Инструкция для должности "Старший машинист турбинного отделения VII группа квалификации ", представленная на сайте , соответствует требованиям документа - "СПРАВОЧНИК квалификационных характеристик профессий работников. Выпуск 62. Производство и распределение электроэнергии. (С изменениями и дополнениями, внесенными приказом Министерства топлива и энергетики Украины от 8 сентября 2003 года N 462), (с изменениями, внесенными согласно приказа Министерства топлива и энергетики N 196 от 08.04.2009)", который утвержден приказом Министерства топлива и энергетики Украины 16.03.2001 N 19. Согласован Министерством труда и социальной политики Украины. Статус документа - "действующий" .

Предисловие

0.1. Документ вступает в силу с момента утверждения.

0.2. Разработчик документа: _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _.

0.3. Документ согласован: _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _.

0.4. Периодическая проверка данного документа производится с интервалом, не превышающим 3 года.

1. Общие положения

1.1. Должность "Старший машинист турбинного отделения VII группа квалификации" относится к категории "Рабочие".

1.2. Квалификационные требования - неполное высшее образование (младший специалист). Повышение квалификации. Специальная подготовка по управлению и стаж работы по профессии старшего машиниста турбинного отделения VI группы квалификации - не менее 1 года.

1.3. Знает и применяет в деятельности:
- строение и технические характеристики оборудования турбинного отделения;
- принципиальную электрическую схему потребителей;
- тепловые защиты и тепловые схемы турбинного отделения, технико-экономические показатели турбинного оборудования;
- схемы теплового контроля и автоматики;
- основы теплотехники электротехники, механики и водоподготовки.

1.4. Старший машинист турбинного отделения VII группа квалификации назначается на должность и освобождается от должности приказом по организации (предприятию/учреждению).

1.5. Старший машинист турбинного отделения VII группа квалификации подчиняется непосредственно _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ .

1.6. Старший машинист турбинного отделения VII группа квалификации руководит работой _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ .

1.7. Старший машинист турбинного отделения VII группа квалификации во время отсутствия, замещается лицом, назначенным в установленном порядке, которое приобретает соответствующие права и несет ответственность за надлежащее выполнение возложенных на него обязанностей.

2. Характеристика работ, задачи и должностные обязанности

2.1. Обеспечивает бесперебойную и экономичную работу оборудования турбинного отделения.

2.2. Проводит пуск, останов, опробование, опрессовку оборудования, переключение в тепловых схемах турбинного отделения.

2.3. Ликвидирует аварийные ситуации.

2.4. Выявляет и устраняет неисправности в работе оборудования.

2.5. Выводит оборудование в ремонт.

2.6. Подготавливает рабочие места и допускает к работам на вспомогательном теплосиловом оборудовании, проводит вторичный допуск и подготовку рабочих мест для проведения работ на турбоагрегатах с разрешения начальника смены цеха.

2.7. Руководит рабочими турбинного отделения.

2.8. Знает, понимает и применяет действующие нормативные документы, касающиеся его деятельности.

2.9. Знает и выполняет требования нормативных актов об охране труда и окружающей среды, соблюдает нормы, методы и приемы безопасного выполнения работ.

3. Права

3.1. Старший машинист турбинного отделения VII группа квалификации имеет право предпринимать действия для предотвращения и устранения случаев любых нарушений или несоответствий.

3.2. Старший машинист турбинного отделения VII группа квалификации имеет право получать все предусмотренные законодательством социальные гарантии.

3.3. Старший машинист турбинного отделения VII группа квалификации имеет право требовать оказание содействия в исполнении своих должностных обязанностей и осуществлении прав.

3.4. Старший машинист турбинного отделения VII группа квалификации имеет право требовать создание организационно-технических условий, необходимых для исполнения должностных обязанностей и предоставление необходимого оборудования и инвентаря.

3.5. Старший машинист турбинного отделения VII группа квалификации имеет право знакомиться с проектами документов, касающимися его деятельности.

3.6. Старший машинист турбинного отделения VII группа квалификации имеет право запрашивать и получать документы, материалы и информацию, необходимые для выполнения своих должностных обязанностей и распоряжений руководства.

3.7. Старший машинист турбинного отделения VII группа квалификации имеет право повышать свою профессиональную квалификацию.

3.8. Старший машинист турбинного отделения VII группа квалификации имеет право сообщать обо всех выявленных в процессе своей деятельности нарушениях и несоответствиях и вносить предложения по их устранению.

3.9. Старший машинист турбинного отделения VII группа квалификации имеет право ознакамливаться с документами, определяющими права и обязанности по занимаемой должности, критерии оценки качества исполнения должностных обязанностей.

4. Ответственность

4.1. Старший машинист турбинного отделения VII группа квалификации несет ответственность за невыполнение или несвоевременное выполнение возложенных настоящей должностной инструкцией обязанностей и (или) неиспользование предоставленных прав.

4.2. Старший машинист турбинного отделения VII группа квалификации несет ответственность за несоблюдение правил внутреннего трудового распорядка, охраны труда, техники безопасности, производственной санитарии и противопожарной защиты.

4.3. Старший машинист турбинного отделения VII группа квалификации несет ответственность за разглашение информации об организации (предприятии/учреждении), относящейся к коммерческой тайне.

4.4. Старший машинист турбинного отделения VII группа квалификации несет ответственность за неисполнение или ненадлежащее исполнение требований внутренних нормативных документов организации (предприятия/учреждения) и законных распоряжений руководства.

4.5. Старший машинист турбинного отделения VII группа квалификации несет ответственность за правонарушения, совершенные в процессе своей деятельности, в пределах, установленных действующим административным, уголовным и гражданским законодательством.

4.6. Старший машинист турбинного отделения VII группа квалификации несет ответственность за причинение материального ущерба организации (предприятию/учреждению) в пределах, установленных действующим административным, уголовным и гражданским законодательством.

4.7. Старший машинист турбинного отделения VII группа квалификации несет ответственность за неправомерное использование предоставленных служебных полномочий, а также использование их в личных целях.

5. Специализация

5.1. Тип и мощность турбин: конденсационная - свыше 60 тыс.квт.; с промышленным и теплофикационным отбором - свыше 45 тыс.квт.

РД 34.30.508-93

Первый заместитель начальника А.П. БЕРСЕНЕВ

до 01.07.99 г.

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Настоящая Типовая инструкция предназначена для персонала котлотурбинных цехов электростанций, осуществляющих эксплуатацию маслосистем турбоустановок мощностью 100 - 800 МВт.

Типовая инструкция составлена на основе нормативно-технической документации для маслосистем смазки, опыта их эксплуатации на энергоблоках 100 - 800 МВт, а также работ, проведенных ВТИ и фирмой ОРГРЭС. Технические характеристики систем маслоснабжения турбоагрегатов 100 - 800 МВт приведены в приложении 1, индивидуальные нормы расхода турбинного масла - в приложении 2.

1.2. Типовая инструкция устанавливает основные требования, обеспечивающие надежную и безопасную работу систем смазки турбин в процессе пусковых операций, при работе под нагрузкой, останове и выводе в ремонт.

Типовая инструкция является основой для составления рабочей инструкции по эксплуатации системы смазки турбины, которая должна учитывать все местные условия, особенности установленного оборудования и схемы маслоснабжения.

При составлении рабочей инструкции принципиальные положения настоящей Типовой инструкции разрешается изменять только на основании соответствующих экспериментальных данных после согласования с фирмой ОРГРЭС, ВТИ и заводами изготовителями.

1.3. Типовая инструкция составлена применительно к типовым схемам маслоснабжения энергоблоков 100 - 800 МВт, определяет порядок действий оперативного персонала при подготовке оборудования к работе, пуске, останове, нормальной эксплуатации и нарушениях в работе системы смазки, а также требования техники безопасности и противопожарной безопасности. Характерные типовые схемы маслоснабжения турбин приведены в приложениях 3, 4 и 6.

1.4. В тексте приняты следующие сокращения:

АВР - автоматический ввод резерва;

ГМН - главный маслонасос;

ГП - гидростатический подъем;

ИВК - информационно-вычислительный комплекс;

КПРП - ключ предотвращения развития пожара;

КСН - коллектор собственных нужд;

КТЦ - котлотурбинный цех;

МБ - масляный бак;

МНС - масляный насос смазки;

МНУ - маслонасос системы уплотнений генератора;

МО - маслоохладитель;

НГП - насос гидроподъема;

НС - начальник смены;

НСР - насос системы регулирования;

ПДК - предельно допустимая концентрация;

ПМН - пусковой маслонасос;

ПТН - питательный турбонасос;

ПТЭ - «Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей» (М.: Атомэнергоиздат, 1989);

ПЭН - питательный электронасос;

РМН - резервный маслонасос;

РПДС - реле падения давления масла на смазку;

ТБ - техника безопасности;

ТГ - турбогенератор;

ЦВД

ЦСД - цилиндр среднего давления;

ЭД - электродвигатель.

2. ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ

2.1. Турбинное масло, являясь малоопасным продуктом по степени воздействия на организм человека, относится к четвертому классу опасности (в соответствии с ГОСТ 12.1.007-76), его эксплуатация требует соблюдения санитарно-гигиенических правил.

2.2. Контакт с маслом не ведет к поражению центральной нервной системы, кроветворных органов, нарушению обменных процессов. Турбинное масло не обладает способностью к кумуляции, не вызывает усиленного роста тканей.

2.3. При длительном контакте с маслом, а также при работе с присадками в зависимости от индивидуальной восприимчивости кожи могут возникать дерматиты и экземы. При попадании масла на кожу и слизистую оболочку глаз необходимо обильно промыть кожу теплой мыльной водой, слизистую оболочку глаз - теплой водой.

2.4. Присутствие масла в питьевой воде недопустимо. Оно определяется визуально по наличию масляной пленки на поверхности воды.

2.5. Предельно допустимая концентрация паров углеводородов в воздухе рабочей зоны 300 мг/м 3 ; ПДК масляного тумана и воздухе рабочей зоны 5 мг/м 3 в соответствии с ГОСТ 12.1.005-76.

2.6. При эксплуатации масляного хозяйства турбоустановок необходимо соблюдать правила пожарной безопасности. По классификации ГОСТ 12.1.044-84 турбинное масло представляет собой средневоспламеняемую горючую жидкость с температурой вспышки не ниже 185 °С.

2.7. В большинстве случаев пожары в турбинных отделениях электростанций возникают вследствие нарушения плотности маслосистем из-за недостатков конструкций качества изготовления, монтажа и ремонта, дефектов сварных соединений.

2.8. Для предотвращения возникновения пожаров из-за воспламенения масла на электростанциях должен быть выполнен комплекс мероприятий в соответствии с разд. 3.8 «Сборника распорядительных документов по эксплуатации энергосистем. (Теплотехническая часть). Часть 1» (М.: СПО ОРГРЭС, 1991).

2.9. При возгорании турбинного масла применяется распыленная вода, пена, при объемном тушении - углекислый газ, состав СЖБ, состав «3,5», пар.

2.10. Помещение, в котором ведутся работы с маслом, должно быть оборудовано приточно-вытяжной вентиляцией.

2.11. При разливе масла необходимо собрать его в отдельную тару, место разлива протереть сухой тканью, при разливе на открытой площадке место разлива засыпать песком с последующим его удалением.

2.12.По всем остальным вопросам безопасности работы с маслосистемами следует руководствоваться требованиями разд. 3.3 «Правил техники безопасности при эксплуатации тепломеханического оборудования электростанций и тепловых сетей» (М.: Энергоатомиздат, 1985), особенно пп. 2.6.1 - 2.6.3, 3.3.1, 3.3.2 и 3.3.3.2 ПТБ, при этом учитывать «Извещение № 5/85 об изменении № 1 «Правил техники безопасности при эксплуатации тепломеханического оборудования электростанций и тепловых сетей (М.: Энергоатомиздат, 1985)» (M.: СПО Союзтехэнерго, 1985).

2.13. Для турбин, оснащенных системами предотвращения развития горения масла на турбоагрегате, в эксплуатационную инструкцию в раздел ТБ и пожарной безопасности должен вноситься порядок действия оперативного персонала при вводе в действие системы ключом предотвращения развития пожара (КПРП). Электрическая схема системы должна быть проверена перед пуском из холодного состояния.

3. КОНТРОЛЬ, УПРАВЛЕНИЕ, АВТОМАТИЧЕСКОЕ РЕГУЛИРОВАНИЕ, ЗАЩИТА

3.1. В соответствии с «Методическими указаниями по объему технологических измерений, сигнализации, автоматического регулирования на тепловых электростанциях: РД 34.35.101-88» (М.: СПО Союзтехэнерго, 1990) маслосистемы смазки турбоагрегатов должны быть оснащены измерительными устройствами, приведенными в табл. 1.

3.2. Объем оснащения технологической защитой оборудования турбоагрегатов и вспомогательного оборудования определяется действующими руководящими документами: «Объем и технологические условия на выполнение технологических защит теплоэнергетического оборудования моноблочных установок мощностью 250, 300, 500 и 800 МВт (М.: Союзтехэнерго, 1987) и «Объем и технические условия на выполнение технологических защит теплоэнергетического оборудования блочных установок с барабанными котлами: РД 34.35.118» (М.: СПО Союзтехэнерго, 1988).

Таблица 1

Система маслоснабжения турбоагрегатов

Измеряемый или регулируемый параметр

Форма представления информации

Автоматическое регулирование

Примечание

на БЩУ (ГрЩУ)

Постоянно

По требованию

Сигнализация

Регистрация

Суммирование

Постоянно

По требованию

Сигнализация

Регистрация

Суммирование

1. Температура охлаждающей воды на входе в маслоохладители и выходе из них

2. Температура масла на выходе из маслоохладителей

3. Температура масла на входе в маслоохладители

Датчики поставляются заводом-изготовителем

4. Температура масла на сливах из подшипников

5. Давление охлаждающей воды на входе в маслоохладители

6. Давление масла в напорном маслопроводе, во всасывающем патрубке главного масляного насоса

7. Давление масла до маслоохладителей и за ними

8. Давление масла до редукционных клапанов (объем контроля согласно заданию завода-изготовителя турбины)

9. Давление масла, подаваемого на смазку подшипников

10. Перепад давлений на фильтрах маслоснабжения

11. Уровень масла в масляном баке

12. Температура масла, подаваемого на подшипники

Примечание. Отметки в графах таблицы обозначают: в графах 2 и 7 - подключение первичного преобразователя (датчика) измеряемого параметра к аналоговому или цифровому показывающему прибору на одну точку; в графах 3 и 8 - подключение первичного преобразователя (датчика) к прибору любого вида (аналоговому, цифровому, электронно-лучевому) с помощью любого вида переключателя, в том числе через ИВК; в графах 4 и 9 - автоматическую подачу светозвукового сигнала, формируемого непосредственно первичным преобразователем измеряемого параметра, локальным аналого-дискретным преобразователем или ИВК, при достижении технологическим параметром заданного значения ниже (v) или выше (^) его номинального значения; в графах 5 и 10 - автоматическую запись мгновенного значения параметра, его усредненного значения за заданный интервал времени или отклонения значения на диаграммах аналоговых приборов или бланках печатающих аппаратов ИВК; в графе 12 - измерительный прибор устанавливается либо непосредственно на оборудовании, либо на конструкциях, расположенных вблизи оборудования.

4. УКАЗАНИЯ ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ ТУРБИННОГО МАСЛА

4.1. Краткая характеристика масла

4.1.1. На электростанциях Минтопэнерго Российской Федерации применяется дистиллятное турбинное масло Тп-22С (ТУ 38.101.821-83), изготовляемое из западно-сибирской нефти Ферганским НПЗ по улучшенной технологии. Содержание серы не выше 0,5 %. Масло содержит антиокислительную, антикоррозионную и деэмульгирующие присадки. Это основное турбинное масло для ТЭС. Характеристики турбинного масла марки Тп-22С приведены в табл. 2.

Таблица 2

Показатель
Кинематическая вязкость при температуре 50 °С, сСт
Индекс вязкости (определение обязательно), не менее
Кислотное число, мг КОН на 1 г масла, не более
Стабильность против окисления:
массовая доля осадка после окисления
кислотное число после окисления, мг КОН на 1 г масла, не более
низкомолекулярные кислоты, мг КОН на 1 г
Зольность базового масла, %, не более
Число деэмульсации, с, не более
водорастворимых кислот и щелочей, не более
механических примесей
серы, %, не более
Температура:
вспышки (в открытом тигле), °С, не ниже
застывания, °С, не выше
Цвет базового масла на колориметре ЦИТ, единицы ЦИТ, не более

4.2. Приемка и хранение масла

4.2.1. Поступающее на электростанции свежее турбинное масло должно иметь паспорт.

Перед сливом масла из цистерны в свободные чистые и сухие емкости следует определить кинематическую вязкость, кислотное число, реакцию водной вытяжки, температуру вспышки, число деэмульсации, а также визуально - содержание воды и механических примесей (для масла Тп-22С натровая проба определяется на заводе-изготовителе в базовом масле до введения присадок).

Из цистерны должна быть обязательно отобрана контрольная проба по ГОСТ 2517-85 в количестве 1 дм 3 . Для масла Тп-22С в пробе, отобранной из цистерны, следует провести испытания на антикоррозионную активность по ГОСТ 19199-75 и термоокислительную стабильность по ГОСТ 981-75. Термоокислительная стабильность определяется при температуре 30 °С, расходе кислорода 100 см 3 /мин, продолжительность определения 24 ч. Норма для масла Тп-22С: кислотное число - не более 0,1 мг КОН/г, осадок - не более 0,005 %, летучие низкомолекулярные кислоты - не более 0,02 мг КОН/г.

4.2.2. В случае несоответствия паспортных данных, а также показателей качества масла требованиям ГОСТ или техническим условиям должен быть составлен рекламационный акт, который направляется заводу-изготовителю, фирме ОРГРЭС и ВТИ.

4.2.3. Масло следует хранить в отдельных закрытых резервуарах, оборудованных воздухоосушительными фильтрами, а для северных районов - дополнительным обогревом с помощью паровых спутников.

4.2.4. При длительном хранении масел на электростанциях необходимо периодически производить сокращенный анализ их в соответствии с требованиями ПТЭ и для масла Тп-22С дополнительно один раз в 6 мес отбирать пробы для определения антикоррозионных свойств по ГОСТ 19199-73 и пробы из нижнего отсека бака для определения присутствия в масле осадка. При обнаружении осадка следует проверить растворимость его в спирте. Наличие следов коррозии при определении по ГОСТ 19199-73 и растворимого в спирте осадка свидетельствует о выпадении из масла антикоррозионной присадки. В этом случае (если не истек гарантийный срок хранения масла) должен составляться рекламационный акт, который направляется заводу-изготовителю, фирме ОРГРЭС и ВТИ.

4.3. Эксплуатация масла

4.3.1. Смешение масел Т-22 и Тп-22С при эксплуатации запрещается.

4.3.2. Масло заливается в чистые маслосистемы. При заливке масла необходимо соблюдать следующие условия:

заливку и перекачку масла производить с подключением к системе циркуляции центрифуги и фильтр-пресса или маслоочистительной машины;

очистку масла от загрязнений с помощью центрифуги и фильтр-пресса в пусковой период производить по мере необходимости;

сетки маслобака продувать при разности уровня масла между чистыми и грязными отсеками маслобака в соответствии с указаниями завода-изготовителя;

перезарядку фильтр-пресса производить при перепаде давлений выше 0,1 МПа;

после достижения прозрачности средства очистки отключить.

4.3.3. При работе с маслом Тп-22С подключение к маслосистеме адсорберов, заполненных селикагелем, не допускается, так как при этом полностью удаляется антикоррозионная присадка и качество масла значительно ухудшается. Сорбенты следует применять только для восстановления отработанных масел, слитых из оборудования, с последующим вводом в них присадок.

4.4. Контроль за состоянием масла в процессе эксплуатации

4.4.1. Сокращенный контроль за состоянием масла в процессе эксплуатации осуществляется в соответствии с требованиями ПТЭ (пп. 5.14.13 и 5.14.14). Определение степени загрязненности масла осуществляется гранулометрическим методом в соответствии с ГОСТ 17216-71 по методике, разработанной ВТИ (приложение 5).

4.4.2. Сокращенный контроль за состоянием масла Тп-22С с кислотным числом до 0,1 мг КОН на 1 г осуществлять не реже 1 раза в 3 мес, при кислотном числе более 0,1 мг КОН на 1 г - 1 раз в 2 мес.

При кислотном числе более 0,1 мг КОН на 1 г необходимо дополнительно определить содержание в масле растворенного шлама. Определение производится следующим образом: в мерный цилиндр с пришлифованной пробкой наливается 25 см 3 испытуемого масла и 75 см 3 бензина «Галоша» по ГОСТ 443-76, тщательно перемешивается и помещается на 12 ч в темноту. По истечении этого времени визуально определяется присутствие шлама.

Если осадок обнаружен, то его следует отфильтровать, промыть фильтр бензином, а остаток определить количественно, последовательно промывая фильтр спиртом и спиртобензолом, собирая фильтрат в отдельные емкости. Это позволит определить его природу, так как спиртовой раствор содержит присадку В 15/41, а спиртобензольный - шлам.

При наличии растворенного шлама необходимо добавить 0,3 % ионола, предварительно проверив масло на восприимчивость к присадке по п. 4.4.4.

При кислотном числе масла более 0,15 мг КОН на 1 г масла, наличии растворенного шлама и невосприимчивости к присадке масло перед осенне-зимним максимумом необходимо заменить.

4.4.3. Наличие присадок в масле определяется по термоокислительной стабильности и антикоррозионной активного масла, так как в настоящее время нет прямых методов их количественного определения.

4.4.4. Контроль за степенью старения турбинного масла производится по термоокислительной стабильности.

Для масла Тп-22С с кислотным числом 0,1 мг КОН на 1 г и выше перед наступлением осенне-зимнего максимума необходимо определять термоокислительную стабильность по ГОСТ 981-75 и температуре 120 ± 0,5 °С и расходе кислорода 200 см 3 /мин, продолжительность определения 14 ч.

Анализируемое масло должно удовлетворять нормам:

кислотное число - не более 0,8 мг КОН на 1 г;

осадок - не более 0,15 %.

Если кислотное число масла после окисления превышает 0,2 мг КОН на 1 г и появляются следы осадка, в масло следует ввести 0,2 % антиокислителя - ионола по ГОСТ 10894-76. Если кислотное число масла после окисления превышает 0,4 мг КОН на 1 или массовая доля осадка - составляет 0,1 %, то перед добавлением антиокислителя следует определить восприимчивость масла к нему и установить необходимую концентрацию.

Для этого в лабораторных условиях следует подготовить смесь испытуемого масла с антиокислителем и определить термоокислительную стабильность. Масло считается восприимчивым к антиокислителю, если введение 0,2 % последнего после определения термоокислительной стабильности снижает кислотное число вдвое при отсутствии осадка.

Если кислотное число масла после определения термоокислительной стабильности превышает 0,8 мг КОН на 1 г, а количество осадка более 0,15 %, масло необходимо заменить.

4.4.5. В процессе эксплуатации необходимо наблюдать за деэмульсирующей способностью масла.

Во время визуального контроля следует обращать внимание на скорость разделения масла и воды, а при сливе ее - на характер эмульсии. Если эмульсия мелкозернистая и плохо расслаивается (более 3 ч в пробе масла, отобранной в мерный цилиндр вместимостью 100 см 3), это свидетельствует о том, что деэмульгатор израсходован и нужно ввести его дополнительно в количестве 0,02 %.

4.4.6. Контроль за антикоррозионными свойствами масел ведется 1 раз в 3 мес осмотром образцов-индикаторов, подвешенных в грязном отсеке маслобака перед сетками ниже минимально возможного уровня масла в маслобаке турбины.

При появлении следов коррозии на индикаторе, находящемся в масле, следует проверить антикоррозионное свойство масла по ГОСТ 19199-73 и при необходимости ввести присадку. Индикаторы коррозии должны быть выполнены из стали 45 в виде шайб диаметром 50 мм, толщиной 2 мм с полированной поверхностью.

В связи с тем, что антикоррозионная присадка ослабляет действие антиокислительной присадки, перед добавлением и после введения ее в масло нужно провести определение термоокислительной стабильности по ГОСТ 981-75.

Если после введения антикоррозионной присадки термоокислительная стабильность ухудшается, следует ввести в масло дополнительно антиокислитель - ионол в количестве от 0,2 до 0,3 %. Методика ввода присадок в масла изложена в «Методических указаниях по вводу присадок в турбинное масло Тп-22С и ТП-30: РД 34.43.104-88» (М.: СПО Союзтехэнерго, 1988).

4.4.7. Находящееся в эксплуатации масло необходимо очищать:

от воды, шлама и механических примесей с помощью центрифуги или маслоочистительной машины;

от шлама и механических примесей с помощью фильтр-прессов, ватных фильтров и фильтров тонкой очистки, обеспечивающих тонкость очистки 40 - 60 мкм при полнопроточной фильтрации масла (Информационное письмо ВТИ № 0324-4-112/109).

4.4.8. Если показатели масла перестанут соответствовать требованиям ПТЭ и настоящей Типовой инструкции, оно подлежит сливу и передаче на нефтебазу.

5. ЭКСПЛУАТАЦИЯ СИСТЕМ СМАЗКИ ТУРБОАГРЕГАТОВ

5.1. Очистка маслосистем в период капитальных ремонтов

5.1.1. Очистку маслосистем в период капитальных ремонтов следует производить гидродинамическим способом в соответствии с «Инструкцией по очистке маслосистем турбоагрегатов гидродинамическим способом» (М.: СЦНТИ ОРГРЭС, 1973).

Если при осмотре во время ремонта обнаружено разрушение краски в масляном баке (наличие трещин, вспучивания, признаки отслаивания), то перед заливкой масла необходимо удалить краску со всей внутренней поверхности бака, повторной окраски производить не следует. Поверхности маслобака обработать по технологии промывки маслопроводов.

Оставшийся в маслосистеме шлам ускоряет старение масла, значительно ухудшая его качество, поэтому следует обращать особое внимание на чистоту отмывки маслосистем. При тщательной отмывке количество шлама на поверхности трубок маслоохладителей, главном сливном маслопроводе и сливном маслопроводе с уплотнений генератора не должно превышать 50 г/м 2 . Способ определения количества шлама указан в Инструкции по очистке маслосистем турбоагрегатов гидродинамическим способом.

Маслоохладители могут быть промыты отдельно 10 - 12 %-ным раствором тринатрийфосфата с последующей тщательной отмывкой водой до нейтральной реакции. Чистота маслоохладителей должна быть проверена с помощью металлической линейки, которая пропускается между трубками маслоохладителя, при этом на ней не должно быть обнаружено следов шлама.

5.1.2. Запрещается применение фосфатно-конденсатного способа очистки маслосистем, так как остающиеся в маслосистеме следы щелочного раствора вступают в реакцию с содержащейся в маслах антикоррозионной присадкой, имеющей кислый характер. В результате этого вся антикоррозионная присадка быстро выводится из масла, и оно становится непригодным к эксплуатации.

5.1.3. Если чистота маслосистемы соответствует требованиям п. 5.1.1 настоящей Типовой инструкции, очистку маслосистем при капитальном ремонте производить не следует.

5.1.4. В период ремонта блока, но не реже чем 1 раз в год необходимо производить проверку плотности трубной системы всех МО и устранение всех дефектов.

5.2. Подготовка к пуску и ввод в работу системы смазки

5.2.1. Убедиться путем наружного осмотра в том, что все оборудование маслосистемы, включая арматуру и ее приводы, находится в исправном состоянии, все ремонтные работы окончены, наряды закрыты, ремонтный персонал удален, инструмент и посторонние предметы убраны, временные заглушки на трубопроводах удалены, обеспечена чистота и освещение оборудования.

5.2.2. Дать заявку на сборку электрических схем питания приводов запорной арматуры и КИП. Проверить исправность дистанционного управления арматурой.

5.2.3. Проверить наличие и исправность контрольно-измерительных приборов, включить их в работу.

5.2.4. Закрыть арматуру аварийного слива из главного маслобака, арматуру слива отстоя, подачи масла на центрифугу, опорожнения отдельных участков схем и на стороне всасывания насоса откачки масла в маслоаппаратную (на маслохозяйство).

5.2.5. Заполнить МБ маслом с маслохозяйства до верхнего предельного уровня по шкале поплавкового указателя уровня.

При заполнении МБ тщательно следить за всеми фланцевыми соединениями в целях своевременного обнаружения неплотности и принятия соответствующих мер. Контролировать периодически уровень в МБ, сверять показания уровнемера с действительным уровнем масла.

5.2.6. Проверить сигнализацию уровня в МБ. Предельные уровни масла в маслобаке должны соответствовать уровням, указанным заводом-изготовителем.

Фактические нижние уровни в МБ уточняются при проведении пусконаладочных работ.

5.2.7. Открыть всасывающие задвижки МНС и вентили их разгрузки. Собрать электрические схемы МНС и эксгаустеров мб.

5.2.8. Открыть задвижки на входе и выходе масла и задвижки на выходе воды всех МО. Закрыть задвижки по воде на входе в мо.

5.2.9. Включить в работу эксгаустер ГМБ и проверить правильность его вращения, отсутствие задеваний крыльчатки, вибрации двигателя. Отключить эксгаустер и включить схему его автоматического включения.

5.2.10. Включить МНС-А. Убедиться по месту и загоранию сигнальной лампы на БЩУ о его включении и проверить его работу. Зафиксировать давление масла на стороне нагнетания насоса при работе на закрытую задвижку. Запрещается работа насоса на закрытую задвижку более 1 мин.

5.2.11. Открыть воздушники на маслоохладителях в маслопроводах. Медленно открывая напорную задвижку работающего насоса, заполнить маслосистему до появления сплошной струи масла из воздушников. Закрыть воздушники.

5.2.12. При достижении давления после редукционного клапана 1,2 кгс/см 2 открыть напорную задвижку полностью. Записать значение давления по тракту. Убедиться в нормальной работе оборудования: отсутствии протечек, вибрации, стуков. Записать ток нагрузки электродвигателя работающего маслонасоса.

5.2.13. Проверить плотность обратных клапанов неработающего основного и аварийных маслонасосов. Открыть напорную задвижку неработающего маслонасоса и убедиться, что давление за работающим насосом не изменилось, закрыть напорную задвижку.

5.2.14. Остановить работающий маслонасос, зарыть задвижку на стороне нагнетания, аналогично проверить работу АМНС-A и АМНС-Б.

5.2.15. Подготовить и включить схему АВР основных и аварийных насосов смазки. Проверить отключение и включение эксгаустера ключом с БЩУ.

Проверить АВР всех насосов по снижению давления масла в системе.

5.2.16. Соблюдать такую последовательность проверки АВР при отключении двигателя работающего насоса:

5.2.16.1. Включить МНС-А, убедиться в его нормальной работе. Поставить переключатель блока в положение «Сблокировано», а ключ выбора режима резервного насоса в положение «Резерв».

5.2.16.2. Отключить МНС-А, при этом должен включаться МНС-Б и АМНС-А. Отключить насос АМНС-А.

5.2.16.3. Поставить ключ выбора режима МНС-А в положение «Резерв» и по месту отключить МНС-Б. При этом МНС-А и АМНС-А должны включиться. Отключить насос АМНС-А.

5.2.16.4. Проверить блокировку самозапуска работающих насосов МНС-А и МНС-Б при кратковременном (до 3 с) перерыве питания, для чего ключом с БЩУ отключить и включить основные насосы с интервалом 3 с, фиксируя время по секундомеру.

5.2.16.5. Отключить насос МНС-Б.

5.2.16.6. При проверке АВР проследить за работой световой и звуковой сигнализации на БЩУ.

5.2.17. Соблюдать такую последовательность проверки АВР при падении давления масла в системе, смазки ТГ до I предела 0,07 МПа (0,7 кгс/см 2) и II предела 0,03 МПа (0,3 кгс/см 2):

5.2.17.1. Поставить переключатель блокировок в положение «Сблокировано», а ключ режима МНС-Б в положение «Резерв».

5.2.17.2. Включить МНС-А, убедиться в его нормальной работе. Проверить включение эксгаустера по блокировке.

5.2.17.3. Открыть вентиль на сливе масла с РПДС. Медленно прикрывая вентиль на подводе масла к РПДС, понизить давление масла до 0,07 МПа (0,7 кгс/см 2). Контролировать давление по месту на БЩУ. При этом включается МНС-Б и АМНС-А по блокировке. Проконтролировать срабатывание сигнализации.

5.2.17.4. Открыть вентиль на подводе масла к РПДС и закрыть вентиль на сливе масла с РПДС. Отключить МНС-Б и АМНС-А. Открыть вентиль на сливе масла с РПДС и, быстро прикрывая вентиль на подводе масла к РПДС, понизить давление на РПДС до 0,03 МПа (0,3 кгс/см 2). Проконтролировать включение МНС-Б, АМНС-А и зафиксировать время включения АМНС-Б, который должен включиться через 3 с после включения АМНС-А.

5.2.17.5. Открыть полностью вентиль на подводе масла к РПДС и закрыть вентиль на сливе с РПДС. Отключить АМНС-А и АМНС-Б, разобрать схему питания АМНС-А. Медленно снизить давление на РПДС до 0,07 МПа (0,7 кгс/см 2), при этом насос АМНС-Б должен включиться без выдержки времени. Проверить отключение вентилятора (эксгаустера) от ключа. Включить вентилятор.

15.2.17.6. Отключить МНС-А, МНС-Б и АМНС-Б, проверить включение эксгаустера через 15 мин после отключения последнего насоса.

15.2.17.7. Полностью открыть вентиль на подводе масла к РПДС и закрыть вентиль на сливе с РПДС.

15.2.18. Выполнить операции по проверке АВР по п. 5.2.16 при переводе в «Резерв» МНС-А и работе МНС-Б.

5.2.19. Проверить блокировку отключения ВПУ при падении давления масла в системе смазки до II предела 0,03 МПа (0,3 кгс/см 2) и действие запрета на включение ВПУ ключом после отключения по блокировке.

1.2.20. Включить МНС-А и МНС-Б, проверить автоматическое включение эксгаустера МБ. Убедиться в нормальной работе насоса и вентилятора.

1.2.21. Открыть вентиль подачи масла на ВПУ. Подготовить к включению ВПУ согласно инструкции по эксплуатации турбины.

5.2.22. Поставить переключатель блокировки ВПУ в положение «Сблокировано» и включить ВПУ. Проверить работу ВПУ.

5.2.23. Открыть вентиль на сливе масла с РПДС (используемое в схеме отключения ВПУ при понижении давления масла в системе смазки до 0,03 МПа).

5.2.24. Медленно прикрывая вентиль на подводе масла к РПДС, понизить давление масла на РПДС до 0,03 МПа (0,3 кгс/см 2). При этом автоматически отключается ЭД ВПУ. Проконтролировать срабатывание сигнализации на БЩУ. Ключом с БЩУ включить ВПУ, ВПУ не должно включаться при наличии сигнала автоматики на отключение согласно блокировке.

5.2.25. Полностью открыть вентиль на подводе масла к РПДС и закрыть вентиль на сливе масла в РПДС.

5.2.26. Проверить положения арматуры. Вентили на сливе масла с РПДС должны быть закрыты, а вентили на подводе масла к РПДС открыты. Маховики задвижек и вентилей, установленных на маслопроводах до и после маслоохладителей, на стороне всасывания и стороне нагнетания резервных и аварийных маслопроводов, на линиях аварийного слива масла из МБ смазки и доливочного бака должны быть опломбированы в рабочем положении.

5.2.27. Все проверки АВР и блокировок должны проводиться по графику, утвержденному главным инженером.

5.2.28. Перед пуском турбины после простоя продолжительностью 3 сут и более или, если во время останова на срок менее 3 сут производились ремонтные работы в цепях защиты, все блокировки и сигнализация должны проверяться в полном объеме с проверкой исполнительных операций электродвигателей насосов, эксгаустеров, арматуры, ВПУ.

5.3. Обслуживание оборудования системы смазки турбогенератора в эксплуатационном режиме

5.3.1. В процессе работы системы смазки контролировать:

плотность задвижек аварийного слива масла из МБ и доливочного бака;

температуру масла за МО;

уровень масла в МБ; периодически сверять показания уровня по прибору на БЩУ с фактическим уровнем масла при контроле по месту;

давление масла на смазку на уровне оси турбины;

температуру масла, сливаемого из подшипников ТГ. При повышении температуры масла на сливе из подшипников ТГ до 75 °С и невозможности понизить ее необходимо немедленно остановить турбину без срыва вакуума;

давление масла на стороне нагнетания основного насоса смазки.

5.3.2. Оборудование системы смазки необходимо содержать в исправном состоянии и чистоте. Следить за исправностью КИП, проверять количество масла, поступающего к подшипникам ТГ по смотровым стеклам. Делать записи в оперативном журнале о всех переключениях и нарушениях в работе системы смазки.

5.3.4. Проверку АВР насосов смазки производить 2 раза в месяц, а также перед каждым остановом и пуском ТГ. Чередование работы насосов производить согласно графику переключения оборудования КТЦ.

5.3.5. При непрерывной работе турбины 1 раз в месяц проводить испытания РПДС, воздействующих на АБР насосов смазки с выводом импульса срабатывания на сигнальную панель БЩУ.

5.3.6. Чистота сеток МБ должна производиться, когда перепад уровней масла на сетках достигнет 200 мм при температуре масла 50 °С. Чистка производится паром от КСН или сжатым воздухом.

5.3.7. Чистка фильтра тонкой очистки производится при повышении перепада давления масла на фильтре до 0,3 МПа (3 кгс/см 2). Для чистки или замены ткани фильтра необходимо отключить его закрытием задвижки на входе масла и после съема крышки вынуть фильтрующий блок целиком. Чистку и замену ткани производить в отведенном для чистки месте.

5.3.8. При сдаче-приемке смены необходимо проверить по месту с последующей записью в оперативном журнале положение арматуры системы смазки ТГ, сохранность цепей, замков, пломб и защитных колпаков на арматуре.

5.3.9. Перед подключением резервного МО открыть воздушники резервного МО по маслу и воде. Медленно открыть задвижки по маслу и на подводе охлаждающей воды, контролируя изменение температуры масла в коллекторе после МО. При появлении сплошной струи масла и воды из воздушников закрыть арматуру воздушников МО.

5.3.10. При обходе оборудования необходимо:

а) контролировать показания КИП с регулярной записью в суточную ведомость значений контролируемых и записываемых параметров;

б) контролировать вибрацию оборудования и трубопроводов, температуру корпусов подшипников насосов и вентилятора, которая должна быть не более 70 °С;

в) проверять отсутствие трещин, свищей, неплотностей фланцевых соединений, протечек через арматуру, дренажей, воздушников, пробоотборов;

г) следить за чистотой, исправностью освещения смотровых стекол на сливе масла и визуально контролировать количество масла, сливаемого из подшипников турбины и протекаемого из сальников насосов.

5.3.11. При обнаружении неисправностей в работе блокировок, КИП, оборудования, дистанционного управления оборудованием и арматурой немедленно принять меры к их устранению и, если это невозможно без останова турбины, то с разрешения главного инженера и диспетчера энергосистемы приступить к разгрузке и останову турбины.

5.3.12. Регулярно по графику, утвержденному главным инженером электростанции, производить контроль качества масла в МБ смазки в соответствии с разд. 5.

5.3.13. При выводе турбины в длительный резерв (более 10 сут) включать систему смазки турбины и с помощью ВПУ проворачивать ротор турбины на 180° в соответствии с указаниями завода-изготовителя.

5.3.14. Ремонт оборудования системы смазки должен выполняться персоналом, ремонтирующим турбину. Порядок вывода оборудования в ремонт указан в разд. 5.5.

5.3.15. После монтажа и ремонта системы смазки необходимо испытать маслопроводы, арматуру, МО, фильтр тонкой очистки полным давлением масла, которое развивают два основных насоса смазки при полностью закрытых редукционном клапане, задвижке подачи масла на ПЭН и ручной арматуре подачи масла на ПЭН, АПЭН и ПТН, ВПУ и регулирующий клапан поддержания давления в системе смазки.

Перед испытанием полностью удалить воздух на проверяемых участках системы смазки.

5.3.16. Необходимо периодически контролировать уровень масла в доливочном баке, дренажном баке масла, дренажном баке замасленных вод, в баке сбора масла из низких точек и производить своевременное опорожнение баков.

5.3.17. Необходимо заменять фильтрующий материал фильтр-прессов при перепаде давления выше 0,1 МПа. Контролировать периодически содержание паров масла в месте расположения вентилятора МБ.

5.3.18. В целях сокращения потерь масла и ограничения его попадания в охлаждающий водоем электростанции через неплотности трубной системы охладителей необходимо 2 раза в месяц вводить в работу резервный МО и отключать один рабочий для проверки плотности трубной системы охладителей.

5.3.19. В период ремонта блока, но не реже чем 1 раз в год производить проверку плотности трубной системы всех МО, устранение всех дефектов и чистку внутренних и наружных поверхностей охлаждающих трубок.

5.3.20. При наличии промконтура охлаждения маслоохладителей контроль за плотностью трубной системы охладителей проводится в соответствии с графиком, утвержденным главным инженером электростанции.

5.4. Останов системы смазки

5.4.1. Отключение насосов смазки и отключение АВР насосов смазки производить в соответствии с инструкцией по эксплуатации турбины: на остановленной турбине после понижения температуры паровпускных частей ЦВД и ЦСД до указанной заводом-изготовителем и после отключения ВПУ, когда периодический поворот ротора на 180° с помощью ВПУ окончен. В процессе останова турбины не допускать резкого понижения температуры масла до 35 °С за МО, для чего необходимо постоянно контролировать температуру масла за МО, поддерживая ее в диапазоне 40 - 45 °С.

Примечание 1. Перед остановом насосов смазки необходимо проверить, что все питательные насосы отключены.

2. Отключение приборов, характеризующих состояние системы смазки, разрешается только на остановленной турбине после отключения насосов системы смазки.

5.4.2. Отключить защиты и блокировки по системе смазки.

5.4.3. Поставить переключатель блокировки резервного насоса в положение «Отключено».

5.4.4. Отключить работающий МНС.

5.4.5. Разобрать электросхемы двигателей основных и аварийных насосов смазки, закрыть задвижки на их стороне нагнетания.

5.4.6. Отключить КИП и сигнализацию системы смазки.

5.4.7. Отключить охлаждающую воду МО.

5.4.8. Проверить отключение эксгаустеров, разобрать их электросхемы.

5.4.9. Арматуру на остановленной системе перевести в положение перед пуском.

5.5. Вывод в ремонт оборудования системы смазки

5.5.1. Все ремонтные работы на системе смазки должны производиться по нарядам.

Вывод в ремонт оборудования системы смазки производится после остановки турбины по распоряжению начальника КТЦ в соответствии с графиком ремонта, утвержденным главным инженером.

5.5.2. При работе турбины вывод в ремонт оборудования системы смазки производится по распоряжению НС на основании заявки начальника КТЦ и письменного разрешения главного инженера на ее выполнение.

5.5.3. Вывод в ремонт основного насоса смазки производить в такой последовательности:

5.5.3.1. Включить в работу резервный насос, поставить его переключатель блокировки в положение «Отключено».

5.5.3.2. Отключить насос, выводимый в ремонт, для чего закрыть задвижку на стороне нагнетания насоса, отключить ЭД насоса не позднее чем через 1 мин после закрытия задвижки на стороне нагнетания, разобрать электросхему двигателя, на ключ управления повесить плакат: «Не включать, работают люди», закрыть задвижку на стороне всасывания насоса и убедиться, что давление масла в корпусе насоса не возрастает. При росте давления в корпусе насоса немедленно открыть задвижку на стороне всасывания, выяснить и устранить причину, закрыть задвижку на стороне всасывания.

5.5.3.3. Запереть на замки задвижки на стороне всасывания и стороне нагнетания насоса и вывесить плакаты; «Не открывать, работают люди».

5.5.3.4. Сделать запись в оперативном журнале о выводе в ремонт насоса и положении арматуры.

Примечание. Дренирование насоса и расцепление полумуфт производится в соответствии с условиями производства работ по наряду персоналом КТЦ и ремонтного цеха соответственно.

5.5.4. Порядок вывода в ремонт маслоохладителя следующий:

5.5.4.1. Включить в работу резервный МО.

5.5.4.2. Отключить МО, выводимый в ремонт в такой последовательности:

а) закрыть задвижки на входе и выходе масла и охлаждающей воды;

б) открыть вентили дренажей, а затем воздушников и опорожнить МО по маслу и воде.

5.5.4.3. Запереть на замки задвижки на входе и выходе масла и вывесить плакаты: «Не открывать, работают люди».

5.5.4.4. Запереть на замки вентили воздушников по маслу и воде и на дренаже воды, вывесить плакаты: «Не закрывать, работают люди».

5.5.4.5. После полного дренирования МО по маслу закрыть дренажный вентиль по маслу для исключения поддавливания из дренажных линий другого оборудования через общий дренажный коллектор. Вентиль запереть на замок и вывесить плакат: «Не открывать, работают люди».

5.5.4.6. Сделать запись в оперативном журнале о выводе в ремонт МО и положении арматуры его обвязки.

5.5.5. Для вывода вентилятора в ремонт необходимо:

5.5.5.1. Отключить электродвигатель вентилятора и разобрать электросхему.

5.5.5.2. На ключ управления повесить плакат: «Не включать, работают люди».

5.5.5.3. Сделать запись в оперативном журнале.

5.5.6. Вывод в ремонт вспомогательных насосов (насоса дренажного бака, насоса дренажного бака замасленных вод, насоса подачи масла на очистку в сепаратор) может производится при работе турбины.

Для вывода каждого из указанных насосов в ремонт необходимо:

5.5.6.1. Отключить ЭД насоса и разобрать электросхему.

5.5.6.2. На ключ управления повесить плакат: «Не включать, работают люди».

5.5.6.3. Закрыть вентили на стороне всасывания и стороне нагнетания насоса.

5.5.6.4. Сделать запись в оперативном журнале о выводе насоса в ремонт и состоянии арматуры.

5.7. Вывод в ремонт МБ смазки, редукционного клапана и вспомогательных баков системы смазки производится после остановки ТГ и отключения насосов смазки по графику, утвержденному главным инженером.

5.6. Особенности эксплуатации маслосистем смазки с главным масляным насосом, приводимым в действие непосредственно от вала турбины

5.6.1. Центробежный масляный насос, приводимый в действие от вала турбины, подает масло в систему регулирования и к двум последовательно включенным инжекторам. Инжектор I ступени подает масло на подпор главного насоса давлением 0,03 МПа (0,3 кгс/см 2) и в камеру инжектора II ступени (инжектора смазки). Инжектор смазки подает масло через маслоохладители в систему смазки турбины и генератора.

Пусковой маслонасос подает масло к указанным выше инжекторам в период пуска турбины (когда давление за ГМН равно нулю либо еще не достигло номинального значения при развороте турбины). Кроме того, ПМН используется при опрессовке маслосистемы.

Резервный маслонасос обеспечивает смазку подшипников турбины при аварийном падении давления масла за ГМН или при останове турбины.

Аварийный маслонасос включается при аварийном падении давления масла в системе смазки, если оно не восстановилось после включения РМН; АМН приводится в действие от электродвигателя постоянного тока, питаемого от аккумуляторных батарей.

5.6.2. Подготовка к включению в работу масляной системы с ГМН проводится аналогично системам с масляными насосами, приводимыми в действие от электродвигателя (см. разд. 5.2). Заполнение (при необходимости) системы маслом производится РМН. Убедившись в исправности масляной системы, РМН останавливают.

5.6.3. Для проверки АВР насосов смазки включается ПМН, полностью открывается задвижка на стороне нагнетания насоса, поднимается давление в системе регулирования.

Прикрытием вентиля на линии нагнетания к реле падения давления снизить давление масла в соответствии с указаниями завода-изготовителя, при этом должен включиться РМН, а при дальнейшем понижении давления до 0,03 МПа (0,3 кгс/см 2) АМН. После проверки отключить оба насоса (РМН и АМН), переключатель блокировок поставить в положение «Сблокировано».

5.6.4. Переход с ПМН на главный маслонасос для машин К-210-130 производится следующим образом: при частоте вращения 2820 - 2880 об/мин давление масла после ГМН составляет 1,8 - 1,85 МПа (18 - 18,5 кгс/см 2), что превышает напорное давление ПМН, при этом оборотный клапан на напоре ГМН открывается и маслоснабжение турбины переводится автоматически от ГМН. Убедиться, что блокировка ПМН и электрозадвижки на стороне нагнетания ПМН включена, отключить ПМН, при этом убедиться, что напорное давление в системе регулирования не понижается, задвижка на стороне нагнетания ПМН идет на закрытие, после ее закрытия отключается ЭД ПМН.

В случае понижения давления масла на стороне нагнетания ГМН ниже 1,7 - 1,75 МПа (17 - 17,5 кгс/см 2) движение электрозадвижки на закрытие прекращается и ПМН не отключается.

Проследить за правильным выполнением операций по отключению ПМН.

5.6.5. Переход с ПМН на ГМН для машин Т-185/220-130 производится следующим образом: при частоте вращения ротора 3000 об/мин масло в систему регулирования подается ГМН за счет перекладки обратного трехходового клапана, о чем свидетельствует повышение давления в системе регулирования выше, чем на стороне нагнетания ПМН, на 0,25 - 0,3 МПа (2,5 - 3 кгс/см 2). Убедившись, что давление в системе регулирования не понижается, а за ПМН повышается, отключить ПМН. Если давление в системе регулирования начало падать, необходимо вновь включить ПМН и устранить причины понижения давления в системе регулирования.

Длительная работа в режиме при одновременной работе двух насосов не допускается во избежание заклинивания обратного клапана.

6.ХАРАКТЕРНЫЕ НЕИСПРАВНОСТИ В СИСТЕМЕ СМАЗКИ И СПОСОБЫ ИХ УСТРАНЕНИЯ

Неисправность	Причина неисправности	Способ устранения
6.1. Снижение уровня масла в чистом отсеке и рост в грязном	6.1.1. Загрязнение сеток и рост перепада уровней в отсеках	6.1.1.1. Произвести чистку сеток маслобака
6.2. Снижение уровня масла в МБ	6.2.1. Неисправность приборов указателя уровня	6.2.1.1. Проверить уровень масла в грязном и чистом отсеках МБ по масломерным стеклам и сравнить с показаниями уровня по месту и по прибору
	6.2.2. Утечка масла из системы смазки	6.2.2.1. Осмотреть маслопроводы, арматуру, оборудование, датчики КИП в доступных местах. Определить утечку 6.2.2.2. Проверить плотность закрытия арматуры аварийного и ремонтного опорожнения МБ, всех дренажей и воздушников маслосистемы 6.2.2.3. При обнаружении утечек масла через уплотнения фланцевых разъемов подтянуть вручную крепежи. Принять меры к локализации и сбору обнаруженных протечек масла 6.2.2.4. Если в результате принятых мер снижение уровня в МБ прекратилось, то работа ТГ может продолжаться. Долить МБ до номинального уровня маслом
	6.2.3. Течь маслоохладителей	6.2.3.1. Путем поочередного отключения работающих маслоохладителей по маслу и воде определить плотность маслоохладителей. При проверке трубной системы МО после отключения МО МБ подпитать маслом до нормального уровня и проследить за уровнем в МБ 6.2.3.2. Если уровень масла в МБ продолжает падать, несмотря на принятые меры, а подпитка МБ не помогает удержать уровень в МБ, а также при обнаружении разрывов, трещин и свищей маслопроводов и оборудования независимо от скорости падения уровня в МБ турбину необходимо остановить без срыва вакуума, не дожидаясь понижения уровня в МБ до аварийного предела
6.3. Понижение давления масла в системе до редукционного клапана при неизменном уровне масла в баке	6.3.1. Загрязнение сеток маслобака	6.3.1.1. Проверить перепад на сетках и произвести при необходимости чистку сеток
	6.3.2. Неплотная посадка обратного клапана на стороне нагнетания резервного насоса смазки	6.3.2.1. Поочередно закрыть и затем открыть задвижки на напорном маслопроводе этого насоса. Проверить показания манометров. При обнаружении неплотности посадки обратного клапана попытаться посадить его путем кратковременного включения и отключения резервного насоса смазки. Включить резервный МНС. Если после этой операции обратный клапан полностью не закрылся, то турбина должна быть остановлена по распоряжению главного инженера
	6.3.3. Неполное открытие задвижек до и после МО	6.3.3.1. Проверить положение задвижек
	6.3.4. Увеличение сопротивления МО из-за загрязнения с масляной стороны	6.3.4.1. Проверить перепад давления на МО. При необходимости включить резервный МО
6.4. Понижение давления масла на участке после редукционного клапана	6.4.1. Утечка масла через слив золотника редукционного клапана	6.4.1.1. Проверить пружину клапана. Увеличить натяжение пружины до восстановления нормального давления
	6.4.2. Неполное открытие задвижки после редукционного клапана	6.4.2.1. Проверить положение задвижки
	6.4.3. Неполная посадка обратных клапанов аварийных маслонасосов	6.4.3.1. Поочередно закрыть и затем открыть задвижки на стороне нагнетания аварийных маслонасосов. Проверить показания манометров. При обнаружении неполной посадки обратных клапанов попытаться посадить их путем кратковременного включения и отключения AMНС
6.5. Ненормальная работа МНС (стуки, шум, вибрация, искрение двигателя и т.п.)	6.5.1. Низкий уровень в МБ	6.5.1.1. Проверить уровень и при необходимости довести его до нормального
	6.5.2. Завоздушивание насосов	6.5.2.1. Произвести вентиляцию насосов путем открытия воздушников
	6.5.3. Неплотная посадка обратных клапанов	6.5.3.1. Произвести проверку посадки обратных клапанов и путем кратковременного включения и отключения насоса допытаться посадить их
	6.5.4. Повреждение проточной части насоса	6.5.4.1. Вывести насос в ремонт. Остановить турбину
6.6. Вибрация маслопроводов	6.6.1. Нарушена целостность подвесок, опор маслопроводов	6.6.1.1. Проверить подвески и опоры. Произвести замену дефектных
	6.6.2. Ненормальная работа редукционного клапана	6.6.2.1. Проверить настройку редукционного клапана, при необходимости изменить давление масла
6.7. Повышение температуры масла за маслоохладителями выше 45 °С	6.7.1. Загрязнение фильтра на подводе охлаждающей воды к маслоохладителям	6.7.1.1. Промыть фильтр
	6.7.2. Уменьшение расхода охлаждающей воды вызвано срывом сифона на сливе охлаждающей воды из конденсатора	6.7.2.1. Открыть вентиль отсоса воздуха из маслоохладителя. Проверить сифоны в сливных камерах конденсатора и подключение эжекторов (в случае срыва восстановить сифон). При необходимости подать охлаждающую воду от ПЭН
	6.7.3. Загрязнение маслоохладителей со стороны масла (повышение температуры масла и воды на выходе)	6.7.3.1. Произвести поочередную чистку маслоохладителей
	6.7.4. Понижение давления охлаждающей воды	6.7.4.1. Увеличить подачу воды с береговой насосной. В случае необходимости перейти на подачу воды от ПЭН или насосов газоохладителей (в зависимости от схемы)
6.8. Повышение температуры масла за одним или несколькими подшипниками при неизменной температуре масла за маслоохладителями	6.8.1. Попадание посторонних предметов в маслопровод или разрушение баббитовой заливки	6.8.1.1. Усилить наблюдение за подшипниками. При необходимости остановить турбину

Приложение 1

ОБОРУДОВАНИЕ СИСТЕМЫ СМАЗКИ ТУРБИН И ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ МАСЛООХЛАДИТЕЛЕЙ

1. Оборудование системы маслоснабжения турбин

	Вместимость МБ, м 3	Маслоохладители		Маслонасосы			Примечание
		Количество		Количество		Назначение
					Центробежный на валу турбины		Два инжектора: инжектор I ступени подает масло к всасывающему патрубку центрального насоса и в камеру инжектора II ступени. Инжектор II ступени подает масло через маслоохладители в систему смазки турбины и генератора
					ЦНСМ-300-480	Пусковой
						Резервный
						Аварийный постоянного тока
			Встроены в МБ		Центробежный на валу турбины
					ЦНСМ-300-240	Пусковой
						Резервный
					Д-100-23 (Д-200-95) п = 1500 об/мин	Аварийный	Два инжектора:
			Встроены в МБ		Центробежный на валу турбины
					ЦНСМ-300-240	Пусковой
						Резервный
					Д-200-95 (1450 об/мин)	Аварийный
ПТ-140/165-130			Встроены в МБ		Центробежный на валу турбины
					ЦНСМ-300-240	Пусковой
						Резервный
						Аварийный
					Центробежный на валу турбины
					ЦНСМ-300-240	Пусковой
						Резервный
						Аварийный
					Центробежный на валу турбины		Два инжектора: инжектор I ступени подает масло к всасывающему патрубку центрального насоса и в камеру инжектора II ступени. Инжектор II ступени подает масло через маслоохладители в систему смазки турбины и генератора
					ЦНСМ-300-240	Пусковой
						Резервный
						Аварийный
						Основной
					Резервный
					Аварийный
К-500-240
					Основной
					Резервный
					Аварийный
К-300-240
					Основной
					Резервный
					Аварийный
К-800-240
					Основной
					Резервный
					Аварийный

2. Техническая характеристика маслоохладителей МБ-63-90

Рабочая поверхность, м 2 ................................................................................ 63

Номинальный расход масла, м 3 /ч................................................................. 90

Номинальная кратность охлаждения........................................................... 1,6 ± 0,4

Начальная температура, °С:

воды................................................................................................. 33

масла................................................................................................ 55

Температура масла за маслоохладителем, °С............................................. 45

Число ходов воды........................................................................................... 4

Гидравлическое сопротивление охладителя при номинальном расходе:

по воде, м вод. ст............................................................................ 3

по маслу, МПа (кгс/см 2)................................................................ 0,1 (1)

Общее число труб, шт.................................................................................... 576

Диаметр трубы, мм........................................................................................ 16?1

Пробное гидравлическое давление в полости, МПа (кгс/см 2):

масляный......................................................................................... 0,8 (8)

водяной............................................................................................ 0,8 (8)

Полная высота маслоохладителя, мм........................................................... 2925

Наружный диаметр корпуса, мм.................................................................. 720

Масса (сухая), кг............................................................................................. 1630

3. Техническая характеристика маслоохладителей М-240 и М-540

Параметр
Поверхность охлаждения, м 2
Расход, м 3 /ч:
Число ходов:
Начальная температура, °С:
Конечная температура, °С:
Рабочее давление, МПа (кгс/см 2):
Скорость, м/с:
масла между спиралями
воды в трубках
Гидравлическое сопротивление, кгс/см 2:
Количество охлаждающих трубок, шт.
Длина трубок, мм:
активная
Шаг разбивки, мм
Коэффициент теплопередачи, ккал/(м 2 · ч ·град)
Масса, кг

4. Техническая характеристика маслоохладителя машин ПТ-140/165-130, Т-110/120-130 и Р-102/107-130

Для охлаждения масла турбин ПТ-140/165-130 и Т-110/120-130 предусмотрено шесть встроенных маслоохладителей в МБ, а для турбин Р-102/107-130 четыре встроенных маслоохладителя в МБ. Допускается возможность отключения каждого из них как по охлаждающей воде, так и по маслу для чистки при полной нагрузке турбины и температуре охлаждающей воды не выше 30 °С. Маслоохладители охлаждаются водой из циркуляционной системы с температурой, не превышающей 33 °С.

Характеристика маслоохладителей

Приложение 2

ИНДИВИДУАЛЬНЫЕ НОРМЫ РАСХОДА ТУРБИННОГО МАСЛА НА РЕМОНТНЫЕ И ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ НУЖДЫ

1. Общие положения

1.1. Годовой расход масла слагается из расхода его на долив, на восполнение потерь при проведении капитального ремонта и на замену отработанного масла.

1.1.1. Расход масла на долив в маслосистемы турбоагрегатов возмещает потери его при периодической очистке центрифугами и фильтр-прессами, сливе воды из нижней точки МБ, отборе проб для анализа вследствие испарения и протечек через неплотности масляной системы.

1.1.2. Потери масла при капитальном ремонте турбоагрегата слагаются из потерь при заливе, очистке сепараторами и фильтр-прессами и при промывке масляных систем. Для турбоагрегата межремонтный период принят равным 4 годам.

1.1.3. Расход масла на замену отработавшего срок службы в оборудовании определяется вместимостью масляной системы данного оборудования (таблица).

И ндивидуальные нормы расхода турбинного масла для турбин мощностью 100 - 800 МВт

Тип, марка оборудования	Вместимость маслосистемы, т
		дифференцированные				суммарное среднегодовое
		на долив, т/год	на замену		на возмещение потерь при капитальном ремонте, т/год		объем сбора, т/год
				объем сбора, т/год
ПТ-80/100-130 ЛМЗ
Т-110/120-130 ТМЗ
Р-102/107-130 ТМЗ
ПТ-140/165-130 ТМЗ
Т-185/220-130 ТМЗ
К-210-130 ЛМЗ
К-250/300-240 ТМЗ
К-500-240 ЛМЗ
К-300-240 ЛМЗ
К-800-240 ЛМЗ

Данная таблица составлена на основании «Индивидуальных норм расхода турбинного масла на ремонтные и эксплуатационные нужды для турбин и вспомогательного оборудования ТЭС» (М: СПО Союзтехэнерго, 1987).

Приложение 3

МАСЛООЧИСТИТЕЛЬНАЯ УСТАНОВКА ПСМ1-3000

1. Назначение

1.1. Маслоочистительная установка ПСМ1-3000 предназначена для очистки масла от воды и механических примесей (рис. П3.1).

Рис. П3.1. Принципиальная схема установки ПСМ1-3000:

1 , 17 , 21 , 22 , 35 , 36 и 37 - вентиль 3/4""; 2 , 4 , 6 , 23 и 34 - муфтовые пробковые краны; 3 и 7 - штуцер под манометр; 5 - манометр; 8 , 25 и 29 - пробно-спускной край 3/8""; 9 - фильтр-пресс; 10 - смотровое окно переполнения; 11 - маслосборник; 12 - вакуумметр; 13 - дистанционный термометр; 14 - мановакуумметр; 15 - температурное реле; 16 - вакуум-бачок; 18 - спускной краник 3/8""; 19 - указатель масла; 20 - нагревательный элемент; 24 - электроподогреватель; 26 - вакуум-насос; 27 , 31 - шестеренчатый насос; 28 и 30 - редукционный клапан; 32 и 38 - спускная пробка; 33 - фильтр грубой очистки

Установка может работать по методу кларификации и по методу пурификации. При работе на кларификацию процесс очистки может быть организован под вакуумом и при атмосферном давлении. При работе на пурификацию процесс очистки может протекать только при атмосферном давлении. В этом случае вакуум-насос выключается.

2. Процесс очистки масла

2.1. Применение того или иного метода очистки решается в каждом отдельном случае в зависимости от характеристики и степени загрязнения масла. Как правило, масло, содержащее более 0,5 % воды, очищается методом пурификации. Если же масло значительно загрязнено механическими примесями, а воды содержит менее 0,5 %, то очищать его следует методом кларификации при атмосферном давлении.

2.2. Для очистки масла от механических примесей производится сборка барабана на кларификацию. В барабане, собранном на кларификацию, должны быть скомплектованы корпуса барабана, дискодержатель, нижняя «нулевая» тарелка, не имеющая на конусной поверхности отверстий и замаркированная под номером 0. На «нулевую» тарелку накладывается тарелка с отверстиями под номером 1, а затем вторая под номером 2 и так далее до полного комплекта. На собранные таким образом тарелки накладывается верхняя тарелка кларификатора. В кольцевое углубление на торце цилиндрической стенки корпуса барабана укладывается уплотнительное большое кольцо. Устанавливается крышка барабана. Устанавливается и завинчивается большая гайка. Гайка затягивается специальным ключом до совпадения накерненных меток на большой гайке и крышке барабана. На верхний торец крышки укладывается малое уплотнительное кольцо. Устанавливается горловина кларификатора. Устанавливается и затягивается специальным фрикционным ключом малая гайка.

2.3. Для очистки масла от воды производится сборка барабана на пурификацию. Сборка производится в основном в таком же порядке, как и сборка на кларификацию. Отличие ее заключается в следующем:

а) «нулевая» тарелка не накладывается на дискодержатель, на него накладывается непосредственно тарелка с отверстиями под номером 1. Затем накладывается тарелка под номером 2 и т.д. до полного комплекта;

б) ставится горловина пурификатора;

в) взамен горловины кларификатора устанавливается регулирующее кольцо.

Выбор регулирующего кольца производится по внутреннему диаметру в зависимости от плотности сепарируемого масла (таблица).

Окончательный выбор кольца откорректировать практическим путем, исходя из заданной степени очистки масла и предельного содержания масла в отсепарированной воде.

Помимо отличия в сборке барабана процесс очистки на пурификацию отличается от процесса кларификации еще и тем, что при пурификации отсепарированная вода из нижней камеры маслосборника на протяжении всего процесса сливается непрерывным потоком. Для обеспечения указанного равномерного шва отсепарированной воды и во избежание потери масла с водой перед процессом пурификации в барабане обязательно должен быть создан водяной затвор. Создание водяного затвора осуществляется при полном числе оборотов сепаратора через пробку на маслосборнике с помощью воронки заливкой воды до тех пор, пока вода начнет сливаться через патрубок отсепарированной воды. Температура заливаемой воды должна быть примерно такой же, как и температура очищаемого масла. После создания водяного затвора плавно начать открывать кран, питающий машину, постепенно увеличивая его проток. Мгновенная подача масла в машину полной струей может повлечь потерю водяного затвора.

Для очистки масла методом кларификации создание водяного затвора не требуется.

3. Подготовка к пуску

3.1. При подготовке машины к пуску необходимо учесть следующее:

а) машина должна быть исправной, чистой и иметь положенное количество смазки;

б) вакуум-насос должен быть заправлен специальным маслом ВМ-4 до уровня, указанного на стекле масломера;

в) барабан должен быть собран для работы по одному из методов сепарации;

г) если барабан собран для работы по методу пурификации, то необходимо иметь на рабочем месте воду для создания в барабане водяного затвора;

д) все болтовые соединения должны быть на месте и прочно затянуты;

е) электродвигатель должен быть исправным и правильно подсоединен к сети в соответствии с электрической схемой. Машина должна быть заземлена;

ж) стопорные припоры барабана необходимо вывернуть и закрепить гайками с тем, чтобы во время работы ни при каких обстоятельствах припоры не могли прийти в соприкосновение с барабаном;

з) тормоза барабана у неработающей машины должны быть отпущены в рабочее положение, т.е. упираться в барабан. Пружины в этом положении будут испытывать меньшее напряжение и лучше сохранять упругие свойства;

и) машина должна быть достаточно освещена и иметь доступы для обслуживания;

к) перед пуском машины в работу необходимо открыть маслосборник и еще раз проверить положение стопорных припоров;

л) отвести тормоза барабана, т.е. опустить вниз рукоятки тормозов;

м) провернуть барабан вручную. Он должен плавно и свободно вращаться вместе с вертикальным и горизонтальным валами, при этом не должно быть заедания в механизме и насосе;

н) проверить уровень масла в масляной ванне механизма по черте на стекле масломера;

о) питающий машину кран 34 (см. рис. П3.1) должен быть закрыт;

л) для смазки шестерен отсасывающей стороны насоса в первый период пуска в вакуум-бак залить масло через окно маслоуказателя. Масло заливается той же марки, что и масло предстоящей очистки.

4. Пуск машины на работу под вакуумом

4.1. При работе установки под вакуумом фильтр-пресс может быть использован и может быть отключен.

В первом случае кран 2 (см. рис. П3.1) следует плотно закрыть, а кран 4 полностью открыть. Кран 6 является выходным, и степень его открытия устанавливается в процессе регулирования работы машиной. Манометр устанавливается на штуцере 7, а штуцер 3 заглушен.

Во втором случае краны 4 и 6 закрываются. Кран 2 является входным, и степень его открытия устанавливается в процессе регулирования работы машины. Манометр устанавливается на штуцере 3, а штуцер 7 заглушен.

Таким образом, перед пуском машины на работу под вакуумом выходной кран 2 (или 4, 6) должен быть открыт. Должны быть открыты также вентили 36, 21 и 17, краник 18 и кран 23, впускной кран 34 и вентили 35, 1, 37 и 22 должны быть закрыты.

Еще раз проверяется правильность положения приборов барабана и тормозов.

Пускается электродвигатель сепаратора нажатием кнопки «Пуск». После того как барабан сепаратора наберет полное число оборотов, следует начать плавно открывать питающий машину кран 34, нажатием кнопки «Пуск» вакуум-насоса пускается в работу вакуум-насос, краник 18 предварительно должен быть крыт.

После появления масла в патрубке отвода чистого масла выключателем на щите управления включается электронагреватель. Краном 34 машине дается полная производительность.

Так как машины поставляются заказчиком отрегулированными на максимальную пропускную способность, то для получения максимальной производительности следует кран 34 медленно и плавно открывать на полный проход. При этом в смотровом окне не должно быть появления слива. Появление слива указывает на то, что регулировка машины потеряна и ее надо восстановить.

4.2. Регулировку машины следует начинать с редукционного клапана 30 после того, как прогрев масла будет доведен до температуры 50 °С, а машина наберет полный вакуум.

Регулировка машины осуществляется в следующем порядке:

закрывается полностью редукционный клапан 30;

краном 34 дается машине малая производительность (2000 л/ч);

после того как установится циркуляция масла в машине, включаются электроподогреватель и вакуум-насос;

при температуре масла 53 °С и устойчивом вакууме медленно и плавно продолжить открытие крана 34 до появления слива в смотровом окне. После этого прекратить открытие крана 34 и начать открывать редукционный клапан 30 до полного прекращения слива в окне. Полученное положение редукционного клапана 30 закрепить с помощью контргайки регулирующего винта клапана. Затем продолжить открытие крана 34 до полного открытия. При исправном состоянии клапана 30 слив переполнения в окне не должен повториться.

4.3. После окончания регулировки машины на максимальную пропускную способность есть возможность отрегулировать редукционный клапан 28 на постоянное количество отсасываемого чистого масла при заданном уровне масла в вакуум-бачке и противодавлении со стороны фильтр-пресса.

Регулировка клапана 28 производится после того как машина наберет устойчивый вакуум.

В начале процесса регулировки клапан 28 и кран 2 должны быть полностью перекрыты, краны 4 и 6 полностью открыты. Манометр установить на штуцер 3. С помощью крана 23 создают в вакуум-бачке горизонт масла, отмеченный красной чертой на масломерном стекле. Заметить давление на манометре, установленном на штуцере 3, которое характеризует сопротивление фильтр-пресса.

Поддерживая неизменность уровня масла в вакуум-бачке клапаном 23, перекрытием крана 4 повысить ранее отмеченное давление на манометре на 0,25 - 0,3 кгс/см 2 .

На полученное давление отрегулировать редукционный клапан 28 путем плавного его открытия до положения, при котором давление на манометре начнет снижаться. Обратным вращением регулирующего винта восстановить давление на манометре.

При исправном насосе и трубопроводе масло из вакуум-бачка равномерно откачивается и установившийся нормальный уровень держится устойчиво. Если насос не забирает масло и оно поднимается в стекле выше красной черты, необходимо плавно приоткрыть краник 18. Вакуум будет снижен, и насос начнет забирать масло. Однако повторное повышение уровня масла будет указывать на то, что в отсасывающую магистраль поступает воздух. Машину следует остановить и проверить все уплотнения магистрали и насоса, а также торцевые зазоры шестерен отсасывающей ступени и уплотнения редукционного клапана.

5. Пуск машины для работы методом кларификации без вакуума

5.1. В этом случае вакуумное устройство не работает, краник 18 должен быть открыт, а вентиль 17 закрыт.

Должны быть также закрыты вентили 37, 35 и выходной кран 34, а вентили 36, 1, 22, 21 и выходной кран 2 (или 4 и 6) открыты.

5.2. Проверить правильность положения припоров и их закрепления, а также положение тормозов барабана.

Включить в работу сепаратор. После набора полных оборотов машины плавным и медленным открытием крана 34 подается масло в машину. Когда отсепарированное масло начнет сливаться через патрубок в вакуум-бачок (через него масло проходит транзитом), проверяется наличие установившейся циркуляции масла пробным краном 29 и включается электроподогреватель.

5.3. Пуск машины для работы методом пурификации осуществляется так же, как и пуск на работу методом кларификации без вакуума.

6. Останов машины

6.1. Останов машины производится в следующем порядке:

а) отключить электроподогреватель;

б) закрыть кран 34, тем самым прекратить подачу грязного масла в машину;

в) отключить электродвигатель вакуум-насоса и закрыть вентиль 17;

г) после прекращения слива чистого масла через патрубок между сепаратором и вакуум-бачком отключить сепаратор;

д) разобрать электрическую схему;

е) плавно и одновременно отпускаются оба тормоза барабана;

ж) перекрываются краны 2 или 6, и установка отключается от емкости чистого масла.

Приложение 4

СИСТЕМА ГИДРОСТАТИЧЕСКОГО ПОДЪЕМА РОТОРОВ

1. Система ГП роторов предназначена для подачи масла высокого давления в опорные подшипники турбоагрегата при скорости вращения по условиям завода-изготовителя в целях предотвращения износа вкладышей подшипников и уменьшения мощности ВПУ. Принципиальная схема системы ГП приведена на рис. П4.1.

Рис. П4.1. Принципиальная схема гидростатического подъема роторов турбины:

1 - цилиндр высокого давления; 2 3 - цилиндр низкого давления; 4 - генератор; 5 - насосы гидроподъема с блоками клапанов; 6 - фильтры (сетки); 7 - маслоохладители; 8 - маслонасосы; 9 - масляный бак системы смазки; 10 - фильтр; 11 - обратный клапан; 12 - отключающее устройство; 13 - предохранительный клапан; 14 - дроссельная шайба

2. Система ГП роторов состоит из двух насосов МВН30-320М (машины ЛМЗ). На фланце насоса ГП устанавливается блок клапанов, состоящий из пускового предохранительного и обратного клапанов. Масло на сторону всасывания НГП подается со стороны нагнетания масляных насосов системы смазки турбоагрегата через два фильтра (сетки). К подшипникам турбоагрегата масло подается через дозирующие шайбы диаметром 3,2 - 4,2 мм (или регулирующие вентили).

Всплытие роторов составляет 0,02 - 0,2 мм. Давление в напорном коллекторе НГП составляет 6,0 - 8,0 МПа (60 - 80 кгс/см 2).

3. Техническая характеристика насоса МВН30-320М

Номинальное давление на стороне нагнетания насоса................................. 7,5 МПа

Установка предохранительного клапана насоса (88 кгс/см 2)....................... 8,8 МПа

Объемная подача насоса при номинальном давлении, л/с........................... 2,0

Характеристика электродвигателя

Номинальная мощность.................................................................................... 36 кВт

Номинальное напряжение................................................................................ 380 В

Частота вращения............................................................................................... 470 об/мин

Номинальный ток статора................................................................................ 140 А

Кратность пускового тока................................................................................. 7,5

4. Подготовка к работе системы ГП роторов и ВПУ

4.1. Произвести осмотр системы ГП. Убедиться, что вентили на линии опорожнения маслопроводов системы ГП закрыты и опломбированы.

4.2. Убедиться, что система маслоснабжения турбины находится в работе.

4.3. Открыть задвижки на всасывающих и напорных маслопроводах насосов ГП.

4.4. Подготовить насосы системы ГП роторов согласно инструкции по их эксплуатации и включить в работу один из этих насосов.

4.5. Убедиться, что давление масла в напорном коллекторе 6,5 МПа (65 кгс/см 2).

4.6. Проверить имитацией автоматическое отключение работающего насоса ГП роторов по сигналу понижения давления на стороне всасывания до 0,3 кгс/см 2 (0,03 МПа).

4.7. Ввести в работу блокировки насосов ГП роторов.

Проверить автоматическое включение резервного насоса по сигналу понижения давления масла в напорном коллекторе ниже МПа (45 кгс/см 2) и при отключении электродвигателя работающего насоса.

4.8. Аналогично пп. 2.4.6 и 2.4.7 проверить второй насос ГП роторов.

4.9. Оставить в работе один насос ГП, второй насос перевести в резерв.

4.10. Открыть вентиль на трубопроводе подвода масла к ВПУ, проверить давление масла перед ВПУ, включить электродвигатель ВПУ и убедиться, что роторы турбины проворачиваются. Зафиксировать значение тока электродвигателя, он должен быть не более 8 А.

4.11. Прослушать турбину и убедиться в отсутствии задеваний в проточной части.

4.12. Проверить блокировки электродвигателя ВПУ при понижении давления масла перед ВПУ и в напорном коллекторе системы ГП.

4.13. После ввода в работу системы ГП роторов и ВПУ убедиться, что ВПУ и рабочий насос ГП автоматически отключаются при повышении частоты вращения ротора турбины в соответствии с указаниями завода-изготовителя и автоматически включаются при снижении частоты вращения ротора.

4.14. При несрабатывании автоматики выполнить вручную операции по п. 2.4.13 (включение и отключение ВПУ и НГП).

Приложение 5

ОПРЕДЕЛЕНИЕ СТЕПЕНИ ЗАГРЯЗНЕННОСТИ МАСЛА

Надежность турбоагрегатов в значительной степени зависит от уровня чистоты рабочей жидкости в гидравлической системе.

Повышенная загрязненность вызывает электроэрозию подшипников, снижает надежность системы регулирования и уплотнений вала генератора, приводит к увеличению износа упорных колодок и вкладышей подшипников, ухудшает эксплуатационные свойства рабочей жидкости.

Проблема повышения надежности и долговечности энергетического оборудования не может быть решена без совершенствования методов и средств очистки, регламентации уровня чистоты и его контроля.

Предусмотренные ПТЭ визуальный и массовый методы оценки чистоты рабочей жидкости несовершенны и не отвечают уровню, достигнутому в других отраслях промышленности.

В отечественном и зарубежном машиностроении широко используется гранулометрический метод оценки чистоты рабочей жидкости в соответствии с действующим ГОСТ 17216-71 и зарубежными стандартами.

ГОСТ 17216-71 устанавливает 19 классов чистоты по количеству частиц загрязнений в 100 см 3 жидкости в шестиразмерных диапазонах от 5 до 100 мкм и более.

Этот метод позволяет использовать автоматические цифровые анализаторы, которые определяют общую загрязненность и содержание частиц в каждом диапазоне.

Быстрота, точность и объективность контроля загрязненности с помощью приборов позволяют оперативно управлять технологическими процессами промывки и очистки, добиваться требуемой чистоты жидкостей и гидросистем, обеспечить экономию применяемых жидкостей.

Контроль чистоты гранулометрическим методом дает не только объективную оценку уровня эксплуатации, но и является способом определения технического состояния оборудования.

В целях повышения уровня эксплуатационной надежности и срока службы энергетического оборудования рекомендуется проводить эксплуатационный систематический контроль чистоты рабочей жидкости с помощью автоматических анализаторов ПКЖ-904.

В ВТИ разработана методика определения степени загрязненности рабочей жидкости в эксплуатационных условиях с использованием указанного анализатора.

Приложение 6

типовые СХЕМЫ МАСЛОСНАБЖЕНИЯ турбин

Рис. П6.1. Типовая схема маслоснабжения турбины К-100-90-7:

1 - передний блок турбины; 2 - цилиндр высокого давления; 3 - цилиндр низкого давления; 4 - валоповорот; 5 - генератор; 6 - возбудитель; 7 - сливной клапан; 8 - инжекторы; 9 - маслобак; 10 - реле давления масла; 11 - маслоохладители; 12 - аварийный электронасос системы смазки; 13 - резервный электронасос системы смазки; 14 - пусковой электронасос; 15 - сервомотор автоматического затвора; А - в бак

Рис. П6.2. Типовая схема маслоснабжения турбины К-215-130-1:

1 - цилиндр высокого давления; 2 - цилиндр среднего давления; 3 - цилиндр низкого давления; 4 - генератор; 5 - главный маслонасос на валу турбины; 6 - резервный клапан; 7 - маслоохладители; 8 - аварийный электронасос системы смазки; 9 - резервный электронасос системы смазки; 10 - пусковой электронасос; 11 - маслобак; 12 - на уплотнение вала генератора; 13 - на ПСМ; 14 - аварийный слив масла; 15 - на УВГ; 16 - от ПСМ; 17 - инжекторы; 18 - перелив маслобака; 19 - эксгаустеры; 20 - маслоотстойник

Рис. П6.3. Типовая схема маслоснабжения турбины К-300-240-4:

1 - цилиндр высокого давления; 2 - цилиндр среднего давления; 3 - цилиндр низкого давления; 4 - генератор; 5 - возбудитель; 6 - валоповоротное устройство; 7 и 10 - маслоохладители; 8 - эксгаустер; 9 - маслобак; 11 - основные маслонасосы; 12 - аварийные маслонасосы; 13 - редукционный клапан; 14 - масло на ПТН; 15 - масло к ПЭН; 16 - масло на ПСМ-3000; 17 - в дренажный бак Тп-22; 18 - опорожнение УВГ; 19 - в бак аварийного слива масла; 20 - от маслоочистительной установки

Рис. П6.4. Типовая схема маслоснабжения турбины Т-185/220-130:

1 - бак переднего подшипника; 2 - ЦВД; 3 - ЦСД; 4 - ЦНД; 5 - на ВПУ; 6 - генератор; 7 - возбудитель; 8 - индукторный генератор; 9 - маслоотстойник; 10 - эксгаустер; 11 - реле падения давления масла; 12 - масло на систему регулирования; 13 - маслобак турбины; 14 - инжекторы; 15 - на маслохозяйство; 16 - в бак грязного масла; 17 - в бак аварийного слива масла; 18 - коллектор всасывания МНУ; 19 - маслоохладители; 20 - аварийный масляный насос; 21 - резервный масляный насос; 22 - пусковой масляный насос; 23 - от маслоочистительной установки

Рис. П6.5. Типовая схема маслоснабжения турбины Т-250-240:

1 - ЦВД; 2 - ЦСД-I; 3 - ЦСД-II; 4 - ЦНД; 5 - генератор; 6 - возбудитель; 7 - подвозбудитель; 8 - демпферный бак; 9 - реле АВР MHO; 10 - пеноотделитель; 11 - маслобак турбины; 12 - адсорбер; 13 - сливные клапаны; 14 - маслоохладители; 15 - эксгаустеры; 16 - доливочный маслобак; 17 - бак аварийного слива масла; 18 - аварийные насосы смазки постоянного тока; 19 - маслонасосы переменного тока (основной и резервный); 20 - центрифуга; А - от маслохозяйства; В - на маслохозяйство

1. Общие положения. 1 2. Требования безопасности. 2 3. Контроль, управление, автоматическое регулирование, защита. 3 4. Указания по эксплуатации турбинного масла. 6 4.1. Краткая характеристика масла. 6 4.2. Приемка и хранение масла. 6 4.3. Эксплуатация масла. 7 4.4. Контроль за состоянием масла в процессе эксплуатации. 7 5. Эксплуатация систем смазки турбоагрегатов. 9 5.1. Очистка маслосистем в период капитальных ремонтов. 9 5.2. Подготовка к пуску и ввод в работу системы смазки. 9 5.3. Обслуживание оборудования системы смазки турбогенератора в эксплуатационном режиме. 12 5.4. Останов системы смазки. 13 5.5. Вывод в ремонт оборудования системы смазки. 14 5.6. Особенности эксплуатации маслосистем смазки с главным масляным насосом, приводимым в действие непосредственно от вала турбины.. 15 6. Характерные неисправности в системе смазки и способы их устранения. 16 Приложение 1. Оборудование системы смазки турбин и технические характеристики маслоохладителей. 18 Приложение 2. Индивидуальные нормы расхода турбинного масла на ремонтные и эксплуатационные нужды.. 21 Приложение 3. Маслоочистительная установка псм1-3000. 22 Приложение 4. Система гидростатического подъема роторов. 27 Приложение 5. Определение степени загрязненности масла. 30 Приложение 6. Типовые схемы маслоснабжения турбин. 30

ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ.

Территория котлотурбинного цеха должна постоянно содержаться в чистоте, очищаться от сгораемых отходов. Запрещается загромождать материалами и оборудованием проезды вокруг зданий и дороги.

Подъезды к пожарным гидрантам должны быть постоянно свободными, а в зимнее время очищаться от снега и наледи.

При производстве строительно-монтажных работ или реконструкции действующих сооружений установка инвентарных зданий, других временных сооружений и бытовых вагончиков допускается не ближе 30 м от производственных, административных и складских зданий.

Запрещается размещение бытовых вагончиков внутри зданий.

На территории котлотурбинного цеха следует регулярно скашивать и вывозить траву.

Сжигание мусора и отходов на территории КТЦ не допускается. Запрещается разведение костров для этой цели.

Во всех производственных, вспомогательных и служебных помещениях должен соблюдаться противопожарный режим для обеспечения безопасных условий труда персонала.

В помещениях котлотурбинного цеха (котельное и турбинное отделение, мазутонасосная и др.) запрещается:

Устанавливать и загромождать пути эвакуации и лестничные марши оборудованием, материалами и другими предметами.

Убирать помещения с применением бензина, керосина и других легковоспламеняющихся и горючих жидкостей.

Отогревать замерзшие трубы водяного отопления паяльными лампами или другим способом с применением открытого огня.

Использовать чердаки зданий в качестве производственных помещений, а также для хранения материалов и оборудования.

Чердачные помещения должны быть постоянно закрыты на замок, а ключи от них храниться на ГЩУ.

Курение разрешается только в специально отведенных и оборудованных местах, у которых должны быть вывешены знаки безопасности.

В бытовых помещениях (раздевалках, душевых) шкафы для спецодежды должны быть металлическими.

Запрещается хранить в шкафах промасленную спецодежду.

На рабочих местах разрешается хранить только такое количество смазочных материалов, которое не превышает сменную потребность, при этом емкости должны применяться из небьющейся тары и плотно закрываться. После окончания смены сгораемые отходы и обтирочные материалы необходимо убирать с рабочего места. Не использованные ЛВЖ и ГЖ, а также краски, лаки и растворители следует сдавать в цеховые кладовые.

Использованные промасленные обтирочные материалы необходимо складировать в специальные металлические ящики для ветоши и регулярно удалять для утилизации.

I. Меры пожарной безопасности в котельном отделении КТЦ и водогрейной котельной.

Класс взрывопожароопасной зоны В-1а

1.1. Устройство котельных установок должно отвечать техническим требованиям «Правил устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов» (ПУБЭ М 0.00.1.08-96), «Правилам безопасности в газовом хозяйстве Республики Беларусь», «Правилам пожарной безопасности для энергетических предприятий» (РД 34.03.301-87 (ППБ 139-87)), «Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей» (ПТЭ) по взрывопожаробезопасности.

1.2. Перед пуском котла после монтажа, ремонта или длительной остановки (более 3 х суток) должны быть проверены (испытаны) и подготовлены к работе все вспомогательные механизмы, средства защиты, управления, измерения, блокировки, связи и систем пожаротушения воздухоподогревателей.

1.3. Пуск оборудования и растопка котла должны проводиться под руководством НС КТЦ.

Технологическое оборудование имеет дефекты, не позволяющие обеспечить номинальный режим, а также могущие вызвать пожар;

Не работают контрольно-измерительные приборы, (в том числе регистрирующие), определяющие основные параметры работы котла;

Имеются неисправности цепей управления, а также технологических защит и блокировок, действующих на останов котла;

Не закончены изоляционные работы и не сняты строительные леса.

1.4. Перед растопкой топка и газоходы, должны быть провентилированы в соответствии с требованиями ПТЭ и инструкции по эксплуатации котлоагрегатов.

1.5. При вентиляции направляющие аппараты должны быть установлены в такое положение, которое обеспечивает предотвращение образования невентилируемых (застойных) зон в топке, газоходах, воздухопроводах и горелках, а также предотвращает попадание взрывоопасных смесей в системы котла.

1.6. При подготовке к растопке котла на газе газопровод к котлу должен быть продут через продувочные свечи.
Время продувки газом участков газопроводов определяется местными эксплуатационными инструкциями, при этом содержание кислорода в газе не должно превышать 1%.
Запрещается зажигать газ, выпускаемый через продувочные свечи.
Запрещается при пусковых операциях и продувке газопроводов проведение в этой зоне сварочных и других огнеопасных работ.

Розжиг факела каждой горелки котла, работающего на газе, должен осуществляться только от стационарно установленного индивидуального запального или ЗЗУ. На ТЭЦ и котельных пуск (розжиг) на природном газе котлов, на которых не установлены или неисправны стационарные ЗЗУ или ЗУ, а также защиты и блокировки, предусмотренные правилами технической безопасности в области газоснабжения Республики Беларусь, запрещается

1.8. Персонал обязан строго контролировать соблюдение установленного режима работы котельных установок, что обеспечивает безопасность работы.
При поступлении сигнала о загорании отложений в газоходе (воздухоподогревателе) котла необходимо:

Сообщить НС КТЦ и НСС о возникновении загорания в газоходе или воздухоподогревателе;

Включить сирену;

Остановить котел;

Открыть задвижку подачи воды в воздухоподогреватель и подать насыщенный пар в газоход;

Если температура за воздухоподогревателем будет продолжать расти, следует действовать в соответствии с оперативным планом пожаротушения.

1.9. При возникновении пожара в котельном отделении котел немедленно должен быть остановлен, если огонь или продукты горения угрожают жизни обслуживающего персонала, а так же, если имеется непосредственная угроза повреждения оборудования, цепей управления и защит котла.
Котел также должен быть остановлен в аварийных случаях, предусмотренных требованиями ПТЭ.

1.10. При загорании или пожаре в помещении котельного цеха должна быть немедленно вызвана пожарная охрана (тел. 3-01), и отключены участки газопровода и мазутопровода, находящиеся в зоне непосредственного воздействия огня или высоких температур.
При возможности следует принять меры к опорожнению газо и мазутопроводов от горючих материалов.1.11. Внутри котельных отделений на вводных задвижках, напорных и обратных линиях мазутопроводов и газопроводов должны быть вывешены таблички «Закрыть при пожаре».
Запрещается загромождать проход к указанным задвижкам деталями оборудования и материалами.
На мазутопроводах и газопроводах должна применяться только стальная арматура с уплотненными кольцами из материала, который при трении и ударах не дает искрообразования.

1.12. Мазут, разлитый или протекший из-за нарушения плотности сальников арматуры, форсунок или трубопроводов, должен быть присыпан сыпучим материалом (песком и. т. п.) и немедленно убран. Места, где был пролит мазут, следует немедленно протереть.

1.13. На мазутопроводах и паропроводах должна применяться и эксплуатироваться только несгораемая теплоизоляция.

1.14. Должно быть исключено попадание масла и мазута на теплоизоляцию горячих трубопроводов, а также на горячие поверхности. При попадании в аварийных случаях масла или мазута на теплоизоляцию горячих трубопроводов немедленно должны быть приняты меры к удалению горючих жидкостей с теплоизоляции.

В этих случаях участки теплоизоляции следует очищать горячей водой или паром, а если эта мера не поможет (при глубокой пропитке изоляции), этот участок теплоизоляции должен быть полностью заменен.

1.15. Запрещается проводить сварочные и другие огнеопасные работы на действующем взрыво и пожароопасном оборудовании котельных установок.

1.16. Все огнеопасные работы на оборудовании котельных установок должны проводиться только с оформлением нарядов.

1.17. В случае выполнения огнеопасных работ в помещении котельного отделения сгораемые конструкции и оборудование в радиусе 5 м должны быть очищены от отложений пыли и надежно защищены (металлическим экраном, асбестом или политы водой), а также должны быть приняты меры против разлета искр и попадания их на другие сгораемые конструкции, нижележащие площадки и этажи.
При возможности попадания искр на нижележащие площадки и этажи на этих отметках должны быть поставлены наблюдающие и эти зоны должны быть ограждены.

1.18. Резервный комплект мазутных форсунок, предварительно проверенный на стенде, должен храниться на специальном стеллаже в непосредственной близости от соответствующего котла.
Замененные форсунки следует очищать в специально отведенном и оборудованном месте, имеющем первичные средства пожаротушения. Пролитый мазут необходимо немедленно убирать.

Cтраница 3

Здесь следует лишь отметить, что на ТЭЦ ГРУ 6 (10) кВ обычно находится перед фасадом главного корпуса со стороны турбинного отделения, за ним - открытое РУ. На блочных тепловых электростанциях открытые РУ размещаются за водоподводящим каналом перед фасадом главного корпуса (см. рис. 1 - 4) или со стороны котельного отделения. В последнем случае необходима перекидка линий от повышающих трансформаторов через главный корпус. Если на электростанции используются два повышенных напряжения, то автотрансформатор связи обычно устанавливается около РУ высшего напряжения. К ЗРУ 35 кВ кабелем присоединен резервный трансформатор с. На территориях ОРУ 220 и 500 кВ предусматриваются помещения для панелей релейной защиты и аккумуляторных батарей. Шунтовые реакторы 500 кВ, если они предусмотрены, устанавливаются вдоль железнодорожной колеи.  

В § 8 - 4 было рассмотрено включение отдельного парогенератора (барабанного или прямоточного) в работу при наличии общих паровых магистралей в турбинном отделении. Блочная схема соединения парогенератора и турбины не имеет общих магистралей, поэтому пуск блока означает одновременные операции по подъему температуры, давления и нагружения турбины и котлоаг-регата.  

Перечень необходимых измерительных приборов выбираем по табл. 4.11, схема включения приборов показана на рис. 4.107. Так как участок от выводов генератора до степы турбинного отделения выполнен комплектным токопро-водом ТЭКН-20 / 7800, то выбираем трансформаторы тока, встроенные в токопро-вод, ТШВ 15 - 6000 - 0 5 / ЮР; г: ном1 2 Ом; А-тер 20; гтер 3 с.  

Общая компоновка сооружений на тепловых электростанциях была рассмотрена в § 1.2. Здесь следует лишь отметить, что на ТЭЦ ГРУ 6 (10) кВ обычно находится перед фасадом главного корпуса со стороны турбинного отделения, за ним - открытое РУ. На блочных тепловых электростанциях открытые РУ размещаются за водоподводящим каналом перед фасадом главного корпуса (см. рис. 1.4) или со стороны котельного отделения. В последнем случае необходима перекидка линий от повышающих трансформаторов через главный корпус. Если на электростанции используются два повышенных напряжения, то автотрансформатор связи обычно устанавливается около РУ высшего напряжения. План размещения ОРУ для ГРЭС 4800 МВт дан на рис. 6.23. К ЗРУ 35 кВ кабелем присоединен резервный трансформатор с. На территориях ОРУ 220 и 500 кВ предусматривают помещения для панелей релейной защиты и аккумуляторных батарей. Шунтовые реакторы 500 кВ, если они предусмотрены, устанавливают вдоль железнодорожной колеи.  

Неорганизованные утечки гидразина обезвреживают хлорной известью с применением защитных противогазов для обслуживающего персонала. Емкости и нгсосы-дозаторы рабочего раствора размещают в турбинном отделении, в специально оконтуренной зоне.  

В первую очередь определяют местоположение на генеральном плане главного корпуса электростанции, а все остальные здания и сооружения привязывают к нему. При прямоточной системе технического водоснабжения или при наличии пруда-охладителя турбинное отделение главного корпуса должно находиться or источника водоснабжения на минимально возможном расстоянии. На рис. 15.1 - 15.4 приведены примеры генеральных планов электростанций, из которых видно, что все здания и сооружения стараются располагать относительно главного корпуса электростанции в соответствия с технологическим процессом получения электроэнергии. Как правило, объекты топливного хозяйства располагают со стороны котельного отделения, открытое распределительное устройство (ОРУ) с фасадной стороны машинного зала или со стороны постоянного торца главного корпуса. Последнее решение, как правило, связано с тем, что не всегда удается одновременно выполнить условия соблюдения минимальных протя-женностей токопроводов до ОРУ и подводящих и отводящих цирк-водоводов охлаждающей воды.  

При останове котла его паропровод остывает по длине неравномерно: большую температуру имеют участки, расположенные вблизи котла и турбины (или магистрального паропровода турбинного отделения), меньшую - участки в средней его части. В соответствии с профилем паропровода образующийся конденсат стекает в сторону турбинного отделения и, попадая на нагретые участки, охлаждает их. При этом могут возникать разности температур по периметру паропровода, вызывающие появление значительных температурных напряжений. Поэтому при выводе котла в холодный резерв целесообразно применять обес-паривание паропровода, что позволяет предупредить процесс конденсации пара при повышенном давлении и тем самым обеспечить в нем более равномерное распределение температур.  

При прямоточной системе водоснабжения различают централизованную и блочную схемы циркуляционных насосных станций. При централизованной схеме (рис. 7.5, а) сооружают одну или две насосные станции и воду подают обычно по двум прокладываемым параллельно фронту турбинного отделения магистральным трубопроводам, из которых отводят ее к конденсаторам. Если турбина имеет два конденсатора, то к каждому магистральному трубопроводу присоединяют конденсатор, а при одном конденсаторе-одну из его половин.  

Вспомогательное оборудование турбин компонуют с учетом удобства его обслуживания краном. Для монтажа, ремонта и обслуживания оборудования, расположенного вне зоны действия мостовых кранов, предусматривают возможность применения других грузоподъемных механизмов. Со стороны временного торца главного корпуса в турбинное отделение устраивают железнодорожный въезд, совмещенный с автовъездом.  

К общестанционным механизмам относятся насосы химводо-очистки и хозяйственного водоснабжения. Большинство из них можно отнести к неответственным потребителям, так как кратковременная остановка насосов химводоочистки не должна привести к аварийному режиму в снабжении водой котельных агрегатов. Исключением являются насосы подачи химически очищенной воды в турбинное отделение, так как при нарушении баланса между их производительностью и расходом питательной воды возможна аварийная ситуация на станции.  

Для крупных энергоблоков рекомендуется применение комбинированной схемы регенерации низкого давления с применением смешивающих ПНД в качестве первых ступеней подогрева конденсата. При установке двух смешивающих ПНД используют гравитационную схему их включения или схему с дополнительными перекачивающими насосами. Выбор той или иной схемы определяется технико-экономическими расчетами с учетом компоновки оборудовагия турбинного отделения и надежности его работы.  

В первом случае получающийся в реакторе пар идет в паровую турбину и после конденсации кон-денсатным насосом 6 и циркуляционным 9 направляется в реактор, где происходит нагрев воды и парообразование. Эта схема наиболее простая в тепловом отношении, весьма экономична и требует минимальных капиталовложений. Основным недостатком является радиоактивность (сравнительно слабая) образующегося в реакторе пара, поэтому турбинное отделение недоступно для обслуживающего персонала. Одноконтурная схема перспективна для газотурбинных установок при теплоносителе-гелии, который не становится радиоактивным под действием нейтронного поля, и для паротурбинных установок при условии, что осколки деления урана не будут попадать в пар, идущий к турбинам.  

Проведенное определение параметров производственного микроклимата подтвердило результаты многолетних замеров, выполненных ведомственными лабораториями, в том, что на основных рабочих местах ТЭЦ и ГРЭС температура воздуха не соответствует нормируемым величинам. В помещениях ТТЦ, где отсутствуют источники явного тепла, в холодный период года микроклимат является охлаждающим. В КТЦ в теплый период года микроклимат характеризуется нагревающими свойствами. Температура воздуха в турбинном отделении выше нормируемой в среднем на 3 0 - 8 0 С, в котельном отделении на 3 0 - 16 0 С, и достигает на верхних отметках 47 0 - 49 0 С. Действие высокой температуры воздуха сочетается с интенсивным тепловым облучением работающих. Относительная влажность и скорость движения воздуха в целом соответствуют нормируемым параметрам.  

Б) организация наладочных и исследовательских работ в цехе
с целью дальнейшего совершенство­вания работы оборудования;

В) разработка эксплуатационных и противоаварийных инструкций, а также контроль за их выполнением; контроль за выполнением «Правил технической эксплуатации электри­ческих станций и сетей»; реализация эксплуатационных и противоаварий - ных циркуляров главного техниче­ского управления по эксплуатации энергосистем Министерства и кон­троль за их выполнением;

Г) организация рационализатор­ской работы в цехе и внедрение ра­ционализаторских предложений;

Д) проведение цеховых противо­аварийных и противопожарных тре­нировок;

Е) организация ремонтных работ в цехе, если ремонтный персонал на­ходится в распоряжении цеха; кон­троль за объемом, качеством и сро­ками ремонтных работ, если эти ра­боты проводятся ремонтным цехом или посторонними организациями; контроль за качеством монтажа, если в цехе проводятся монтажные работы или работы по реконструк­ции основного оборудования, выпол­няемые силами монтажных органи­заций;

Ж) контроль за техническим снабжением цеха инструментом, ма­териалами, спецодеждой, спецпита­нием и т. д.;

З) подготовка, аттестация и рас­становка кадров эксплуатационного, а также ремонтного персонала, если (последний подчинен администрации цеха;

И) ведение технической докумен­тации и отчетности, комплектация смен, составление графиков работы сменного персонала, составление графика отпусков.

Задачами дежурного (оператив­ного) персонала являются:

А) обеспечение безаварийной, безопасной и экономичной эксплуа­тации основного и вспомогательного оборудования цеха;

Б) выполнение графика электри­ческой и тепловой нагрузки с обес­печением заданных параметров от­пускаемой тепловой и электрической энергии;

В обязанности ремонтного персо­нала входят:

А) качественное выполнение ре­монта основного и вспомогательного оборудования цеха с соблюдением сроков окончания ремонта;

Б) соблюдение всех правил тех­ники безопасности и противопожар­ной техники при проведении ремонт­ных работ.

Административно - технический персонал цеха включает в себя на­чальника цеха с его заместителями, инженеров по эксплуатации и ре­монту, а также младший техниче­ский персонал управления цеха. В установках неблочного типа де­журный (сменный) персонал, воз­главляемый начальником смены, со­стоит из машинистов турбин и их помощников, машинистов питатель­ных насосов, машинистов циркуля­ционных насосов, дежурного персо­нала по деаэраторам и теплофика­ционному оборудованию. Все маши­нисты турбин находятся в подчине­нии начальника смены и старшего машиниста, должность которого устанавливается при наличии боль­шого количества турбоагрегатов. При обслуживании каждой турбины своим машинистом и его помощни­ком последний находится в непо­средственном подчинении машини­ста турбины. При расширенной зоне обслуживания в конденсационном помещении помощники машиниста могут быть подчинены непосредст­венно старшему машинисту.

Сменный персонал комплектует­ся в смены из расчета круглосуточ­ной эксплуатации оборудования с учетом возможной замены в дни отдыха, отпуска и болезни.

С внедрением блочных установок был пересмотрен ряд положений, касающихся структуры администра­тивного и оперативного управления блочными агрегатами. Признано це­
лесообразным объединить оператив­ное управление котлом и турбиной на одном блочном щите управления, поскольку в условиях блочной ком - іпоновки основного оборудования блок «котел - турбина» представля­ет собой единый технологический объект с единым управлением и взаимосвязанный с системой регули­рования, автоматизации и защиты. В связи с этим старая цеховая систе­ма с отдельными котельным и турбин­ным цехами для этих станций приз­нана нецелесообразной. На блочных электростанциях эти два цеха объе­динены в один котлотурбинный цех, что позволяет более оперативно ру­ководить работой как вахтенного, так и ремонтного персонала.

На электростанциях с разнотип­ными блоками, а также с однотип­ными, но с числом энергоблоков свыше восьми допускается создание двух котлотурбинных цехов. Это от­носится главным образом к станциям со сверхкритичеокими параметрами пара.

На смешанных электростанци­ях, имеющих блочное и неблочное , при наличии более двух блоков создается котлотурбин­ный цех блочной части независимо от цеховой структуры неблочной ча­сти станции. В этом случае, как правило, создается отдельный котлотурбинный цех и неблочной части.

Организация объединенных кот­лотурбинных цехов на блочных электростанциях позволила значи­тельно уменьшить количество обслу­живающего персонала за счет со­кращения ряда должностей и более гибкого маневрирования персоналом внутри цеха.

Поскольку от правильной расста­новки кадров в значительной мере зависит экономичная и безаварий­ная работа современного мощного энергетического оборудования, эти вопросы тщательно разрабатыва­лись головными проектными органи­зациями.

Типовые схемы административ­ного и оперативного управления кот­лотурбинным цехом приводятся на рис. 1-1 и 1-2. Схема оперативного управления дана применительно к станции мощностью 2400 МВт с блоками 300 МВт, работающей на твердом топливе. При работе на га­зе количество обслуживающего пер­сонала, естественно, сокращается. При этом исключается должность машиниста-обходчика по гидрозоло­удалению, расширяется зона обслу­живания старшего машиниста КТЦ (8 блоков) и дежурного слесаря (4 блока) и вводится дополнительно должность машиниста-обходчика по котлам с расширенной зоной обслу­живания (4 блока). Разработаны также структуры смен для станций с блоками 150 и 200 МВт.

На электростанциях с блоками 200 и 300 МВт для обслуживания пусковой котельной предусмотрена одна вакансия машиниста котель­ной, которая с вводом пятого блока упраздняется. Вакансия машиниста береговой насосной не предусматри­вается нормативами. При располо­жении береговой насосной вне тер­ритории ГРЭС іможет быть установ­лено одно рабочее место машиниста береговой насосной станции.

Нормативы исходят из освоенной и надежной работы блочных уста­новок. На пусконаладочный период численность оперативного персонала может быть увеличена для первого блока вдвое, для второго - на 50%, для третьего и каждого последую-

Рис. 1-2 Схема оперативного управления котлотурбинным цехом с блоками 300 МВт (блоки 1-4).

Щего - на 4G% от нормативной чи­сленности на один энергоблок.

Численность персонала котлотур - бинного цеха установлена по опыту эксплуатации передовых электро­станций с блочным оборудованием. Развитие автоматизации и дистан­ционного управления, а также при­менение вычислительной техники позволят произвесги дальнейшее со­кращение эксплуатационного персо­нала без снижения надежности ра­боты энергетического оборудования.