
- •По эксплуатации паровой турбины
- •1. Общие положения
- •2. Указания мер безопасности.
- •3. Описание основного оборудования.
- •3.1. Описание турбины.
- •3.2. Масляная система и впу.
- •3.3. Система регулирования и защиты.
- •3.4. Конденсационное устройство.
- •3.5. Регенеративная установка.
- •3.6. Установка для подогрева сетевой воды.
- •4. Подготовка к работе.
- •4.1.Подготовка и включение масляной системы и впу
- •4.2. Подготовка и включение в работу системы регулирования и защит турбины.
- •4.3. Подготовка и включение в работу конденсационного устройства.
- •4.4. Подготовка и включение в работу регенеративной установки.
- •4.5. Подготовка установки для подогрева сетевой воды.
- •4.6. Подготовка турбины к пуску.
- •5. Порядок работы.
- •5.1. Общие указания.
- •5.2. Пуск турбины из холодного состояния.
- •5.3. Пуск турбины из горячего (неостывшего) состояния.
- •5.4. Режим работы и изменение параметров.
- •Для перевода турбины с режима работы с производственным отбором на конденсаци-
- •Повторять операцию до тех пор,пока маховик переключателя не зафиксируется в
- •Отключить следует сначала верхний теплофикационный отбор (псг-2),затем нижний
- •5.5. Сброс и наброс нагрузки.
- •5.6. Остановка турбины и приведение системы в исходное состояние.
- •6. Проверка технического состояния и
- •6.1. Сроки проверки защит.
- •6.2. Техническое обслуживание системы регулирования и защит.
- •6.3. Техническое обслуживание системы смазки и впу.
- •6.4. Техническое обслуживание конденсационной и регенеративной установок.
- •6.6. Техническое обслуживание турбины.
- •6.7. Расхаживание кос.
- •6.8. Проверка плотности кос пром.Отбора.
- •6.9. Проверка плотности с.К., рк цвд.
- •6.10. Проверка бойков автомата безопасности маслом, разгоном.
- •6.11. Ликвидация аварийных ситуаций,сопровождающихся выбросом масла
- •7. Характерные неисправности и методы их устранения.
5. Порядок работы.
5.1. Общие указания.
В этом подразделе приведены общие указания,которые должны выполняться при
пуске турбины из любого теплового состояния,при эксплуатации и остановке турби-
ны.
5.1.1. С момента пуска вспомогательного оборудования внимательно следить за показани-
ями измерительных приборов,обращая особое внимание на показания следующих
приборов:
- осевого сдвига РТ;
- относительных расширений всех роторов;
- абсолютных расширений корпусов цилиндров №1 и 2;
- температур металла АЗВ,ЦВД и ЦНД;
- перепускных труб ЦВД;
- температур свежего пара,пара в регулирующей ступени ЦВД,сетевой воды на входе
и выходе из ПСГ;
- давления свежего пара,давлений в регулирующей ступени ЦВД и в камере перегру-
зочного клапана (за 4-ой ступенью),давлений в камере производственного и тепло-
фикационного отборов,в камере регулирующей ступени ЦНД (за 18-ой ступенью);
- расходов пара на турбину,в регулируемые отборы и в конденсатор;
- давления масла в системе смазки;
- расхода сетевой воды через ПСГ;
- температура баббита опорных подшипников турбины и колодок упорного подшип-
ника;
- вакуума в конденсаторе;
- вибрации подшипников турбины;
- искривления РТ;
- температур масла после маслоохладителей турбины и на сливах из подшипников;
- других параметров,исходя из местных условий станции.
Вести запись показаний приборов в суточной ведомости в соответствии с рабочей
инструкцией.
-32-
5.1.2. Перед подачей пара в турбину при вращении РТ на ВПУ проверить величину боя рото-
ра,которая не должна превышать 0,14 мм (разница между крайними показаниями
стрелки указателя).Если величина боя ротора превышает 0,14 мм,толчок турбины зап-
рещается.
5.1.3. Вращать РТ непрерывно на ВПУ,чтобы избежать искривления вала.Внезапная останов-
ка ротора при пуске является одной из главных причин прогиба ротора.Попадание пара
на концевые уплотнения даже при кратковременном останове ротора (в том числе и
при вращении его валоповоротным устройством) на 20-30 сек.приводит к прогибу
ротора на 0,5 мм и более.При более длительной остановке прогиб может достигать нес-
кольких миллиметров.Повторный пуск прогнутого ротора без предварительной его
выправки приведет к обязательному остаточному прогибу ротора.
Если перед толчком ротора при пуске турбины остановился ВПУ (независимо от при-
чин),пуск турбины следует отложить не менее,чем на 1 час.Все это время ВПУ должно
работать непрерывно,а выправление вала (бой) должно контролироваться по часовому
индикатору,установленному в специальное гнездо на переднем стуле турбины.Пуск
турбины разрешается,если бой вала по часовому индикатору не превышает 0,14 мм.
После подачи пара в турбину и увеличения частоты вращения РТ до 1000 об/мин иск-
ривление вала не должно превышать 0,1 мм.
При дальнейшем повышении частоты вращения РТ до номинальной величины искрив-
ления вала при прохождении критической частоты вращения не должна превышать
0,20 мм.
Если в указанных диапазонах величина искривления РТ превышает соответствующее
значение,турбину следует немедленно остановить и вращение РТ перевести на ВПУ.
Повторный пуск разрешается только после выяснения и устранения причин повышен-
ного искривления и проверки полного выпрямления РТ замером радиального боя ча-
совым индикатором.
Следует также иметь ввиду,что на полных оборотах прогиб ротора невозможен.
5.1.4. При эксплуатации турбоагрегатов средние квадратические значения виброскорости
подшипниковых опор должны быть не выше 4,5 ммс¹.При превышении нормативного
значения вибрации должны быть приняты меры к ее снижению в срок не более 30 су-
ток.При вибрации свыше 7,1 ммс¹ эксплуатировать турбоагрегаты более 7 суток запре-
щается,а при вибрации 11,2 ммс¹ турбина должна быть отключена действием защиты
или вручную (ГОСТ 25364-88).
Турбина должна быть немедленно остановлена,если при установившемся режиме
происходит одновременное внезапное изменение вибрации оборотной частоты двух
опор одного ротора,или смежных опор,или двух компонентов вибрации одной опоры
на 1 ммс¹ и более от любого начального уровня.
В случае внезапного необратимого роста вибрации опор на 1 ммс и более при любом
начальном среднеквадратичном значении вибрации немедленно остановить турбоаг-
регат для поиска возможных повреждений вращающихся элементов.
В случае монотонного роста вибрации (среднеквадратичных значений вибрации опор,
оборотной составляющих с частотами 100 и 150 Гц) за неделю на 1,5-2,0 ммс остано-
вить турбоагрегат для выяснения причин роста вибрации не позднее,чем через 7 суток
При более быстром изменении вибрации немедленно остановить турбоагрегат.
Турбина должна быть разгружена и остановлена,если в течение 1-3 суток произойдет
плавное возрастание любого компанента вибрации одной из опор подшипников на
-33-
2 ммс¹.
Эксплуатация турбоагрегата при низкочастотной вибрации недопустима.При появле-
нии низкочастотной вибрации,превышающей 1 ммс¹,должны быть приняты меры к ее
устранению.
В п.4.4.26 требования ПТЭ по вибрации используются термины “установившейся
режим” и “внезапное изменение вибрации”.
Станционные паротурбинные агрегаты работают,как в неустановившемся,так и в уста-
новившемся режиме.
Под установившемся (стационарным) режимом подразумевается режим,при котором
контролируемые параметры сохраняют при данной нагрузке постоянные значения.
Оценка вибрационного состояния на пригодность к длительной эксплуатации произ-
водится именно в установившемся режиме на основании показаний штатной аппара-
туры вибрационного контроля.
Неустановившийся режим характеризуется непостоянством значений,контролируе-
мых параметров,что наблюдается на холостом ходу,в процессе прогрева и расшире-
ний турбины после пусков,при изменениях активной и реактивной нагрузки,частоты
сети,включение и отключение пром. и теплофикационного отборов,системы регене-
рации нагружения и разгрузки турбины.
Во всех случаях несоответствия вибрации норме в неустановившемся режиме,опера-
тивный персонал должен обратить внимание на любые отклонения теплового и меха-
нического состояния турбоагрегата,а также качества основного конденсата от норм,
сообщить техническому руководителю станции,поставить в известность персонал
ЦТАИ для проверки приборов контроля вибрации.Кратковременная работа в неуста-
новившемся режиме с вибрацией 7,1-10,0 ммс¹ допустима лишь при условии проверен-
ного эксплуатационной практикой последующего снижения до нормы в установив-
шемся режиме.Такая работа допустима по письменному разрешению главного инже-
нера.
Если в процессе пуска в неустановившемся режиме возникает нехарактерная для дан-
ного турбоагрегата повышенная вибрация одной или нескольких опор-это свидетель-
ствует о наличии серьезного дефекта.Таким образом,повышенная вибрация в неуста-
новившемся режиме должна рассматриваться,как один из признаков возможного на-
рушения нормального технического состояния турбоагрегата.
Особым и гораздо более опасным по возможным последствиям случаем изменения
вибросостояния турбоагрегата является скачок вибрации (внезапное изменение виб-
рации п.4.4.26 ПТЭ).
Под скачком вибрации следует понимать одновременное внезапное и необратимое из-
менение среднеквадратической виброскорости каких-либо составляющих вибрации
двух опор одного ротора,смежных опор или двух составляющих вибрации одной опо-
ры 1,0 ммс и более от любого начального уровня в сторону увеличения,либо умень-
шения независимо от режима работы турбины (установившегося или неустановивше-
гося) за время не более 5 сек.с длительностью не менее 10 сек.
Если необратимый скачок среднеквадратической виброскорости происходит в устано-
вившемся режиме работы и нет оснований считать ложным срабатывание аппаратуры
штатного виброконтроля,турбоагрегат должен быть немедленно остановлен.
Если скачок среднеквадратической виброскорости происходит в неустановившемся
режиме и через некоторое время восстанавливается до прежней (или близкой к ней)
величины т.е. не имеет необратимого характера,решение о дальнейшей эксплуатации
принимается главным инженером электростанции.
-34-
Если скачок среднеквадратической виброскорости при неустановившемся режиме
имеет необратимый характер турбоагрегат должен быть остановлен до выяснения
причин скачка.
Низкочастотной вибрацией называется вибрация турбоагрегата с частотой близкой к
половине частоты вращения турбогенератора.Низкочастотная вибрация возникает в
случае потери устойчивости вращения вала на масляной пленке подшипников.
По источникам возникновения низкочастотная вибрация делится на два вида:
1.Масляную,источником которой является масляный клин подшипника;
2.Паровую,вызываему силами действующими в проточной части турбины.
Возникновение низкочастотной вибрации возможно на переходных режимах работы
турбоагрегата (при выводе турбины на холостой ход,нагружении турбоагрегата).
Причинами вызывающими низкочастотную вибрацию могут являться низкая темпе-
ратура масла,низкое давление масла на смазку подшипников,неправильная работа
системы парораспределения (нарушение порядка открытия регулирующих клапанов)
расцентровка роторов турбины.
Внешними признаками возникновения низкочастотной вибрации является появление
резкого гула и дрожание корпуса турбины.Возникновение низкочастотной вибрации
также может сопровождаться скачком общего уровня вибрации и ростом температу-
ры подшипников.
При возникновении низкочастотной вибрации необходимо снизить нагрузку турбо-
агрегата до исчезновения вибрации,при необходимости повысить температуру мас-
ла и давление масла на смазку,после чего поставить в известность руководителя
цеха.
Если принятые меры не дадут необходимого результата,необходимо руководство-
ваться требованиями ПТЭ,изложенными в начале данного пункта.
5.1.5. При увеличении частоты вращения РТ критические частоты следует проходить быст-
ро,без задержек,во избежание возникновения повышенной вибрации.
Расчетные критические частоты вращения валопровода турбины и генератора приве-
дены в таблице 3.
Таблица 3
-
Тон критических колебаний
валопровода
III
II
I
Критические частоты вра-
щения валопровода,об/мин
1800
1600
1500
Пролет с максимальной
амплитудой вибрации
РВД
РНД
Генератор
5.1.6. Прогрев,повышение частоты вращения РТ и нагружение турбины производить
таким образом,чтобы выдерживались следующие требования к прогреву.
5.1.6.1. Разность температур металла по толщине стенки цилиндра,измеренная в зоне регу-
лирующей ступени ЦВД,не должна превышать 35ºС.
5.1.6.2. Разность температур металла по толщине стенки корпуса АЗВ не должна превышать
-35-
в интервалах температур металла (по поверхностной термопаре в зоне подвода пара):
до 400ºС - 50ºС
от 400ºС до 450ºС - 30ºС
от 450ºС и выше - 20ºС
5.1.6.3. Разность температур металла верха и низа ЦВД в зоне паровпуска не должна превы-
шать50ºС.
5.1.6.4. Разность температур металла в поперечном сечении (по ширине) фланцев горизон-
тального разъема цилиндров (без включения обогрева фланцев и шпилек) не должна
превышать 80ºС.
5.1.7. Для выполнения требований пункта 5.1.6. средняя скорость повышения температуры
металла корпусов цилиндров,корпуса АЗВ и регулирующих клапанов,ориентировочно
не должна превосходить значений,приведенных в таблице 4.
Таблица 4.
-
Температура металла,ºС
Скорость повышения температуры
металла,ºС/мин
Корпусы АЗВ и ЦВД
от 100 до 200
4.0
от 200 до 300
3.0
от 300 до 400
2.0
от 400 до 500
1.0
от 500 и выше
0.5
5.1.8. Максимальная скорость повышения температуры металла перепускных труб не долж-
на превышать 15ºС/мин.
5.1.10.Тепловые расширения цилиндров турбины должны быть симметричными.При увели-
чении частоты вращения и нагружении следует проверять изменение зазоров между
штифтами,установленными на корпусе подшипника и на лапах цилиндра;
допустимая разница изменения зазоров между правой и левой сторонами ± 0,5 мм.
5.1.11.Следить за температурой масла на сливе из подшипников.При повышении температу-
ры масла проверить температуру баббита соответствующих вкладышей и колодок
опорно-упорного подшипника,выяснить причину повышенного нагрева масла и устра-
нить ее.Если температура масла на сливе из подшипников повысится до 75ºС,турбину
следует остановить.
5.1.12.При включении обогрева фланцев и шпилек подачу пара регулировать так,чтобы поло-
жительная разность температур металла в поперечном сечении фланцев не превышала
50ºС и отрицательная не превышала 25ºС (наружная поверхность горячей внутренней),
письмо №510-766-175.Давление пара в коллекторе обогрева фланцев и шпилек не дол-
-36-
жно превышать 2 кгс/см².Срабатывание предохранительных клапанов настраивается
на 2,5±0,2 ати.
5.1.13.При использовании системы обогрева фланцев и шпилек следить,чтобы разность тем-
ператур металла между верхним и нижним,правым и левым фланцами цилиндра не
превосходила 10ºС,а между фланцем и шпильками не превосходила ±20ºС.
5.1.14.
I. Предельные величины относительного удлинения и сокращения роторов,при которых
не допускается работа турбины:
ЦВД +3,0 мм; - 2,0 мм
ЦНД +3,0 мм; - 2,5 мм
Примечание: “+” – означает,что происходит относительное удлинение ротора.
“-“ - означает,что происходит относительное укорочение ротора.
При этом следует учитывать,что тепловые деформации имеют некоторую инерцию,
поэтому не следует при пуске,останове и переходных режимах допускать приближе-
ния величин относительного удлинения и сокращения роторов к предельным значе-
ниям.
Для предотвращения выхода относительных перемещений роторов за допустимые
Пределы следует принимать следующие меры:
а) если при пуске или изменении режима работы (нагружении) турбины ротор ЦВД
удлиняется быстрее цилиндра,следует увеличить подачу пара на обогрев фланцев и
шпилек.При дальнейшем увеличении относительного удлинения ротора необходимо
прекратить повышение нагрузки и выдержать турбину на этом режиме до уменьше-
ния относительного удлинения ротора.Если принятые меры не дают положительных
результатов необходимо уменьшить нагрузку до снижения относительного расшире
ния ротора,выдержать и затем снова увеличить нагрузку.Если относительное удли-
нение ротора не уменьшилось и достигло предельной величины турбину необходи-
мо отключить и вращение ротора производить ВПУ.
б) если происходит относительное укорочение ротора ЦВД необходимо прекратить
Подачу пара на обогрев фланцев и шпилек и подать на переднее уплотнение ЦВД пе-
регретый пар.При дальнейшем сокращении ротора необходимо прекратить изменение
нагрузки и выдержать турбину на этом режиме до стабилизации относительного сок-
ращения ротора.Если принятые меры не дают положительных результатов необходи-
мо увеличить нагрузку до снижения относительного сокращения ротора и выдержать
турбину на этом режиме.Если относительное сокращение ротора не уменьшилось и
достигло предельной величины турбину необходимо отключить и вращение ротора
производить ВПУ.
II. При пуске,останове и переходных режимах необходимо осуществлять усиленный
контроль за тепловым перемещением турбины,на этих режимах из-за несимметрич-
ного теплового расширения цилиндров может произойти заклинивание в направляю-
щих шпонках,препятствующее свободному расширению цилиндров.Также при тепло-
вом перемещении турбины в случае повышенного трения между опорными поверх-
ностями турбины и фундамента может происходить закручивание и изгиб его элемен-
тов (ригелей).Эти факторы приводят к ухудшению работы подшипников,возникнове-
-37-
нию динамического прогиба роторов и увеличению вибрации.Оперативный персонал
обязан постоянно контролировать тепловые расширения турбины с записью показаний
в суточную ведомость и пусковую документацию, при этом обращать внимание на
плавность изменения теплового расширения турбины по регистрирующему прибору на
БЩУ т.е. отсутствию “ступенек”,свидетельствующих о заклинивании в шпонках и по-
вышенном трении между опорными плоскостями
III. Оперативный персонал должен немедленно остановить турбину в случае увеличения
Параметров тепломеханического состояния турбины до предельных значений:
- ОРР ЦВД +3,0;-2,0,ОРР ЦНД +3,0;-2,5
- Δt верх/низ металла ЦВД в зоне паровпуска -50ºС.
- температура баббита любого опорного подшипника и колодок упорного подшипника
-95ºС.
- осевой сдвиг ротора на 1,7 мм в сторону ЦВД или на 1,2 мм в сторону генератора.
- вибрация подшипниковых опор – 11,2 мм/с¹
5.1.15. Для предотвращения выхода относительных расширений сверх допустимых пределов,
указанных в пункте 5.1.14.,принимать следующие меры.
5.1.15.1. Если РВД расширяется быстрее ЦВД,следует включить и увеличить подачу пара на
обогрев фланцев и шпилек ЦВД,при дальнейшем увеличении относительного удлине-
ния РВД необходимо прекратить повышение температуры свежего пара;если указан-
ных мероприятий недостаточно,следует снизить нагрузку.Если подавался свежий пар
на переднее уплотнение ЦВД,отключить подачу пара,закрыв вентиль на линии подачи
свежего пара и открыв вентиль на отсосе пара с переднего уплотнения ЦВД на ПВД-7.
5.1.15.2. Если РВД расширяется медленнее ЦВД,следует прекратить подачу пара на обогрев
фланцев и шпилек,повысить температуру свежего пара,подать свежий пар на переднее
уплотнение ЦВД.
Перед подачей пара на переднее уплотнение ЦВД трубопровод подачи следует тщатель
-но сдренировать и прогреть,чтобы исключить попадание влажного пара на горячий
ротор.После открытия вентиля подача пара на переднее уплотнение ЦВД закрыть отсос
из камеры уплотнения на ПВД-7.
5.1.15.3. Если РНД расширяется быстрее ЦНД,следует повысить давление в конденсаторе (ухуд-
шить вакуум), повысить температуру пара на уплотнение,но не ниже 140ºС.
5.1.15.4. Если РНД расширяется медленнее ЦНД,следует понизить давление в конденсаторе
(улучшить вакуум) и повысить температуру пара на уплотнение,но не выше 200ºС.
5.1.15.5. Влиять на относительные расширения роторов и цилиндров можно также изменением
темпетаруры пара,подаваемого на уплотнения турбины.
5.1.15.6. Если после выполнения всех вышеперечисленных мероприятий относительные расши-
рения роторов и цилиндров все же превысят указанные в пункте 5.1.14.,турбина должна
быть остановлена и вращение РТ переведено на ВПУ.
5.1.16. Температура выхлопной части турбины не должна превышать 70ºС.Следить за вакуум-
-38-
ной системой и работой эжекторов,не допуская снижения вакуума ниже –0,70.
Запрещается пуск турбины при работе конденсатора только на встроенном пучке.
5.1.17. Колебания температуры свежего пара относительно значений,заданных графиками пус-
ков,не должны превышать +10ºС и -15ºС.
5.1.18. Температура масла на подшипники за маслоохладителями при пуске турбины на холос-
том ходу и под нагрузкой должна быть в пределах 40-45ºС.
5.1.19. При возникновении аварийных ситуаций во время пуска или работе под нагрузкой
необходимо руководствоваться нижеследующими положениями.
5.1.19.1. Турбина должна быть аварийно остановлена со срывом вакуума вручную в следующих
случаях:
- при снижении давления масла в системе смазки до 0,3 кгс/см²;
- при загорании масла и невозможности немедленно ликвидировать пожар;
- при осевом сдвиге РТ на 1,7 мм в сторону ЦВД или на 1,2 мм в сторону генератора;
- при внезапном появлении повышенной вибрации (см.п.5.1.4.).
5.1.19.2. Турбина должна быть немедленно остановлена в следующих случаях:
- при увеличении частоты вращения РТ выше 3360 об/мин;
- отключении генератора из-за внутренних повреждений;
- при недопустимом снижении уровня в демпферном баке;
- при снижении уровня в ГМБ ниже “0”;
- при разрыве или обнаружении трещин в маслопроводах,паропроводах основного кон-
денсата и питательной воды в паровых коробках;
- при понижении перепада “Р” “масло-водород” ниже 0,2 кг/см²;
- при гидравлических ударах в трубопроводах или цилиндрах;
- при аварийном снижении вакуума до –0,7 кг/см² или срабатывании атмосферных
клапанов ЦНД;
- при повышении уровня конденсата в любом из ПВД до III-го аварийного предела;
- при резком понижении температуры свежего пара от номинальной величины до 425ºС;
- при появлении искр или дыма из подшипников,концевых уплотнений;
- при явно слышимом металлическом стуке в турбине;
- при повышении давления в ПСГ-2 выше 3,5 ата;
- при понижении масла на уплотнения генератора до 4 кг/см²;
- в случае возникновения чрезмерной или опасной вибрации маслопроводов,пульсации
давления масла и гидравлических ударов,угрожающих плотности маслосистемы,тур-
боагрегат аварийно остановить,выявить и устранить причины нарушений в работе мас-
лосистемы;
- турбина должна быть немедленно отключена персоналом путем воздействия на вык-
лючатель (кнопку аварийного отключения) при отсутствии или отказе в работе соот-
ветствующих защит в случае появления гидравлических ударов в паропроводах све-
жего пара или в турбине.
5.1.19.3. Не допускается работа турбины в следующих случаях:
- при относительных положениях роторов,превышающих величины,указанные в
п.5.1.14.;
-39-
- при повышении температуры баббита любого опорного подшипника до 95ºС и коло-
док упорного подшипника до 95ºС;
- при снижении уровня масла в баке системы смазки ниже нижнего предельного уров-
ня (см.п.4.1.3.);
- при снижении давления масла в системе регулирования ниже 10 кг/см²;
- при произвольном закрытии одного из РК,поворотной диафрагмы или АЗВ;
- при беспаровом режиме свыше 4-х минут;
- при температуре выхлопной части ЦНД свыше 70ºС;
- при повышении температуры свежего пара свыше 565ºС;
- при повышении абсолютного давления свежего пара свыше 140 ата;
- при включенных РД и абсолютных давлениях в камере производственного отбора
ниже 10 ата и в камере нижнего теплофикационного отбора ниже 0,3 ата;
- при включенном верхнем теплофикационном отборе с выключенным нижним;
- с полностью открытыми (на верхнем упоре) сервомоторами РК ЦВД,ЦНД и поворот-
ной диафрагмы на режимах работы с включенными отборами;
- при включенных РД и при абсолютном давлении пара в камере производственного
отбора выше 16 ата и в камере верхнего теплофикационного отбора выше 2,5 ата;
- на выхлоп в атмосферу;
- при абсолютном давлении в камере перегрузочного клапана (за 4-й ступенью) выше
83 ата;
- при абсолютном давлении в камере регулирующего колеса ЦНД (за 18-й ступенью)
выше 13,5 ата;
Примечания:
1. В случаях 5.1.19.1. и 5.1.19.2 эксплуатационный персонал обязан остановить турбину
независимо от действия соответствующих защит.
2. В случаях 5.1.19.3 эксплуатационный персонал обязан немедленно принять меры,
исключающие эти режимы,в противном случае турбина должна быть остановлена.
3. Пуск турбины остановленной из-за отклонения от нормального режима разрешается
после детального анализа .
5.1.20. Запрещается нагружение турбины при неиспытанных предохранительных клапанах
производственного и теплофикационного отборов.
Проверка срабатывания предохранительных клапанов должна быть произведена при
первом,после монтажа или капитального ремонта,пуске турбины на холостом ходу.
5.1.21. Пуск турбины из любого теплового состояния производится на конденсационном ре-
жиме.Положение органов управления турбиной перед пуском должно соответство-
вать п.п.4.2.2.,4.2.10,4.2.12.
5.1.22. Пуск турбины осуществляется на скользящих параметрах свежего пара (блочная
схема).
5.1.23. Пуск турбины запрещается в случаях:
- отклонения показателей теплового и механического состояний турбины от допусти-
мых значений;
- неисправности хотя бы одной из защит,действующих на останов турбины;
-40-
- дефектов системы регулирования и парораспределения,которые могут привести к
разгону турбины;
- неисправности одного из масляных насосов смазки,регулирования,уплотнений
генератора и устройств их автоматического включения (АВР);
- отклонения качества масла от норм на эксплуатационные масла или снижения
температуры масла ниже установленного заводом-изготовителем предела;
- отклонения качества свежего пара по химическому составу от норм.
5.1.24. Пуск турбин,остановленных вследствии следующих причин:
- достижение осевого сдвига предельных значений;
- достижение ОРР ЦВД,ЦСД,ЦНД предельных значений;
- достижение “верх-низ” ЦВД предельных значений;
- достижение температуры масла на сливе из подшипников и температуры колодок
подшипников предельных значений;
- появление металлических задеваний,стуков,искр в уплотнениях,подшипниках,
цилиндрах;
- появление вибрации свыше 11,2 мм/сек производить только после детального
анализа причин и письменного разрешения главного инженера.