ПВД проверять на стенде после ремонта и по графику, утвержденному главным инженером (но не реже 1 раза в 2 года).

11.18. Сетевые подогреватели (ПСГ № 1,2).
11.18.1. При работе турбины с включенными отопительными отборами подогрев сетевой воды осуществляется последовательно в ПСГ-1 и 2. Допускается подогрев сетевой воды в одном ПСГ-1. Должно быть обеспечено строгое соблюдение следующих ограничений и требований обуславливающих нормальную совместную работу сетевых подогревателей и турбины:
1) температура сетевой воды на входе в ПСГ-1 не должна быть ниже 300С, однако должна быть выше температуры воды, охлаждающей конденсаторы;
2) изменение тепловой нагрузки так же как и регулировка нагрева сетевой воды в ПСГ-1 и ПСГ-2 должна производиться за счет соответствующего изменения давления в регулируемом отборе турбины или изменения расхода сетевой воды через ПСГ, причем расход сетевой воды более 4500 т/ч через бойлера не допустим. Регулировка нагрева сетевой воды путем затопления корпуса ПСГ конденсатом не допускается;
3) подогрев сетевой воды только в ПСГ-2 при отключенном ПСГ-1 не допускается;
4) расход воды через ПСГ-1 и ПСГ-2 должен быть одинаков, т.к. изменение расхода на один из них вызванное этим перераспределением тепловой нагрузки между ПСГ-1 и ПСГ-2,ведет к снижению экономичности турбоустановки. Если температура перед ПСГ-2 ниже температуры воды после ПСГ-1, значит пропускает байпас ПСГ-1. При возникновении разности температур после ПСГ-2 и прямой сетевой воды свидетельствует о пропуске помимо ПСГ-2;
5) нагрев сетевой воды в каждом ПСГ во избежание ухудшения его работы, нарушения плотности в вальцовке и плотности в трубных досках не должен превышать 50 0С.
6) при работе с одним нижним отопительным отбором и мощности турбины не более номинальной допускается понижение абсолютного давления в этом отборе до 0,3 кгс/см2 (0,03 МПа) (по манометру минус 0,7);
7) при работе с двумя отопительными отборами для ступенчатого подогрева сетевой воды и регулирования давления в верхнем отборе допускается снижение абсолютного давления в нижнем отборе ниже 0,3 кгс/см2
(0 03 МПа);
8) допускаемые нагрузки на турбину и сетевые подогреватели не должны превышать приведенных в разделе "Допускаемые нагрузки на турбину и сетевые подогреватели";
9) систематически следить за положением поршня сервомотора ЧНД и, если он встал на упор (подается сигнал "Сервомотор ЧНД на упоре") необходимо немедленно снять его с упора, соответственно изменив тепловую и электрическую нагрузку на турбину. В случае, если поршень сервомотора ЧНД встал на нижний упор необходимо уменьшить отбор, либо увеличить электрическую нагрузку. Если поршень сервомотора встал на верхний упор, необходимо уменьшить электрическую нагрузку увеличить тепловую нагрузку.
Примечания:
Снять поршень с верхнего упора можно и без изменения тепловой или электрической нагрузки на турбину. Для этого следует: либо открыть задвижку С-11 (ТГ-5,7), С-7 (ТГ-10) на обводе ПСГ-1 и ПСГ-2 по сетевой воде, одновременно повысив давление в отборе на столько, чтобы сохранить неизменную тепловую нагрузку на турбину (сохранить нагрев воды после ПСГ в общем сетепроводе на прежнем уровне), либо отключить ПСГ-2.
Следует иметь в виду, что при работе турбоустановки с ПСГ -1 и 2 ( в том числе и при частичном обводе сетевых подогревателей по сетевой воде) экономичность выше, чем при работе с одним ПСГ-1.
10) контролировать положение уровня конденсата в конденсатосборнике ПСГ-1. При достижении уровня отметки 580 мм, должен загореться сигнал "Уровень в ПСГ-1 высок" и, если регулирующий клапан на напоре открыт полностью, а вентиль рециркуляции закрыт, включить резервный насос при повышении уровня до отметки 580 мм, если уровень не снижается, снять тепловую нагрузку.
Примечание. Сигнал "Уровень в ПСГ-1 высок" и "Уровень в ПСГ-1 недопустим", могут быть вызваны либо повышением уровня конденсата в конденсатосборнике бойлера, тогда положение на шкале дистанционного указателя уровня, должно соответствовать этим сигналам, либо повышением уровня конденсата в корпусе бойлера, тогда положение стрелки на шкале дистанционного указателя не будет соответствовать перечисленным выше сигналам, т.к. дистанционный указатель не связан с сигнализатором уровня в корпусе бойлера, получает импульсы от изменения уровня только в его конденсатосборнике. Если после включения резервного конденсатного насоса или снижения тепловой нагрузки, повышение уровня не прекратится, то необходимо вначале отключить ПСГ-2, затем ПСГ-1 и принять меры по восстановлению режима. При повышении уровня конденсата в конденсатосборнике до отметки 620 мм, загорается сигнал "Уровень в ПСГ-1 не допустим" и должно произойти автоматическое отключение ПСГ-1 и ПСГ-2, при этом открывается задвижка обвода сетевой воды С-11 (ТГ-5,7), С-7 (ТГ-10), а остальные задвижки на входе сетевой воды и выходе С-10,С-13,С_14,С-15 (ТГ-5,7) и С-6, С-10, С-9, С-11 (ТГ-10) закрываются, задвижки подвода пара к ПСГ-2 ПБ-1, ПБ-2 - закрываются.
Время полного закрытия этих задвижек должно быть не более двух минут.
Примечание. Одной из причин повышения уровня, а следовательно появления сигналов может явиться выход из строя трубок поверхности теплообмена, либо засорение воронок, через которые происходит слив конденсата из корпуса бойлера в конденсатосборник. При этом последнее приводит к повышению уровня в корпусе бойлера.
11) контролировать положение уровня конденсата в конденсатосборнике ПСГ-2. При повышении уровня до 580 мм должен загореться сигнал "Уровень в ПСГ-2 высок", при этом открывается задвижка КБ-12 на сливе конденсата из ПСГ-2 в ПСГ-1 и перемычка между напорными линиями конденсатных насосов бойлеров и включается резервный конденсатный насос ПСГ-1. В случае повышения уровня конденсата в конденсатосборнике до 620 мм, соответствующий сигналу "Уровень ПСГ-2 недопустим" должно произойти автоматическое отключение ПСГ-2,при этом обводная задвижка С-13 (ТГ-5,7), С-9 (ТГ-10) (выходная из ПСГ-1) должна открыться, С-14, С-15 (ТГ-5,7), С-10, С-11 (ТГ-10), а задвижка на входе и выходе из ПСГ-2 и задвижка подвода пара к бойлеру ПБ-1, ПБ-2 должны закрыться;
Примечание. Причины повышения уровня те же, что и для ПСГ-1.
12) необходимо периодически не менее одного раза в смену, производить сверку уровня по дистанционному уровнемеру с водоуказательным стеклом. Срабатывание защиты в сетевых подогревателях проверять по графику ЦТАИ;
13) систематически контролировать работу конденсатных насосов каждого бойлера. При аварийном отключении работающего насоса должно произойти автоматическое включение сблокированного с ним резервного насоса, а на щите турбины появится соответствующий сигнал. По графику проверять работу АВР насосов. Если при аварийном отключении конденсатного насоса ПСГ-2 автоматическое включение резервного насоса ПСГ-1 произошло при суммарном расходе конденсата (по двум напорным линиям) менее 300 т/ч, его нужно отключить в резерв.
14) в зависимости от величины недогрева сетевой воды в ПСГ-1 и ПСГ-2 открыть вентиля ОВБ-1, ОВБ-2 на трубопроводе отсоса из них паровоздушной смеси.
15) систематически производить персоналом химцеха анализ качества конденсата бойлеров. При увеличении жесткости конденсата более 1 мкг/кг, произвести проверку плотности трубной системы ПСГ-1 и 2. При проверке необходимо после отключения ПСГ полностью опорожнить их водяное пространство, открыв вентили слива в открытую воронку и убедиться в отсутствии подсосов воздуха в сетевые подогреватели через эти вентили. Если такие подсосы обнаружены, необходимо выявить места неплотностей и принять меры к их ликвидации. После проверки плотности вентили дренажей водяного пространства ПСГ закрыть. Если турбоустановка остается в работе, то необходимо заполнить трубные пучки ПСГ-1 и химобессоленной деаэрированной водой и обеспечить слабый проток её через вентиль на открытую воронку.
16) при работе турбины в конденсационном режиме, при отключении бойлеров, обеспечивать проток через ПСГ-1 химобессоленной воды;
17) ежесменно производить сверку работы дистанционных уровнемеров с водоуказательными стеклами. При выявлении несоответствия положения уровня потребовать от персонала ЦТАИ устранения дефектов;
18) перед каждым отопительным сезоном трубная система подогревателей должна очищаться и проверяться на плотность;
19) проверку работоспособности ГСЗО и ПГРД производить согласно (п.6.7).

11.19. Обратные клапаны.
11.19.1. Для обеспечения нормального действия обратных клапанов на линиях отборов пара производить проверку их посадки не реже одного раза в месяц. Не реже одного раза в месяц производить расхаживание обратных клапанов для выявления отсутствия заеданий в их подвижных частях вероятность которых особенно велика при работе турбоустановки на установившихся режимах, когда детали клапанов длительное время находятся в неподвижном состоянии. При обнаружении заеданий устранение их может быть
осуществлено многократным расхаживанием подвижных частей клапана с помощью привода или должна быть произведена ревизия клапана.
Проверку полной посадки обратных клапанов производить в следующем порядке:
закрыть паровые задвижки на трубопроводах испытуемых групп подогревателей;
включить электромагниты, воздействующие на привод опробоваемой группы отборов и убедиться, что обратные клапаны сработали и на ЦТЩУ появится сигнал "Обратный клапан закрыт". Сигналы имеют три группы;
подать конденсат на взвод клапанов и после того, как погаснет сигнал "Обратные клапаны отборов зависли" прекратить подачу воды на привода;
открыть задвижки на трубопроводах отборов опробованного обратного клапана и убедиться, что клапаны открылись, а световой сигнал "Обратные клапаны закрыты" - погас.
Расхаживание обратных клапанов производить без закрытия задвижек отборов. При этом, из-за ограниченного усилия пружины привода, тарелки обратных клапанов при работе турбины под нагрузкой могут не закрыться и сигнал "Обратный клапан закрыт" не появится.
11.19.2. Ежемесячно осматривать состояние упорных планок зацепляющего устройства, пружины зарядки упорных планок обратных клапанов. Не допускать заклинивания зацепного устройства посторонними предметами. При осмотре проверять отсутствие сильного износа опорных поверхностей упорных планок, которые не должны иметь заусениц и трещин.
При появлении на тыльной стороне опорных планок, заусениц 0,2--0,3 мм их надо зачистить (приработанную поверхность планки не зачищать). В случае выявления трещин планку заменить и приработку её опорной поверхности по штоку провести десятикратным опробованием, при этом при взводе привода рычаг стопорного валика отвести в положение, при котором упорная планка не касается штока. После приработки - зачистить заусеницы с тыльной стороны и опробовать работу привода не менее 5 раз.

11.20. Предохранительные клапаны.
11.20.1. Один раз в шесть месяцев по графику производить:
проверку срабатывания предохранительного клапана на трубопроводе отсоса от штоков клапанов, который срабатывает при 12 кгс/см2 (1,2 МПа);
проверку срабатывания предохранительных клапанов обогрева фланцев, шпилек, которые срабатывают при 5 кгс/см2 (0,5 МПа).
11.21. Насосы.
11.21.1. Регулярно контролировать работающие насосы и, в случае обнаружения неисправности, включить резервные насосы. Резервные питательные насосы, а также другие насосы, находящиеся в автоматическом резерве, должны быть исправными и находиться в постоянной готовности к пуску, задвижки на всасе и напоре должны быть открыты.
11.21.2. Проверка включения резервного насоса (АВР) должна проводиться периодически по графику, а плановый переход с работающего насоса на резервный - по графику не реже чем один раз в месяц.
11.21.3. Следить за вибрацией двигателя и насоса, которая не должна превышать.
Скорость вращения,(об/мин)
3000
1500
1000
и ниже

Допустимая вибрация на подшипниках, МКМ
30
60
80
95



11.22. Валоповоротное устройство.
11.22.1. При включении в работу валоповоротного устройства следить за показаниями амперметра, измеряющего ток в электрической цепи мотора валоповоротного устройства.
Повышенная величина тока свидетельствует об увеличении усилия, необходимо для проворачивания валопровода вследствии заеданий в проточной части или концевых уплотнениях турбины, или плохого состояния вкладышей.
Если ток превысит допустимую величину следует немедленно отключить ВПУ во избежание повреждения турбины и выхода из строя электродвигателя, не прекращая прокачки масла через подшипники и периодически проворачивая ротор на 180 0С, если это возможно.

11.23. При эксплуатации турбоустановки необходимо выполнять следующее:
11.23.1. Ежесменно производить уборку турбогенератора, обращая особое внимание на очистку скользящих поверхностей фундаментных рам, корпусов подшипников, сочленений регулирования, направляющих втулок, щитов
управления, приводов арматуры, приборов, маслобака турбины, оборудования турбогенератора. Особенно тщательно очищать фундаментные рамы с маслосборными канавками, скользящие поверхности фундаментных рам, шпонок и подстуловую изоляцию подшипника № 8, подшипника возбудителя, подвозбудителя, и их маслопроводы и контролировать их чистоту.
11.23.2. Производить проверку и обеспечивать постоянную подачу конденсата на охлаждение опорных лап ЦВД, кулачковой рамы регулирующих клапанов и корпуса сервомотора стопорного клапана.
11.23.3. Проверить один раз в смену отсутствие пропуска масла через защитный экран корпусов подшипников ЦНД.
11.23.4. Не менее одного раза в смену проверять состояние сочленений, рычагов, скользящих роликов регулирующих клапанов. Не допускать попадания случайных предметов под сервомоторы и колонки регулирующих клапанов.
11.23.5. Контролировать вибрацию подшипников турбины, которая не должна быть более 30 мкм (4,5 мм с-1). Периодически один раз в три месяца после ремонта замер вибрации производить в трех направлениях.

12. ПРОТИВОАВАРИЙНЫЕ УКАЗАНИЯ.

12.1. В настоящей инструкции изложены основные положения.
Подробные указания изложены в "Инструкции по предупреждению и ликвидации аварий по турбоустановке".

12.2. Турбина должна быть немедленно отключена закрытием стопорного и регулирующих клапанов, а генератор отключен от сети действием защит или персоналом в следующих случаях:
1) при повышении числа оборотов турбины до 3360 об/мин (66 с-1) загорается сигнал "Обороты недопустимы";
2) при осевом сдвиге ротора за пределы +- 1,2 мм по указателю осевого сдвига, загорается сигнал " Осевой сдвиг недопустим";
3) при недопустимом снижении давления масла в системе смазки турбины до 0,25 кгс/см2 (0,025 МПа),загорается сигнал "Давления масла на смазку нет";
4) при внезапном понижении уровня масла в маслобаке турбины ниже предельного по шкале маслоуказателя 50 мм, загорается сигнал "Уровень в маслобаке низок";
5) при повышении температуры масла на сливе из любого подшипника до 650С, температуры баббита опорных подшипников, на любой из колодок упорного подшипника и на любом вкладыше подшипников уплотнений вала генератора до 80 0С, загорается сигнал " Температура подшипников велика". "Температура баббита вкладышей велика";
6) при воспламенении масла на турбогенераторе и невозможности немедленно ликвидировать пожар имеющимися средствами;
7) при понижении перепада давления "масло-водород" в системе уплотнений вала генератора до 0,4 кгс/см2 (0,04 МПа), горит сигнал "Перепад масло-водород";
8) если при установившемся режиме происходит одновременное внезапное изменение вибрации двух опор одного ротора или смежных опор или двух компонентов вибрации одной опоры на 1мм с-1 и более от любого начального уровня, при появлении низкочастотной вибрации, превышающей 1мм с-1, при появлении сильной вибрации 11,2мм с-1 (100мкм).
9) при появлении металлических звуков и необычных шумов внутри турбины и генератора;
10) при появлении искр и дыма из подшипников и концевых уплотнений турбины или генератора;
11) при появлении хотя бы одного из следующих признаков гидравлического удара:
резкое падение температуры острого пара;
выбрасывание воды и влажного пара из уплотнений, фланцев разъема стопорного клапана, регулирующих клапанов, фланцев разъема перепускных труб к регулирующим клапанам;
гидравлических ударов в паропроводах острого пара;
удары, металлические шумы в турбине;
12) при разрыве и обнаружении трещин в маслопроводах, паропроводах свежего пара, пара отборов, в трубопроводах основного конденсата, а также в клапанах и парораспределительных коробах;
13) при резком снижении давления масла в системе регулирования до 10 кгс/см2 (0,1 МПа);
14) при появлении кругового огня на токосъемных кольцах генератора;
15) при недопустимом высоком абсолютном давлении пара в паровом пространстве ПСГ-1 превышающим 1,95 кгс/см2 (0,195 МПа), загорается сигнал "Давление в ПСГ-1 недопустим";
16) при возникновении сильной вибрации маслопроводов турбогенератора;
17) при гидроударах и забросе воды из отборов турбины в цилиндр.
Признаки заброса:
гидравлические удары в отборах;
возникновение вибрации турбины;
увеличение разницы по температуре верх-низ цилиндра;
резкое изменение относительного положения роторов;
повышение уровня в подогревателе соответствующего отбора;
18) при резком сокращении слива масла из картеров любого из подшипников;
19) при возникновении недопустимых относительных расширениях роторов выше:
РВД + 3,0 мм ; - 1,2 мм,
РСД + 3,0 мм ; - 2,5 мм,
РНД + 4,0 мм ; - 4,0 мм.
Загорается сигнал "Относительные расширения роторов";
20) при понижении уровня масла в демпферном баке до 60 мм ниже верха бака, горит сигнал "Нет масла на уплотнения генератора";
21) при отключении генератора из-за внутренних повреждений;
22) при снижении вакуума в конденсаторе до 0,3 кгс/см2 (0,03 МПа) (540мм), по манометру - 0,7 кгс/см2 (0,07 МПа);
23) при разрыве защитной диафрагмы на выхлопе ЦНД турбин;
24) при прекращении расхода охлаждающей воды через газоохладители генератора;
25) при снижении температуры свежего пара до 495 0С или повышении до 585 0С;
26) при недопустимом прогибе ротора при пуске турбины по прибору более 0,05 мм;
27) при отклонении любой из контрольных величин за пределы допустимых значений;
28) при истечении 4 минут работы генератора в режиме двигателя.
Примечание. При срабатывании всех защит за исключением защит по осевому сдвигу и падению давления смазки останов турбины производить без срыва вакуума.
29)при исчезновении напряжения на устройствах дистанционного и автоматического управления или на всех контрольно-измерительных приборах.
30).При отключении всех конденсатных насосов турбины и невозможности включить их вновь.
12.3. Турбина должна быть разгружена и остановлена в период, определяемый главным инженером (с уведомлением диспетчера энергосистемы) в случаях:

12.3.1. Заедания стопорного клапана.
12.3.2. Заедание регулирующих клапанов турбины или обрыва их штоков.
12.3.3. Заедание регулирующих диафрагм.
12.3.4. Неисправностей в системе регулирования.
12.3.5. Возникновении утечек водорода в корпусе подшипников более 1 % и если в отсасываемых парах из маслобака, появился водород.
12.3.6. Заедания обратных клапанов отборов.
12.3.7. Попадания масла, воды в корпус генератора.
12.3.8. Нарушения нормальной работы вспомогательного оборудования, схемы турбогенератора, если устранение причин нарушения невозможно без останова турбины. При обнаружении вышеперечисленных неполадок турбина должна быть остановлена в ремонт. Время останова турбогенератора определяется главным инженером электростанции.
12.3.9. Увеличения вибрации опор выше 7,1 мм с-1 (65 мкм).
Примечание. 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 (65 мкм) эксплуатировать турбоагрегат более 7 сут. запрещается.
12.3.10. Неисправности технологических защит действующих на останов турбины.
12.3.11. Обнаружение свищей в маслопроводах, паропроводов свежего пара, пара отборов, в трубопроводах основного конденсата и питательной воды, в коллекторах, тройниках, сварных и фланцевых соединениях, а также в клапанах и парораспределительных коробках.
12.3.12.При обнаружении течи масла из подшипников, трубопроводов и арматуры, создающих опасность возникновения пожара.
12.3.13.При отклонении качества пара по химическому составу от норм.

12.4. Турбина должна быть разгружена и остановлена также в следующих случаях:
12.4.1. При повышении давления острого пара перед стопорным клапаном до 140 кгс/см2 (14,0 МПа) и невозможности понизить давление пара дросселированием главной паровой задвижкой. Время работы при 140 кгс/см2 (14,0 МПа) не более 30 минут.
12.4.2. При повышении температуры острого пара до 5650С. Время работы при 565 0С не более 30 минут.
12.4.3. При понижение температуры острого пара ниже 545 0С. Турбина должна разгружаться по 2 МВт на каждый градус падения температуры и при 495 0С, должна быть остановлена.
12.4.4. При падении вакуума ниже 670 мм рт.ст.(повышение давления в конденсаторах более 0,12 кгс/см2 (0,012 МПа). Снижать электрическую нагрузку до восстановления вакуума, не ожидая устранения причин его падения. При падении вакуума до 0,3 кгс/см2 (0,03 МПа). Загорается сигнал "Вакуум низок", турбина должна быть остановлена.



12.5. Порядок операций при аварийном останове турбины.
12.5.1. При необходимости немедленного останова если блокировки и защиты включены, турбоустановка должна быть остановлена с помощью ключа останова. Убедиться, что блокировки сработали правильно. При отказе блокировок отключить требуемое оборудование вручную.
12.5.2. При отключении турбины от действия технологических защит или с помощью ключа останова необходимо:
по световым сигналам определить защиту, отключившую турбину;
установить, какие выключатели отключились автоматически, какие задвижки и клапаны закрылись, какие открылись;
привести в соответствие ключи выключателей, отключившихся автоматически;
проверить и записать все вспыхнувшие световые табло ("выпавшие" бликеры).
12.5.3. При срабатывании отдельных технологических защит выяснить причину срабатывания и действовать в соответствии с инструкциями по эксплуатации оборудования.
12.5.4. В случае ложного срабатывания защиты немедленно принять все меры по восстановлению нарушенного режима работы турбоустановки.
12.5.5. При невозможности останова турбины с помощью ключа останова (при отключенных блокировках) обслуживающий персонал должен нажатием на кнопку автомата безопасности прекратить подачу пара в турбину при этом проконтролировать по световому табло:
стопорный клапан закрыт;
обратные клапаны ПВД закрыты;
обратные клапаны ПНД отопительных отборов закрыты;
сервомотор ЧНД на упоре.
12.5.6. Убедиться, что мегаваттметр показывает ниже "0" МВт, а реле обратной мощности показывает влево от "0" шкалы. Давление пара в регулирующей ступени упало до "0" атм.
12.5.7. Убедиться, что стопорный клапан, регулирующие клапаны ЦВД и ЦНД закрылись. Проверку на ЦТЩУ провести по указателям положения сервомоторов, а по месту по указателям шкал сервомоторов.
12.5.8. Убедиться, что ГПЗ, паровые задвижки на ПСГ-2 закрываются. При отказе в работе электропривода, закрыть вручную.
12.5.9. Дать сигнал на ГЩУ командоаппаратом "Машина в опасности".
12.5.10. Персонал ГЩУ, получив такой сигнал, убедившись, что электрическая нагрузка с турбогенератора снята и стрелка мегаваттметра показывает ниже "0" МВт, обязан немедленно отключить турбогенератор от электрической сети и дать сигнал на ЦТЩУ "Генератор отключен".
12.5.11. После отключения генератора от сети убедиться, что обороты турбины снижаются.
12.5.12. Включить в работу РМН турбины.
12.5.13. Включить в работу РМНУ генератора.
12.5.14. При 2800 об/мин (46,7 с-1) переключатель блокировки защиты поставить в положение "Сигнал", т.е. отключить защиту по падению вакуума и снижению температуры острого пара.
12.5.15. Включить в работу прибор прогиба вала РВД при включенном ВПУ.
12.5.16. Проверить давление масла на смазку подшипников. Вывести синхронизаторы скорости и давления на "0".
12.5.17. Отключить бойлера турбины. Подать на ПСГ-1 охлаждающую химобессоленную воду со сливом через воронку в канализацию.
12.5.18. Отключить ПВД турбины. Закрыть задвижки подачи пара на ПВД. Отключение произвести с ЦТЩУ ключом защиты ПВД, а по месту нажатием на кнопки электроприводов паровых задвижек ПО-1, ПО-2, ПО-3.
12.5.19. При выбеге турбины прослушивать турбину. Проверять отсутствие прогиба вала РВД по прибору.
12.5.20. Проверять вибрацию подшипников турбогенератора по приборам и на ощупь при прослушивании турбогенератора.
12.5.21. Производить регулирование температуры масла на подшипники турбогенератора и на МСУ. Температура масла должна быть 40-45 0С.
12.5.22. Производить регулирование температуры водорода в корпусе генератора задвижками на сливе охлаждающей воды из каждого газоохладителя.
12.5.23. При выбеге, особенно тщательно контролировать температуру баббита водородных уплотнений генератора, упорных колодок опорно - упорного подшипника и вкладышей опорных подшипников.
12.5.24. Проверять показания приборов относительного расширения роторов и осевого сдвига РВД.
12.5.25. При снижении оборотов обеспечить подачу свежего пара в камеру переднего уплотнения РВД.
12.5.26. При оборотах турбины 500 об/мин (8,4 с-1) начать прикрывать пар на эжектора, с тем расчетом, чтобы к моменту полной остановки турбины, вакуум в конденсаторе был полностью снижен. При снижении оборотов ниже 500 об/мин (8,4 с-1) закрыть подвод острого пара на переднее уплотнение РВД.
12.5.27. Прекратиь подачу пара на эжектор сальникового подогревателя, а затем на уплотнение турбины (только после полного снижения вакуума).
12.5.28. Немедленно после остановки ротора турбины, включить в работу ВПУ. Убедиться, что сила тока электродвигателя, не превышает 23--24 А.
12.5.29. Зафиксировать в оперативном журнале и суточной ведомости время выбега ротора.
12.5.30. Проверить бой ротора индикаторным приспособлением, который должен показывать не более 0,03 мм, а по прибору, ключ которого поставить в положение "Валоповорот", не более 0,05 мм.
12.5.31. После отключения подачи острого пара в паропровод отсоса от штоков регулирующих клапанов, закрыть задвижки отсоса пара на ДВД Ш-1, Ш-2.
12.5.32. При работе конденсатных насосов по водомерным стеклам в ПНД проверить плотность трубной системы. (Уровень в ПНД на должен повышаться), после чего остановить конденсатный насос, предварительно закрыв задвижку К-31 на выходе из ПНД-4.
12.5.33. После останова конденсатных насосов, вести постоянное наблюдение за уровнем воды в конденсатосборниках конденсаторов, бойлерах.
11.5.34. Стравить давление из перепускных труб и после того, когда давление станет равным нулю - стравить давление между ГПЗ и стопорным клапаном.
12.5.35. После снижения температуры холодного газа в генераторе ниже 20 0С, остановить в резерв насос газоохлаждения генератора.
12.5.36. Во время выбега турбины и её останова вести тщательное наблюдение за разностью температур металла ЦВД, шпилек и фланцев.
12.5.37. При работе турбины на ВПУ тщательно прослушать турбину, генератор. Все выявленные замечания записать в суточную ведомость и оперативный журнал КТЦ.

13. ПОРЯДОК ДОПУСКА К РЕМОНТУ ОБОРУДОВАНИЯ.

13.1. Все ремонтные работы в цехе производятся по наряд - допускам или устным распоряжениям.
13.2. По нарядам выполняются работы включенные в перечень работ по нарядам утвержденным главным инженером ТЭЦ.
13.3. Работы, не вошедшие в перечень и не требующие подготовки рабочего места, выполняются по распоряжениям.
13.4. При подготовке рабочего места по наряду, должны быть выполнены все меры безопасности, указанные в наряде.
13.5. При первичном допуске на ремонт оборудования НС КТЦ обязан лично проверить и непосредственно на рабочем месте показать ответственному руководителю и производителю работ, что все меры указанные в наряде выполнены. Оборудование обезвожено, обеспарено, разобраны электрические схемы и т.д. Проверить достаточность принятых мер.
13.6. НС КТЦ обязан провести ответственному руководителю и производителю инструктаж, при котором указывает, какое оборудование ремонтируемой схемы и соседних участков остаётся под давлением или напряжением, при высокой температуре, а также являются пожароопасным и взрывоопасным, после чего производит допуск к работе руководителя и производителя работ.
13.7. При ежедневном допуске к прерванной работе по нарядам, разрешается приступить после осмотра места работы и проверки выполнения мер безопасности допускающим НСКТЦ-2 (или по его поручению старшим машинистом) и производителем работ.
13.8. Разрешается выдача общих нарядов на агрегаты, узлы по перечню составленному начальником КТЦ-2 и согласованному с начальником ремонтного цеха и утвержденному главным инженером.
13.9. Работы, выполняемые по распоряжению, имеют разовый характер и действуют в течение рабочего дня.
13.10. Первичный допуск к одновременной работе нескольких бригад ремонтного цеха, ЦАСУТП и ремонтного предприятия на одном участке КТЦ-2 начальник смены КТЦ-2 должен производить с разрешения начальника КТЦ-2 (или его заместителя) и НСС, о чем должен сделать записи в оперативном журнале.
13.11. Персонал КТЦ-2 должен требовать от ремонтного персонала наличие наряд - допуска или получить от НС КТЦ-2 распоряжение на право производства ремонтных работ.

14. ВЫВОД ТУРБОГЕНЕРАТОРА В РЕМОНТ.
1.При выводе турбин Т-100 (Т-110) в ремонт для уменьшения времени простоя и приближения начала производства ремонтных работ останавливать валоповоротное устройство (ВПУ) и отключать систему смазки при температуре самой горячей точки металла ЦВД до 350 0 С включительно производить с разрешения главного инженера НК ТЭЦ.
2.Указанное условие обеспечивает надежность турбины, независимо от способа снижения температуры ЦВД турбины после останова (естественное остывание или принудительное расхолаживание)
3. Останов турбины производить согласно действующей инструкции.
4. Перед отключением ВПУ замерить бой ротора приспособлением на корпусе переднего подшипника.
5.Повторное включение ВПУ разрешается только после подачи масла в систему смазки и снижения температуры баббита подшипников до 500 С. Разность температур верха и низа ЦВД перед включением ВПУ не должна превышать значение, указанное в действующих инструкциях по эксплуатации.
6.После повторного включения ВПУ толчок ротора разрешается только после установления значения боя ротора ( по приспособлению, не превышающего 0,1 мм.)
14.1. Перед выводом в ремонт турбина должна быть охлаждена до температуры 100 0С, после чего разрешается снятие тепловой изоляции с цилиндра.
14.2. Прекращение прокачки масла через подшипники с прекращением работы турбины на ВПУ и слив масла из маслобака турбины, разрешается производить при температуре ЦВД ниже 150 0С.
14.3. Прекращать подачу масла на водородные уплотнения генератора разрешается только после перевода генератора на воздух и снижении давления воздуха в корпусе генератора до "0" кгс/см2 и прекращения вращения ротора турбогенератора ВПУ.
14.4. Заполнение вакуумной системы турбины водой разрешается производить только после остывания ЦВД до температуры 700С. Перед заполнением вакуумной системы турбины, необходимо установить подпорки под конденсатор турбины и паропроводы нижнего отопительного отбора к ПСГ-1.
14.5. Запрещается снимать с АВР маслонасосы турбины до полного остывания ЦВД и прекращения вращения роторов турбогенератора ВПУ.
14.6. При выводе в ремонт генератора запрещается снимать с АВР маслонасосы МСУ до перевода генератора на воздух и прекращения вращения ротора турбогенератора ВПУ.
14.7. Запрещается снимать напряжение с приборов КИП, сигнализации на ЦТЩУ до полного остывания турбины, перевода генератора на воздух. Допуски на ремонт отдельных приборов, разрешается производить по отдельным наряд -допускам ЦАСУТП с разрешения НС КТЦ-2.
14.8. При необходимости выполнения наладочных работ по регулированию подачи масла на подшипники турбины, необходимо закрыть задвижки на входе и выходе масла из маслоохладителей турбины и закрыть вентили на инжектор МСУ, после чего по требованию персонала, проводящего наладку системы регулирования, разрешается включить в работу ПМН с предварительным принятием мер предотвращающих разбрызгивание масла из переднего стула. Работы по наладке регулирования проводить по программе, утвержденной главным инженером.
14.9. При выводе в ремонт турбоагрегата необходимо его отключить соответствующей арматурой: по пару; питательной, циркуляционной, речной, сетевой воде; по конденсату и маслу. Для чего необходимо закрыть и запереть на цепи с замками следующие задвижки: по острому пару ТП-1,ТП-2,пусковой байпас и пусковой клапан, нерегулируемого отбора ОТ-1, на обогрев фланцев, шпилек, на переднее уплотнение ЦВД.
Открыть дренаж на расширитель высокого давления и после снижения давления открыть дренаж на воронку;
закрыть задвижки отсоса пара от штоков регулирующих клапанов на ДВД-1, Ш-2, Ш-3, открыть задвижку обеспаривания;
закрыть задвижки подачи пара на уплотнения турбины и на эжекторы, открыть дренажи;
закрыть задвижки на выходе и входе ПВД Н-3, Н-4,конденсат ПВД на ДВД КГ-2, КГ-3, открыть дренаж с трубопроводов питательной воды на РДВД, затем открыть на БНТ, а на РДВД закрыть, открыть дренажи с корпусов ПВД на БНТ;
закрыть задвижки основного конденсата на ДВД К-31,32, открыть дренаж в канал. Закрыть задвижку подачи основного конденсата турбин на уплотнения насосов ПЭН,
отключить конденсатор по циркводе, для чего закрыть задвижки Ц-5, Ц-6, Ц-14, Ц-15 для ТГ-5,7 или для ТГ-10 Ц-13, Ц-14, Ц-3, Ц-4, Ц-7, Ц-8, Ц-15, Ц-16 10Р-2, открыть дренажи в канал и воздушники с насосов;
открыть опорожнение конденсатора в канал;
при ремонте бойлерной установки закрыть задвижки С-1, С-2, С-24, С-25 (ТГ-5,7), С-3 (ТГ-5), ЦС-3 (ТГ-7) или 10С-1, 10С-16 (ТГ-10),открыть дренажи в канал;
закрыть задвижки подачи химобессоленной воды в конденсатор 5ОВ--1,3 (ТГ-5), 70В-1, 70В-2 (ТГ-7), 100В-2,3 (ТГ-10);
слить масло с демпферного бака в маслобак турбины;
при ремонте маслосистемы масло с маслобака слить на маслохозяйство или в аварийный маслобак, маслобак пропарить, провентилировать и закрыть задвижки заполнения М-1, М-2 слива масла с маслобака М-1,2,3,4,5,6,7,8 (ТГ-5,7), 10М-1,2,4,5,6,7 (ТГ-10);
отключить насосы газоохладителей, закрыть задвижки Ц-20, Ц-21 (ТГ-5,7), открыть воздушники с газоохладителей;
отключить охлаждение маслоохладителей, закрыть задвижки 5Д-1, 7Д-1, Ц-16 (ТГ-5,7), 10Ц-23, 10Ц-24 (ТГ-10).
14.10. Схемы электроприводов задвижек разобрать (персонал ЦАСУТП)).
14.11. Разобрать электрические схемы и отбросить концы проводов электродвигателей (выполняет персонал эл.цеха):
ЦН-А,Б,В,Г;
КН-А,Б;
КНБ-А,Б,В;
НГО-А,Б;
ПСН-1,2,3 (ТГ-5,7); ПСН-4,5,6 (ТГ-7), ПСН-7,8 (ТГ-10);
сетевые насосы - С-7,8,9,10 (ТГ-5), С-11,12,13,14 (ТГ-7),С-15, 16 (ТГ-10);
ПМН, РМН, АМН, ВПУ.
14.12. Закрыть техническую воду на охлаждение и конденсат на уплотнение насосов. После открытия дренажей с трубопроводов, открыть воздушники с насосов.
14.13. Водород с генератора вытеснить азотом, а азот воздухом. После этого прекратить подачу масла на уплотнения генератора, отключив РМНУ. Слить масло с демпферного бака и маслосистемы, открыв задвижку опорожнения.
После слива масла с маслобака открыть воздушники на маслонасосах.
Разобрать электрические схемы электродвигателей РМНУ и АМНУ и отбросить концы проводов (персонал электроцеха).
14.14. На отключающую арматуру повесить плакаты "Не открывать - работают люди", на открытые дренажи и вентили ревизии "Не закрывать- работают люди".

Таблица 5
Основные уставки
Наименование параметра
Действие

Уставка

1.Автоматическое отключение турбины

1.1.Осевой сдвиг ротора, мм
велик
недопустим

сигнал
сигнал и отключение

+-0,8
+-1,2

1.2.Повышение частоты, об/мин
велико
недопустимо

сигнал
сигнал и отключение

3270-3300
3330-3360

1.3.Абсолютное давление в конденсаторе, мм.рт.ст. кгс/см2 (МПа)
велико
недопустимо


сигнал
сигнал и отключение


670 (0,12) (0,012МПа)
540 (0,3) (0,03МПа)

1.4.Давление масла на смазку после маслоохладителей, кгс/см2 (МПа)
масло



недопустимо
сигнал
включение резервного масляного насоса
включение АМН
отключение
отключение валоповоротного устройства
0,45 (0,045)
0,35 (0,035)
0,3 (0,03)
0,25 (0,025)


0,25 (0,025)

1.5.Температура свежего пара, 0С
высока
недопустима
низка
недопустима

сигнал
сигнал и отключение
сигнал
сигнал и отключение

565
585
545
495

1.6.Абсолютное давление пара в отопительном отборе на ПСГ-1, кгс/см2 (МПа)
велико
недопустимо


сигнал
сигнал и отключение


1,8 (0,18)
2,0 (0,2)

1.7.Температура масла на подшипники велика, 0С
сигнал
при наличии обоих сигналов происходит отключение турбины; подается сигнал «Температура масла на подшипнике не допустима»

65

1.8.Давление воды низко перед маслоохладителями кгс/см2 (МПа)

0,4 (0,04)





2. Сигнализация

2.1.Абсолютное давление пара перед стопорным клапаном кгс/см2 (МПа)
велико


сигнал
135-136

(13,5-13,6)

2.2.Абсолютное давление пара в коллекторе уплотнений турбины, кгс/см2 (МПа)
велико
низко



сигнал
сигнал


1,2 (0,12)
1,08 (0,108)

2.3.Абсолютное давление пара в
ПСГ-1, кгс/см2 (МПа)
велико

сигнал

1,8 (0,18)

2.4.Уровень в маслобаке
высок
по шкале маслоуказателя, мм
низок

сигнал

сигнал

380

50

2.5.Перепад уровней между чистым и грязным отсеками маслобака (маслофильтры рагрязнены), мм - велик


сигнал


100

2.6.Давлениее масла в системе регулирования, кгс/см2 (МПа)

сигнал

10 (1,0)

2.7.Перепад давления масло-водород на водородные уплотнения генератора,
кгс/см2 (МПа)
Уровень в эжекторе уплотнений высок

сигнал

сигнал

0.6 (0,06)

100

2.8.Уровень в сборнике конденсата конденсатора, мм
высок
низок


сигнал
сигнал


620
20

2.9.Температура вкладышей опорных подшипников и колодок упорного подшипника, 0С. велика


сигнал


80

2.10.Вибрация подшипников, мкм (мм с-1)
велика

сигнал

более 30 (4,5мм с-1)

2.11.Относительное удлинение (укорочение) ротора: мм
высокого давления – велико
среднего давления – велико
низкого давления – велико


сигнал
сигнал
сигнал


+3,0 -1,2
+3,0 - 2,5
+4,0 - 4,0

2.12.Температура выхлопного патрубка при пуске, работе на холостом ходу и по электрическому графику, град. -велика


сигнал


80

3. Отключение оборудования

3.1.Уровень в сетевом подогревателе N 1:
в конденсатосборнике, мм
высок
недопустим
в корпусе, мм
высок
недопустим
сигнал
сигнал и отключение
ПСГ № 1 и 2
сигнал
сигнал и отключение
ПСГ № 1 и 2
580
620


145
185

3.1.Уровень в сетевом подогревателе N 2:
в конденсатосборнике, мм
высок
недопустим

в корпусе, мм
высок
недопустим


сигнал
сигнал и отключение
ПСГ № 2

сигнал
сигнал и отключение
ПСГ № 2


580
620


145
185









Начальник КТЦ-2 М.Н.Груздев








13PAGE 15


13PAGE 147415


13PAGE 15








15

Приложенные файлы

  • doc 17891070
    Размер файла: 757 kB Загрузок: 0

Добавить комментарий