2.5. Порядок эксплуатации турбины в аварийных режимах.

2.5.1. Турбина должна быть немедленно остановлена (отключена) персоналом при отказе в работе защит или при их отсутствии в следующих случаях:

2.5.1.1. Со срывом вакуума:

• повышения скорости вращения ротора сверх уставки срабатывания автомата безопасности - 3360 об/мин;

• недопустимого осевого сдвига ротора турбины (свыше 1,7 мм);

• недопустимого относительного удлинения ротора, превышающего установленную величину - 2,8 мм;

• недопустимого снижения давления масла в системе смазки турбины (ниже 0,015 МПа (0,15 кгс/см²) за маслоохладителем;

• внезапном изменении вибрации двух опор одного ротора или смежных опор, или двух компонентов одной опоры на 1 мм*с^-1 (20 микрометров) и более от любого начального уровня, при установившемся режиме турбины;

• при увеличении виброскорости до 11,2 мм*с^-1 (75 мкм) и выше;

• недопустимого снижения уровня масла в масляном баке (ниже красной черты на указателе);

• недопустимого повышения температуры масла на сливе из любого подшипника или на любой из колодок упорного подшипника (выше 75 ^оС);

• воспламенения масла на турбоагрегате и невозможности ликвидировать возгорание имеющимися средствами;

• отключения генератора из-за внутреннего повреждения;

• появления металлических звуков и необычных шумов внутри турбины или генератора;

• появления искр или дыма из подшипников и концевых уплотнений турбины или генератора;

• появления гидравлических ударов в паропроводах свежего пара или в турбине;

• разрыва или обнаружения трещин в маслопроводах, паропроводах свежего пара, в трубопроводах конденсата, а также в клапанах и парораспределительных коробках;

• недопустимого снижения давления масла в системе регулирования турбины (ниже 0,3 МПа) (3 кгс/см²).

2.5.1.2. Без срыва вакуума:

• недопустимого снижения температуры свежего пара (ниже 440 ^оС);

• недопустимого снижения давления свежего пара перед ТГ (ниже 40 кгс/см²);

• возникновение кругового огня на контактных кольцах ротора турбогенератора;

• по истечении четырех минут работы генератора в моторном режиме, если за это время не удалось вывести машину из моторного режима;

• недопустимого повышения противодавления в конденсаторе (более 0,095 МПа (0,95 кгс/см2);

• недопустимого повышения температуры пара в выхлопном патрубке (более 160 оС).

Во всех случаях аварийного останова турбины машинист должен закрыть отборы и включить вспомогательный электромасляный насос.

*Дополнение п. 2.1.2.:

« В случае возникновения гидроударов в паропроводах отборов турбины до отключающих задвижек при пусковых операциях необходимо немедленно прекратить подачу пара в турбину.»

2.5.1.3. Турбина должна быть разгружена и остановлена если в течение 1-3 суток произойдет плавное возрастание любого компонента вибрации одной из опор подшипников на 2 мм*с^-1. Эксплуатация турбоагрегата при низкочастотной вибрации недопустима. При появлении низкочастотной вибрации, превышающей 1 мм*с^-1, должны быть приняты меры к ее устранению.

2.5.1.4. При аварийном останове турбины в результате воздействия на Ключ аварийного останова турбины срабатывает автомат безопасности, закрывается стопорный клапан, закрывается ГПЗ турбины.

Машинист, для аварийного останова турбины, должен:

• воздействовать на Ключ аварийного останова турбины;

• проконтролировать срабатывания автомата безопасности турбины;

• проконтролировать закрытие стопорного клапана;

• подать на ГЩУ сигнал «Машина в опасности»;

• вызвать аварийно по телефону начальника смены ОКТЦ;

• закрыть штурвал стопорного клапана;

• сообщить об останове турбины машинистам-обходчикам по турбинному оборудованию и машинисту котлов,

• проконтролировать закрытие ГПЗ;

• при останове без срыва вакуума перевести работу основного эжектора от трубопровода II отбора;

• отключить технологические защиты, отметить мелом выпавшие блинкера;

• вести турбину на останов в соответствии с требованиями настоящей инструкции.

*Дополнение п. 2.5.2. Турбина должна быть разгружена и остановлена в период, определяемый техническим руководителем электростанции (с уведомлением диспетчера энергосистемы), в случаях:

• заедания стопорного клапана свежего пара;

• заедания регулирующих клапанов или обрыва их штоков; заедания поворотных диафрагм или обратных клапанов отборов;

• неисправностей в системе регулирования;

• нарушения нормальной работы вспомогательного оборудования, схемы и коммуникаций установки, если устранение причин нарушения невозможно без останова турбины;

• увеличения вибрации опор выше 7,1 мм*с^-1 (вибрация 65 микрометров),

• выявления неисправности технологических защит, действующих на останов турбины, генератора;

• обнаружения течей масла из подшипников, трубопроводов и арматуры, создающих опасность возникновения пожара;

• обнаружения свищей на неотключаемых для ремонта участках трубопроводов пароводяного тракта;

• отклонения качества свежего пара по химическому составу от норм.

Пуск турбины, остановленной из-за отклонения от нормального режима работы, производить только при наличии письменного разрешения главного инженера станции.

2.5.3. Отклонение параметров свежего пара от нормальных.

При отклонении параметров свежего пара от нормальных машинист турбины принимает меры через начальника смены ОКТЦ к восстановлению нормальных параметров.

Работа турбины с полной нагрузкой при понижении или повышении параметров пара до предельных разрешается не более 30 минут.

Таблица № 5. Параметры свежего пара

Нормальные величины параметров свежего пара		Предельное давление свежего пара, МПа (кгс/см2)		Предельные температуры свежего пара, оС		Предельное значение противодавления, МПа (кгс/см2)
Давление, Мпа (кгс/см2)	Температура, оС	max	min	max	min
7,1+-0,1 (71+-1)	490+-5	7,5 (75)	6,4 (64)	500	464	0,095 (0,950)

Если, несмотря на принимаемые меры, восстановить нормальные параметры пара перед турбиной не удается, то машинист турбины должен разгружать турбину руководствуясь следующим:

• на каждые 1,5 ^оС снижения температуры перегретого пара перед турбиной ниже предельно допустимой величины снимать 1 МВт. Таким образом, при снижении температуры перегретого пара до величины 440 ^оС, турбина будет на холостом ходу.

• на каждый 0,15 МПа (1,5 кгс/см²) снижения давления перегретого пара перед турбиной ниже предельно допустимой величины снимать 1 МВт. Таким образом, при снижении давления перегретого пара перед турбиной до величины 4 МПа (40 кгс/см²) турбина будет на холостом ходу.

В особых случаях (в период общей готовности ГО) при необходимости допускаются более значительные отклонения параметров перегретого пара от номинальных величин.

2.5.4. Повышение противодавления.

Предельным эксплуатационным противодавлением считается 0,95 кгс/см². В случае необходимости поддержание режима в допустимых пределах противодавление может быть снижено:

• уменьшением расхода пара на турбину (отработавшего пара в конденсатор);

• увеличением расхода сетевой воды в конденсатор.

2.5.5. Повышение температуры отработавшего пара (выхлопа).

Предельным значением температуры отработавшего пара следует считать 160 ^оС. Температура отработавшего пара может быть снижена следующими режимными мероприятиями:

• увеличением расхода отработавшего пара в конденсатор при работе на малой нагрузке или в режиме холостого хода;

• увеличением расхода сетевой воды в конденсатор;

• снижением температуры свежего пара (снижением температуры свежего пара на 10 ^оС приводит к понижению температуры отработавшего пара также на 10 ^оС).

В случае невозможности поддержать температуру отработавшего пара в допустимых пределах (менее 160 ^оС) турбина должна быть остановлена.

2.5.6. Работа эжектора турбины.

ВО ИЗБЕЖАНИЕ ЗАПАРИВАНИЯ ЭЖЕКТОРА следует уменьшить расход пара на эжектор за счет снижения давления пара перед эжектором (до 1,5-2 кгс/см², величина установлена опытным путем).

Меру снижения давления рабочего пара эжектора следует контролировать по температурному напору в конденсаторе, величина которого не должна превышать 3 - 7 ^оС.

Превышение этой величины температурного напора свидетельствует о скоплении воздуха в конденсаторе из-за недостаточной работоспособности эжектора, ввиду чрезмерного снижения давления рабочего пара на эжектор.

Ухудшение работы эжектора приведет к искусственному повышению противодавления сверх определенного данным режимом (расходом пара в конденсатор, расходом и температурой сетевой воды) и соответственно, к снижению выработки электроэнергии.

2.5.7. Работа конденсатных насосов турбины.

Конденсатные насосы работают при высокой температуре, что вызывает повышенный уровень температур подшипников, сальников, корпуса насоса. Для охлаждения конденсатного насоса КН-2Б используется пресная вода от скважин, для охлаждения конденсатного насоса КН-2А используется конденсат турбин. При эксплуатации турбины в работе должен находиться насос КН-2Б.

В случае выхода из строя насоса КН-2Б и при условии температуры конденсата турбины не выше 50 ^оС насос КН-2А может быть включен в работу без подачи охлаждающей воды. В этом случае подшипники насоса КН-2А охлаждаются за счет перекачиваемого через насос конденсата.

Для избежания запаривания конденсатных насосов температура конденсата не должна превышать 94 - 98 ^оС, при которой конденсатный насос работает надежно и без срывов.

2.5.8. Увеличение температуры выходящей из конденсатора сетевой воды.

Увеличение температуры выходящей из конденсатора сетевой воды может происходить в случае: уменьшения расхода воды через конденсатор, увеличения температуры отработавшего в турбине пара, увеличения электрической нагрузки турбины и расхода пара в конденсатор.

При эксплуатации турбины следует помнить, что сетевая вода из конденсатора ТГ-2 подается на всас сетевых насосов. При температуре сетевой воды выше 80 - 82 ^оС, при понижении давления обратной сетевой воды, возможно запаривание сетевых насосов, поэтому нагрев сетевой воды в ТГ-2 выше 80-82 ^оС нежелателен.

2.5.9. При расходе сетевой воды 1700 м³ вводятся следующие ограничения, обусловленные достижением предельно-допустимого значения противодавления 0,95 кгс/см² (при температурном напоре в конденсаторе 6 ^оС):

• при расходе пара в конденсаторе 100 т/ч турбина может эксплуатироваться только при температурах сетевой воды на входе в конденсатор до 58,5 ^оС;

• при расходе пара в конденсатор 90 т/ч - до температуры обратной сетевой воды 62 ^оС;

• при расходе пара в конденсатор 80 т/ч - до температуры 65 ^оС;

• при расходе пара в конденсатор 70 т/ч до температуры 68,5 ^оС.

При расходах пара в конденсатор 68 т/ч и менее и температуре сетевой воды на входе в конденсатор не выше 70 ^оС эксплуатационное противодавление не будет превышать допустимого:

Таблица № 6. Зависимость противодавления от расхода пара на турбину

Расход пара на турбину, т/ч	Противодавление, кгс/см2
60	0,85
50	0,70
40	0,62
35	0,60

2.5.10. Повышение температуры масла перед подшипниками более 42 ^оС.

Машинист турбины должен сообщить о повышении температуры масла старшему машинисту турбинного отделения или начальнику смены цеха.

Начальник смены цеха дает указание проверить открытие всей необходимой арматуры, а в случае необходимости, с разрешения начальника смены станции, дает указание перейти на резервный маслоохладитель (порядок перехода смотрите в "Производственной инструкции по эксплуатации маслоохладительных установок турбогенераторов № 1-4, трансформатора № 4 и воздухоохладительных установок генераторов").

2.5.11. Снижение уровня масла и приближение его к отметке 2 деления.

Машинист турбины должен немедленно сообщить начальнику смены цеха или старшему машинисту турбинного отделения, которые в свою очередь должны найти утечку масла, вплоть до проверки возможности утечки масла по появлению масляной пленки на водосбросе станции, и при возможности устранить ее. В случае необходимости, с разрешения начальника смены станции, дает указание перейти на резервный маслоохладитель.

Если устранить утечку масла не удается, начальник смены цеха должен доложить о случившемся начальнику смены станции и руководству цеха, и действовать по указанию начальника смены станции.

2.5.12. Повышение температуры сегментов упорных подшипников.

При повышении температуры сегментов упорных подшипников более 80 ^оС, машинист турбины должен немедленно сообщить об этом старшему машинисту турбинного отделения или начальнику смены цеха, которые в свою очередь должны доложить начальнику смены станции и действовать по его указаниям.

2.5.13. Повышение температуры охлаждающего воздуха более 35 ^оС.

Машинист турбины должен сообщить об этом старшему машинисту или начальнику смены цеха, а также начальнику смены электроцеха. По разрешению начальника смены станции и под его непосредственным руководством старший машинист турбинного отделения и машинист турбины производят промывку воздухоохладителя турбины водой от линии пожарной воды. Для чего закрывают задвижки на выходе воды из левой и правой половин воздухоохладителя, проверяют открытие задвижек на входе воды в воздухоохладитель. Открывают задвижки по входу воды в воздухоохладитель от линии воды на пожаротушение и промывают обратным ходом левую и правую половины воздухоохладителя, не допуская повышения давления при промывке более 1,0 кгс/см².

По окончании промывки закрывают задвижки к левой и правой половинам воздухоохладителя от линии пожарной воды и открывают задвижки выхода воды из левой и правой половин воздухоохладителя.

2.5.14. Повышение температуры обмотки статора стали генератора более 105 ^оС.

Машинист турбины должен немедленно сообщить об этом начальнику смены ОКТЦ и начальнику смены электрического цеха, который в свою очередь докладывает об этом начальнику смены станции. Начальник смены ОКТЦ действует по распоряжениям начальника смены станции.

2.5.15. При появлении искрения щеток, щеточно-контактных аппаратов ротора или возбудителя, появления графитовой пыли или масла, следов подгорания щеток машинист турбин должен вызвать дежурного НС ЭЦ и НС ОКТЦ, действовать по указанию НС ОКТЦ.

2.5.16. Увеличение вибрации на турбине или генераторе.

При увеличении вибрации на турбоагрегатах немедленно сообщить об этом старшему машинисту турбинного отделения или начальнику смены цеха, который в свою очередь должен поставить в известность начальника смены станции и руководство цеха и действовать по их указаниям.

Пуск турбин, остановленных из-за повышения (изменения) вибрации, только после детального анализа причин останова и при наличии письменного разрешения главного инженера ГРЭС-2, сделанного им собственноручно.

2.5.17. Появление дыма из генератора.

При появлении дыма из генератора машинист турбины обязан немедленно:

• доложить об этом начальнику смены станции или сообщить начальнику смены электроцеха;

• аварийно по телефону вызвать начальника смены ОКТЦ;

• воздействовать на Ключ аварийного останова турбины;

• проконтролировать срабатывания автомата безопасности турбины;

• проконтролировать закрытие стопорного клапана;

• подать на ГЩУ сигнал «Машина в опасности»;

• закрыть штурвал стопорного клапана;

• сообщить об отключении турбины машинистам-обходчикам по турбинному оборудованию и машинисту котлов,

• отключить технологические защиты,

• потребовать от машиниста-обходчика по т/о открыть байпас ГПЗ;

• проконтролировать полное закрытие ГПЗ и через 3 минуты после воздействия на Ключ аварийного останова турбины открыть ГПЗ, закрыть байпас;

• взвести автомат безопасности;

• приоткрыть стопорный клапан и дать пар на турбину для поддержания 200-300 об/мин;

• открыть острый пар на уплотнение турбины;

• подсоединить пожарный рукав к гидранту генератора.

• доложить НСС о проделанных операциях

Персонал электроцеха должен :

• отключить генератор от сети,

• открытием арматуры пожарного крана подать воду в генератор для тушения пожара.

2.5.18. Турбогенератор отключился от сети.

2.5.18.1. Турбогенератор отключился от сети, но турбина удержала холостой ход.

Действия машиниста турбины:

• синхронизатором поддерживать обороты на турбине 3000 об/мин;

• проверить состояние турбогенератора;

• дать сигнал на ГЩУ "Готово";

• после включения турбины в сеть набрать требуемую нагрузку в соответствии с требованиями настоящей инструкции;

• следить за параметрами турбины при наборе нагрузки.

• доложить НСС о проделанных операциях.

2.5.18.2. Турбогенератор отключился от сети, турбина не удержала холостой ход, произошло резкое увеличение числа оборотов ротора турбины, сработал автомат безопасности, обороты на турбогенераторе падают.

Действия машиниста турбины:

• проконтролировать закрытие стопорного клапана;

• подать на ГЩУ сигнал «Машина в опасности»;

• аварийно по телефону вызвать НС ОКТЦ;

• закрыть штурвал стопорного клапана;

• вывести синхронизатор в положение минимальной нагрузки;

• сообщить об отключении турбины машинистам-обходчикам по турбинному оборудованию и машинисту котлов;

• отключить технологические защиты;

• потребовать от машиниста-обходчика по т/о открыть байпас ГПЗ;

• проконтролировать полное закрытие ГПЗ и через 3 минуты после срабатывания АБ открыть ГПЗ, закрыть байпас;

• взвести автомат безопасности;

• открытием стопорного клапана поднять обороты на турбине до 3000 об/мин;

• проверить состояние турбогенератора;

• дать сигнал на ГЩУ "Готово";

• после включения турбины в сеть набрать требуемую нагрузку в соответствии с требованиями настоящей инструкции;

• следить за параметрами турбины при наборе нагрузки.

• доложить НСС о проделанных операциях.

2.5.18.3. Турбогенератор отключился от сети, турбина не удержала холостой ход, произошло резкое увеличение числа оборотов ротора турбины, автомат безопасности не сработал и произошел "заброс" оборотов за пределы уставки его срабатывания.

Действия машиниста турбины:

• воздействовать на Ключ аварийного останова турбины;

• проконтролировать срабатывания автомата безопасности турбины;

• проконтролировать закрытие стопорного клапана;

• закрыть штурвал стопорного клапана;

• проконтролировать начало закрытия ГПЗ;

• подать на ГЩУ сигнал «Машина в опасности»;

• проверить закрытие арматуры регенеративных отборов на турбине;

• сообщить об останове турбины машинистам-обходчикам по турбинному оборудованию и машинисту котлов,

• проконтролировать полное закрытие ГПЗ;

• отключить технологические защиты;

• вести турбину на останов со срывом вакуума;

• доложить НСС о проделанных операциях.

2.5.19. Самопроизвольное срабатывание автомата безопасности (турбогенератор в моторном режиме).

По истечении четырех минут работы турбогенератора в моторном режиме машинист турбины должен:

Действия машиниста турбины:

• воздействовать на Ключ аварийного останова турбины;

• проконтролировать срабатывания автомата безопасности турбины;

• проконтролировать закрытие стопорного клапана;

• закрыть штурвал стопорного клапана;

• проконтролировать начало закрытия ГПЗ;

• подать на ГЩУ сигнал «Машина в опасности»;

• проверить закрытие арматуры регенеративных отборов на турбине;

• сообщить об останове турбины машинистам-обходчикам по турбинному оборудованию и машинисту котлов,

• проконтролировать полное закрытие ГПЗ;

• отключить технологические защиты;

• вести турбину на останов со срывом вакуума;

• доложить НСС о проделанных операциях.

2.5.20. При появлении дыма из возбудителя или сильном искрении коллектора возбудителя машинист турбины обязан немедленно:

• сообщить о появлении дыма НСС, персоналу электроцеха;

Персонал электроцеха должен :

• произвести операции по переходу на резервный возбудитель;

• о переходе на резервный возбудитель сообщить машинисту турбин.

2.5.21. Понижение давления на всасе сетевых насосов.

При работе турбоагрегата № 2 снижение давления ниже 0,5 кгс/см2 на всасе сетевых насосов влечет срыв сетевых насосов и аварийный останов турбины № 2. Снижение давления происходит в результате увеличения утечек воды из сетевого трубопровода, разрывов сетевых трубопроводов, выхода из строя подпиточных насосов и трубопроводов подпитки теплосети.

Персонал станции обязан принять все меры для подпитки тепловой сети, недопущения срыва сетевых насосов и прекращения циркуляции сетевой воды.

2.5.22. Взаимоотношения оперативного персонала станции с персоналом тепловых сетей и жилищно-коммунальными органами при ликвидации аварий в теплосетях.

2.5.22.1.При обнаружении признаков аварий в теплосетях, таких как: увеличение расхода воды на подпитку теплосети, уменьшение давления в прямой или обратной магистрали сетевой воды:

• персонал ОКТЦ докладывает начальнику смены станции (НСС) о создавшемся положении, немедленно принимает меры по проверке трубопроводов теплосети на территории ГРЭС-2 на наличие утечек воды и при обнаружении замечаний устраняет их;

• НСС сообщает дежурному тепловых сетей на ул. Яльцева (тел. 2-31-15) об увеличении подпитки теплосети и требует скорейшего обнаружения и устранения дефекта;

• НСС должен дать указание персоналу ОКТЦ не прекращать подпитку по имеющимся на станции схемам, контролировать давление на всасе сетевых насосов и в обратном сетевом трубопроводе, не допускать срыва сетевых насосов и аварийного останова турбины № 2;

• при аварийном разрыве теплосети, резком уменьшении давления и невозможности восстановления давления с использованием схемы подпитки теплосети НСС должен дать распоряжение на отключение магистрали, на которой произошел разрыв теплосети и сообщить об этом дежурному тепловых сетей на ул. Яльцева (тел. 2-31-15);

• Следует помнить, что отключение любой из магистралей теплосети ведет к уменьшению расхода сетевой воды, и следовательно к уменьшению расхода охлаждающей воды через конденсатор турбины, что в свою очередь приведет к вынужденному останову турбины.

• НСС должен доложить главному инженеру станции об аварийном положении на станции и принятых мерах.

2.5.22.2. При аварийном положении на станции, вызванном отсутствием химически-очищенной, пресной воды и невозможностью подпитывать теплосеть по существующим на ГРЭС-2 схемам, персонал ОКТЦ обязан об этом немедленно доложить начальнику смены станции, руководству цеха и принять меры по устранению причин аварийного положения. НСС должен:

• отдать распоряжение дежурному тепловых сетей на аварийную подпитку теплосети от городского водопровода в теплопункте на ул. Яльцева (тел. 2-31-15) и поручить ему подпитку и поддержание давления в теплосети до нормализации положения на ГРЭС-2;

• дать указание персоналу ОКТЦ не прекращать подпитку по имеющимся на станции схемам, контролировать давление на всасе сетевых насосов и в обратном сетевом трубопроводе, не допускать срыва сетевых насосов и аварийного останова турбины-2;

• доложить главному инженеру станции об аварийном положении на станции и принятых мерах.

*Дополнение п. 2.5.:

2.5.23. При повышении относительного удлинения ротора выше турбины выше 2,8 мм машинист турбины должен:

Действия машиниста турбины:

• воздействовать на Ключ аварийного останова турбины;

• проконтролировать срабатывания автомата безопасности турбины;

• проконтролировать закрытие стопорного клапана;

• закрыть штурвал стопорного клапана;

• проконтролировать начало закрытия ГПЗ;

• подать на ГЩУ сигнал «Машина в опасности»;

• проверить закрытие арматуры регенеративных отборов на турбине;

• сообщить об останове турбины машинистам-обходчикам по турбинному оборудованию и машинисту котлов,

• проконтролировать полное закрытие ГПЗ;

• отключить технологические защиты;

• вести турбину на останов со срывом вакуума;

• доложить НСС о проделанных операциях.

2.6. Останов турбины.

2.6.1. Останов турбины производится по команде начальника смены станции машинистом под руководством старшего машиниста или начальника смены.

2.6.2. Перед остановом турбины с нее необходимо снять нагрузку. Разгрузка турбины ведется со скоростью 1,5 МВт в минуту.

2.6.3. Регенеративные отборы закрыть при снижении нагрузки на ТГ-2 до 18 МВт.

2.6.4. При уменьшении нагрузки проследить за плавностью закрытия регулирующих клапанов, следить за поступлением пара на лабиринтовые уплотнения, не допуская прекращения парения из вестовых труб.

При снятии нагрузки до 10 МВт, необходимо открыть клапан на линии рециркуляции конденсата, чтобы не нарушать работу эжектора.

2.6.5. При снятии нагрузки до 3 МВт отключить ключи КВ-1 и КВ-2 технологических защит «По повышению давления в конденсаторе» и «По понижению температуры свежего пара».

2.6.6. Снятие нагрузки с турбины должно производиться до 0 МВт, после чего машинист турбин по телефону сообщает о снятии нагрузки НСС, фиксирует показания угла сервомотора и другие показания в ведомости останова.

Для предотвращения срыва конденсатного насоса закрывается арматура по конденсату на ПНД. Уровень в конденсаторе поддерживается путем воздействия на арматуру на линии рециркуляции конденсатных насосов.

2.6.7. Персонал ГЩУ производит отключение генератора от сети, при отключении частотомер отклоняется в крайнее левое положение и с ГЩУ подается сигнал "Генератор отключен".

2.6.8. После получения с главного щита управления сигнала "Генератор отключен" или сообщения по телефону, машинист турбин должен выбить в ручную кнопку автомата безопасности (АБ) и проконтролировать работу рычагов и соединений АБ, проконтролировать плотность посадки стопорного и регулирующих клапанов по манометру давления пара в паровой коробке. Давление должно быстро снизиться к 0 кгс/см². После снижения давления (а так же если давление не уменьшается), необходимо закрыть штурвал стопорного клапана. Такую проверку следует проводить при каждом останове турбины с записью в оперативный журнал ОКТЦ, в суточную ведомость турбины и в программу останова турбины. Все выявленные при проверке замечания должны быть зафиксированы в журнале дефектов.

При отключении турбины автоматом безопасности автоматически начинает закрываться ГПЗ турбины. Для обеспечения поддержания требуемого противодавления в конденсаторе турбины при плановом останове, перед отключением турбины от сети необходимо открыть байпас ГПЗ турбины и обеспечить давление в ГПП для подачи пара от ГПП турбины на эжектор и на концевые уплотнения.

Кроме того, в схему защит включено временное реле, которое позволит подать сигнал на открытие ГПЗ только через 3 минуты после срабатывания АБ (т.е. времени, достаточного для полного закрытия ГПЗ турбины). Так же, через 3 минуты и после полного закрытия ГПЗ турбины будет возможным, при необходимости взвести АБ для пуска турбины.

2.6.9. Закрыть задвижки на линиях подачи воды на охлаждение генератора турбины.

2.6.10. Проверить относительное удлинение ротора, которое должно быть не более 2,8 мм.

2.6.11. Включить вспомогательный масляный насос, следить за давлением масла, поступающего на смазку, не допуская его снижения менее 0,3 кгс/см², особенно в конце останова, когда главный масляный насос начинает терять свою производительность. Если в этот момент давление масла становится недопустимо низким, то нужно быстро поднять число оборотов турбины, восстановить давление масла на смазку, после чего приступить к выяснению причин неудовлетворительной работы электромасленого насоса. Для дальнейшего останова турбины включить в работу турбомаслянный насос и поддерживать необходимое давление в маслосистеме турбины.

2.6.12. Подача пара на уплотнение турбины должна быть прекращена за 1-2 минуты до полного останова.

2.6.13. После останова ротора зафиксировать время выбега ротора в минутах. При нормальном останове время выбега ротора турбины должно составлять 37-38 минут.

При останове турбины со срывом вакуума время выбега ротора турбины должно составлять 17-18 минут.

2.6.14. После полного останова ротора прекратить подачу пара на эжектор.

Ввести в зацепление валоповоротное устройство (ВПУ) и включить его на постоянное вращение. Кнопка включения и отключения ВПУ находится на левой «лапе» ЦНД.

При останове турбины на срок менее 24 часов после достижения температуры 50 оС в выхлопной части конденсатора разрешается перейти на периодическое проворачивание ротора на 180 оС каждые полчаса с записью в суточной ведомости

Ротор турбины, который находится на постоянном вращении или периодическом, должен обслуживаться машинистом турбин, а при его отсутствии старшим машинистом турбинного отделения.

2.6.15. После полного останова турбины, закрыть байпас ГПЗ, проверить плотность закрытия ГПЗ на паровом коллекторе, открыть дренажи главного паропровода, дренажные вентили паровой коробки, камеры колеса Кертиса, камер I, II, III отб., продувки паропровода перед стопорным клапаном.

При кратковременном останове главный паропровод может быть оставлен под давлением.

2.6.16. Сразу после останова турбины:

• закрыть арматуру на линии подачи гидразина, линии отсоса агрессивных газов в конденсатор турбины, линии на кислородомер, на заливку атмосферного клапана и вакуумных задвижек;

• перекрыть подачу конденсата с нагнетания конденсатных насосов на электронные приборы контроля за водно-химическим режимом ТГ-2;

• отключить конденсатный насос, предварительно сняв резервный насос с АВР;

• снять напряжение со схем технологических защит, кроме защиты от понижения давления в системе смазки до уставки отключения валоповоротного устройства.

2.6.17. Подачу сетевой воды в конденсатор турбины прекратить после снижения температуры выхлопа турбины до 60-55 оС. Для чего закрыть задвижки ²⁷/_СВ и ²⁸/_СВ и снизить давление сетевой воды в конденсаторе до нуля, предварительно открыв задвижку ¹⁴/_СВ (помимо конденсатора турбины 2).

2.6.18. Надзор за остановленной турбиной может быть прекращен и ВПУ отключено после полного остывания турбины (температура корпуса 100 ^оС, температура выхлопа 50 ^оС). При температуре подшипников 45 ^оС отключить ЭМН, закрыть воду на маслоохладитель.

2.6.19. После полного останова турбины в резерв, ремонт или после постановки турбины на консервацию, она должна быть отключена от действующего оборудования по всем потокам и охлаждена. Должны быть отключены, сдренированы и обеспарены все трубопроводы, связывающие турбину с различными технологическими системами станции, приняты меры по предотвращению попадания влаги и пара в остановленную турбину.

2.6.20. Для визуального контроля по предотвращению попадания влаги и пара в остановленную турбину должны быть открыты первые по ходу воздушники на паропроводах всех отборов турбины, воздушники на участке между ГПЗ турбины и стопорным клапаном, воздушники на конденсатосборнике турбины и на паровой части конденсатора турбины. Так же должен вестись контроль за отсутствием парения из вестовых труб турбины. Особое внимание уделять паропроводу подачи пара II отбора на лабиринтные уплотнения турбины и при определении неплотности арматуры на этом трубопроводе должны быть установлены заглушки.

Открывает воздушники старший машинист по турбинному отделению сразу после окончания работ по программе останова или программе постановки (снятия) турбины на консервацию.

2.6.21. Оперативный персонал турбинного отделения должен периодически визуально контролировать отсутствие попадания влаги и пара в остановленную турбину. Для этого каждую смену с 16.00. до 24.00 машинист обходчик по конденсатному отделению визуально контролирует отсутствие парения и течи через открытые воздушники. О результатах осмотра докладывает начальнику смены ОКТЦ и записывает в суточную ведомость. НС ОКТЦ производит запись в оперативном журнале. При выявлении неплотностей арматуры должна быть произведена запись в оперативном журнале, в журнале дефектов, должно быть доложено руководству цеха и предприняты все возможные меры к закрытию дополнительной арматуры.