6.11. Ликвидация аварийных ситуаций,сопровождающихся выбросом масла

и его воспламенением.

6.11.1. При воспламенении масла, вызванном нарушением плотности маслосистемы и невоз-

можностью немедленно ликвидировать пожар имеющими средствами турбину необхо-

димо остановить аварийно со срывом вакуума.

6.11.2. Обеспечить минимальное давление масла на оси подшипников 0,3÷0,4 ати до останова

ротора.

6.11.3. Снабжение уплотняющих подшипников генератора производить МНУ до полного вытес-

нения водорода на системы.

6.11.4. В случае больших утечек масла,угрозы распространения пожара нарушающих целост-

-76-

ность и работоспособность цехового оборудования прекратить подачу масла на подшип-

ники турбины,не дожидаясь окончания выбега ротора турбины.

6.11.5. Аварийный слив масла из ГМБ (время слива 12÷15 мин) проводить в исключительном

случае:

а) растекание горящего масла в сторону ГМБ и невозможности предотвратить растекание

масла;

б) попадание брызг горящего масла на ГМБ.

6.11.6. В случае аварийного слива из ГМБ оставить в работе МНУ до срыва. Дальнейшее снабже-

ние уплотнения генератора осуществляется от демпферного бака. Время срабатывания

демпферного бака – 40 мин. За это время генератор должен быть переведен на углекислоту.

7. Характерные неисправности и методы их устранения.

№ п.п.	Наименование неисправнос- ти,внешние проявления и признаки.	Вероятные причины	Метод устранения	Примеча- ние
1	2	3	4	5
1.	Не открывается ни один сер- вомотор АЗВ,РК ЦВД,ЦНД и поворотные диафрагмы; напорное давление нормаль- ное.	Не произведена зарядка золотников регулятора бе- зопасности. На электромаг -нитный выключатель воз- действует защита.	Произвести зарядку золотников регулятора безопасности установкой МУТ на “0” по шкале. Снять воздействие защит.
2.	Сервомотор АЗВ открывает- ся, сервомоторы РК ЦВД, ЦНД и поворотной диафраг- мы не открываются.	Введен ОМ.	Вывести ОМ в положение “0” по шкале.
3.	Повышенная нечувствитель- ность системы регулирова- ния,небольшие броски наг- рузки во всех диапазонах нагрузок.	Наличие механических примесей в масле.	Анализ масла.Очистка или замена масла.
4.	Постоянный рост слоя воды в баке системы смазки.	Течь маслоохладителя.Дав- ление охлаждающей воды вмаслоохладителях выше давления масла.Частое про -паривание с торцов конце- вых уплотнений.	Устранить течь.Отрегули- ровать давление охлажда- ющей воды в маслоохла- дителях изменением схе- мы подвода охлаждаю- щей воды.Устранить про- паривание уплотнений (см.п.6.4.6.)
5.	Постоянное снижение уров- ня масла в баке системы смазки.	Течь системы смазки.Засо- рение сеток смазки.	Устранить течь.Очистка сеток маслобака.
6.	Резкое ухудшение вакуума.	Исчезла циркуляционная	Пустить циркнасосы.	5.
		вода из-за остановки цирк- насосов.Срыв сифона ПС-50 Соединение вакуумной сис -темы с атмосферной из-за ошибочного открытия арма -туры.	Закрыть слив с ПС-50 в конденсатор,заполнить сифон.
7.	Медленное ухудшение ваку- ума.	Мал расход циркуляцион- ной воды.Засорение конден -саторных трубок.Недоста- точно пара на уплотнения турбины. Присосы воздуха через не- плотности. Мало давление пара на эжектора.	Последовательно устра- нить вероятные причины.
8.	Внезапное повышение соле- содержания в конденсате конденсатора.	Присосы охлаждающей во- ды из-за повреждения кон- денсаторных трубок или растройства вальцовочных соединений.	Выяснить причины пов- реждения конденсатор- ных трубок.Повреждение трубки заменить или заг- лушить. Произвести подвальцовку	Посмот- реть обло- пачивание последних ступеней ЦНД
9.	Быстрый нагрев баббита од- Ного из подшипников,умень -шение потока масла на сли- ве из подшипника,появление дыма,нагрев масла на сливе из подшипника.	Попадание постороннего предмета (ветошь,обрывки прокладочного материала и т.д.) в маслопровод под- шипника и перекрытие масляного канала.	Ревизия подшипника с проверкой чистоты масло -провода.
10.	При пуске появилась вибра- ция подшипников и цилин- дров,быстрое захолажива- ние нижней половины цы- линдров,быстрый рост раз- ницы температур металла “верх-низ”повышенное иск- ривление РТ.	Заброс воды в проточную часть турбины. Параметры пара низкие. Не прогреты паропроводы.	Турбину немедленно оста -новить и РТ вращать на ВПУ до полного выпрям- ления.Повторный пуск согласно указаний настоя -щей инструкции.
11.	Внезапная сильная вибрация при явно слышимых метал- лических стуках в турбине.	Повреждения в проточной части турбины.	Остановка турбины со срывом вакуума с после- дующей ревизией соот- ветствующего цилиндра (узла)
12.	Повышение давления в каме -ре регулирующего колеса и по отсекам ступеней.	Занос проточной части солями.	Промывка проточной час- ти турбины от солевых отложений.
13.	При работе турбины под наг- рузкой внезапно разуплотни- лись фланцевые соединения перепускных труб и горизон -тальных разъемов цилинд- ров.	Резкое снижение темпера- туры свежего пара или пара после промежуточно- го перегрева.	Восстановить параметры Пара.

Инструкцию составил:

Зам.начальника КТЦ-2 М.В.Чурилов

-78-

ПРИЛОЖЕНИЕ

К ИНСТРУКЦИИ ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ ГЕНЕРАТОРА ТВФ-120-2ЕУЗ,ТВФ-110-2ЕУЗ.

1. Турбогенератор предназначен для выработки электроэнергии в продолжительном режиме работы

при непосредственносм соединении с паровой турбиной.

Обозначения типа турбогенератора:

Т - турбогенератор;

ВФ - водородное формирование охлаждение обмоток ротора;

120,110 - мощность;

2 - число полюсов статора;

Е - серия;

У - климатическое исполнение;

З - категория размещения.

2. Основные параметры охлаждающих сред:

Наименование параметров	ТВФ-120	ТВФ-110
Водород в корпусе генератора	2,5 кг/см²	2,0 кг/см²
Наибольшее “Р” водорода	3,5 кг/см²	3,5 кг/см²
Чистота водорода	98%	98%
Номинальная температура хол.газа	40ºС	40ºС
Тх.г. не менее	20ºС	20ºС

3. Техническая вода в газоохладителях:

Наименование параметров	ТВФ-120	ТВФ-110
Наибольшее “Р”(избыточное) холодной воды	3,0 кг/см²	3,0 кг/см²
Температура хол.воды номинальная наименьшая	33ºС 20ºС	33ºС 13ºС
Номинальный расход охл.воды	400 м³/ч	200 м³/ч

4. Наибольшая допустимая температура отдельных узлов турбогенератора и охлаждающих сред:

Наименование параметров	ТВФ-120	ТВФ-110
Обмотка статора	120ºС	120ºС
Обмотка ротора	110ºС	115ºС
Сердечник статора	120ºС	120ºС
Горячий газ в турбогенераторе	75ºС	75ºС
Холодный газ	55ºС	-
Баббит уплотнений вала	90ºС	90ºС
Масло на сливе из подшипника и уплотнений вала	60ºС	65ºС

5. Газоохладители.

Отвод тепла,выделившегося в турбогенераторе,производится газоохладителями (в ТВФ-120-

6 шт., в ТВФ-110 – 4 шт.), установленными внутри корпуса.Циркуляция воды в газоохладителях

осуществляется насосами НГО.Газоохладители – двухходовые по воде.Для выпуска воздуха из

газоохладителей при заполнении водой в верхних точках камер врезаны воздушники. Во время

работы турбогенератора вентиля воздушников должны быть приоткрыты,а вытекающая вода

должна сливаться в дренажные воронки.Регулировка температуры охлаждающего газа следует

производить изменением расхода охлаждающей воды через газоохладители индивидуальными

сливными задвижками.

6. Надзор за работающим генератором.

6.1. Контроль работы подшипников генератора,возбудителя.

6.2. Контроль,регулировка охлаждающих сред (по заявке эл.цеха).

6.3. Обслуживание маслосистемы уплотнений генератора.

6.4. Внешний осмотр каких-либо работ токосъемных щеток без права производства.

6.5. Поддержание чистоты изоляционных прокладок подшипников генератора,возбудителя.

С П И С О К

работников КТЦ-2,ознакомившихся с инструкцией

№	Ф.И.О.	Должность	Подпись
1.	Анашкин Ю.М.	Нач.смены
2.	Макаревич К.А.	-“-
3.	Обухов А.Ф.	-“-
4.	Титов И.М.	-“-
5.	Гордеев Ю.Н.	-“-
6.	Леханов В.В.	Ст.маш.т/о
7.	Емелин В.Н.	-“-
8.	Серов О.Е.	-“-
9.	Прохоров Д.А.	-“-
10.	Демченко В.Н.	-“-
11.	Карташев Н.Е.	Маш.турбин
12.	Студиков А.Н.	-“-
13.	Глухов Е.Ю.	-“-
14.	Бакиев В.А.	-“-
15.	Лепехин А.Ю.	-“-
16.	Обухова Е.Ф.	Маш.бл.системы
17.	Бакалов В.Ф	-“-
18.	Языков А.В.	-“-
19.	Басов А.Н.	-“-
20.	Свешникова С.А.	-“-
21.	Седов О.В.	-“-
22.	Мустафаев И.Р.	-“-
23.	Радченко С.А.	-“-
24.	Шипицын А.А.	-“-
25.	Бобров Д.Н	-“-
26.	Мулдагалиев Б.У.	Маш.обх.т/о,5гр
27.	Симонов М.М.	-“-
28.	Агуреев М.В.	-“-
29.	Тюклин Г.П.	-“-
30.	Гладилов В.П.	-“-
31.	Вавилов С.П.	Маш.обх.т/о 4 гр.
32.	Коршун А.А.	-“-
33.	Овчинников О.С.	-“-
34.	Андреевский В.Ю.	-“-
35.	Красноцветов И.Ю.	-“-
36.	Зайцев А.В.	-“-
37.	Милешин А.А.	Дежурный слесарь
38.	Мирманов Р.И.	-“-
39.	Лихачев А.М.	-“-
40.	Петриков В.А.	-“-
41.	Борзов М.А.	-“-

С П И С О К

работников КТЦ- АТЭЦ-2 ,ознакомившихся с инструкцией

№	Ф.И.О.	Должность	Подпись	Дата
1.	Анашкин Ю.М.	Нач.смены
2.	Макаревич К.А.	-“-
3.	Обухов А.Ф.	-“-
4.	Титов И.М.	-“-
5.	Гордеев Ю.Н.	-“-
6.	Леханов В.В.	Ст.маш.т/о
7.	Мулдагалиев Б.У.	-“-
8.	Серов О.Е.	-“-
9.	Прохоров Д.А.	-“-
10.	Демченко В.Н.	-“-
16.	Обухова Е.Ф.	Маш.бл.системы
17.	Бакалов В.Ф	-“-
18.	Языков А.В.	-“-
19.	Басов А.Н.	-“-
20.	Свешникова С.А.	-“-
21.	Седов О.В.	-“-
22.	Мустафаев И.Р.	-“-
23.	Радченко С.А.	-“-
24.	Шипицын А.А.	-“-
25.	Тюклин Г.П.	-“-
26.	Студиков А.Н.	Маш.турбин
27.	Вавилов С.П	-“-
28.	Андриевский В.Ю.	-“-
29.	Глухов Е.Ю.	-“-
30.	Харитонов В.Ю..	Маш.обх.т/о,4гр
31.	Овчинников О.С.	-“-
32.	Демченко В.Н.	-“-
33.	Савенков А.В.	-“-
34.	Бахарев С.А.	-“-
35.	Борзов М.А.	Дежурный слесарь
36.	Мирманов Р.И.	-“-
37.	Милешин А.А.	-“-
38.	Лихачев А.М.	-“-
39.	Кабанов И.В.	-“-

ИЗМЕНЕНИЯ И ДОПОЛНЕНИЯ К ИНСТРУКЦИИ

Дата	№ пункта страниц	Содержание изменения (дополнение)	Основание	Подпись внесш.изм.	Подпись Зам.рук. предпр.

С О Д Е Р Ж А Н И Е

Стр.

Введение …………………………………………………………………………… 4

1. Общие положения …………………………………………………………………. 6

2. Указания мер безопасности………………………………………………………… 7

3. Описание основного оборудования:

3.1. Описание турбины………………………………………………………………….. 8

3.2. Масляная система и ВПУ…………………………………………………………… 9

3.3. Система регулирования и защиты………………………………………………….13

3.4. Конденсационное устройство……………………………………………………… 14

3.5. Регенеративная установка………………………………………………………….. 16

3.6. Установка для подогрева сетевой воды……………………………………………18

4. Подготовка к работе:

4.1. Подготовка и включение масляной системы и ВПУ……………………………...19

4.2. Подготовка и включение в работу системы регулирования и защит турбины 22

4.3. Подготовка и включение в работу конденсационного устройства………………25

4.4. Подготовка и включение в работу регенеративной установки………………….28

4.5. Подготовка установки для подогрева сетевой воды………………………………29

4.6. Подготовка турбины к пуску…………………………………………………………30

5. Порядок работы:

5.1. Общие указания………………………………………………………………………..31

5.2. Пуск турбины из холодного состояния……………………………………………..40

5.3. Пуск турбины из горячего (неостывшего) состояния…………………………….43

5.4. Режим работы и изменение параметров……………………………………………45

5.5. Сброс и наброс нагрузки………………………………………………………………61

5.6. Остановка турбины и приведение системы в исходное состояние……………...62

6. Проверка технического состояния и техническое обслуживание:

6.1. Сроки проверки защит…………………………………………………………………64

6.2. Техническое обслуживание системы регулирования и защит……………………66

6.3. Техническое обслуживание системы смазки и ВПУ……………………………….66

6.4. Техническое обслуживание конденсационной и регенеративной установок…..68

6.5. Техническое обслуживание установки для подогрева сетевой воды……………69

6.6. Техническое обслуживание турбины………………………………………………...69

6.7. Расхаживание КОС……………………………………………………………………..70

6.8. Проверка плотности КОС пром.отбора……………………………………………...71

-3-

6.9. Проверка плотности С.К.,РК ЦВД……………………………………………………72

6.10.Проверка бойков автомата безопасности маслом,разгоном……………………...73

6.11.Ликвидация аварийных ситуаций,сопровождающихся выбросом масла и его

воспламенением………………………………………………………………………..75

7. Характерные неисправности и методы их устранения…………………………..76