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.

Утверждена

Главным техническим управлением

по эксплуатации энергосистем

Срок действия установлен

ТИПОВАЯ ИНСТРУКЦИЯ ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ, РЕМОНТУ И КОНТРОЛЮ СТАНЦИОННЫХ ТРУБОПРОВОДОВ СЕТЕВОЙ ВОДЫ
ТИ 34-70-042-85

Разработано предприятиями "Уралтехэнерго" и "Донтехэнерго" Производственного объединения по наладке, совершенствованию технологии и эксплуатации электростанций и сетей "Союзтехэнерго".

Исполнители Е.Н. Патрушев (Уралтехэнерго), Ю.В. Левицкий (Донтехэнерго).

Утверждено Главным техническим управлением по эксплуатации энергосистем 02.07.85.

Заместитель начальника Д.Я. Шамараков.

1. Общие положения

1.1. Настоящая Типовая инструкция устанавливает требования к персоналу, занимающемуся эксплуатацией и ремонтом, а также выполняющему ультразвуковую и радиографическую дефектоскопию металла теплофикационных трубопроводов электростанций.

1.2. Инструкция составлена на основании:

Правил устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды (М.: Недра, 1971);

Инструкции по монтажу трубопроводов пара и воды на тепловых электростанциях (М.: Информэнерго, 1976);

Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей (М.: Энергия, 1977);

Руководящих указаний по объему оснащения тепловых электрических станций контрольно-измерительными приборами, средствами авторегулирования технологической защиты, блокировки и сигнализации (М.: СЦНТИ ОРГРЭС, 1969);

Противоаварийного циркуляра N Т-1/80 "О повышении надежности работы теплофикационных трубопроводов электростанций" (М.: СПО Союзтехэнерго, 1980);

Инструкции по эксплуатации тепловых сетей (М.: Энергия, 1972);

Типовой инструкции по эксплуатации станционных установок подогрева сетевой воды (М.: СПО Союзтехэнерго, 1982);

Руководящих технических материалов по сварке при монтаже оборудования тепловых электростанций. РТМ-1С-81 (М.: Энергоиздат, 1982);

Основных положений по ультразвуковой дефектоскопии сварных соединений котлоагрегатов и трубопроводов тепловых электростанций (ОП N 501 ЦД-75) (М.: СПО Союзтехэнерго, 1978);

Инструкции по защите тепловых сетей от электрохимической коррозии (М.: Стройиздат, 1975);

Правил техники безопасности при эксплуатации тепломеханического оборудования электростанций и тепловых сетей (М.: Энергоатомиздат, 1984);

Ведомственной инструкции по радиографическому контролю сварных соединений металлоконструкций, трубных систем котлов и трубопроводов при изготовлении, монтаже и ремонте оборудования тепловых электростанций, 19-107 (М.: Информэнерго, 1980);

Строительных норм и правил (СНиП) "Нормы проектирования. Тепловые сети".

2. Основные требования

2.1. Общие указания

2.1.1. Указания настоящей Типовой инструкции охватывают все трубопроводы сетевой воды, находящиеся на балансе электростанции.

Границей теплофикационного оборудования электростанции считаются разделительные задвижки, установленные на территории электростанции, или стена (ограждение) территории электростанции, что в каждом конкретном случае решается энергоуправлением. Разделительные задвижки находятся в ведении электростанции и обслуживаются ее персоналом.

2.1.2. При проектировании, изготовлении, монтаже и ремонте трубопроводов и их элементов должны применяться материалы, указанные в табл. 2 - 7 Правил устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды (М.: Недра, 1971), а также рекомендованные СНиП и указаниями Минэнерго СССР.

2.1.3. Качество и свойства материалов трубопроводов и их элементов должны удовлетворять требованиям соответствующих стандартов и технических условий, что должно быть подтверждено сертификатами заводов-поставщиков.

Материалы, не имеющие паспортов или сертификатов, могут применяться только после их испытания и контроля согласно требованиям Правил устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды.

2.1.4. Компоновка трубопроводов и арматуры, подлежащих периодическому контролю в процессе эксплуатации, должна обеспечивать доступ к ним для обследования и ремонта.

2.1.5. Все соединения труб должны быть сварными, за исключением мест применения фланцевой арматуры.

2.1.6. Наружная поверхность трубопроводов и металлических конструкций (балки, опоры и др.) должна быть защищена стойкими антикоррозионными покрытиями.

2.1.7. Трубопроводы, арматура, компенсаторы и фланцевые соединения должны быть покрыты тепловой изоляцией в соответствии с проектом.

Трубопроводы покрываются тепловой изоляцией при всех типах их прокладки.

Материалы, применяемые для тепловой изоляции, не должны оказывать коррозионное воздействие на трубопроводы.

Для крепления теплоизоляционных конструкций должны применяться детали, имеющие антикоррозионные покрытия (оцинкованные, кадмированные и т.п.) или изготовленные из коррозионно-стойких материалов.

2.1.8. На все работы, проводимые в процессе монтажа и эксплуатации, должна быть оформлена соответствующая техническая документация.

2.2. Классификационные группы трубопроводов

Станционные трубопроводы в зависимости от температуры рабочей среды подразделяются на две группы:

2.2.1. Первая группа - трубопроводы, относящиеся по Правилам устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды к четвертой категории, определяемой по рабочим параметрам среды:

Давление до 1,57 МПа (16 кгс/кв. см) включительно;

Температура свыше 115 °C.

К ним относятся подающие трубопроводы, начиная с той ступени теплоприготовительной установки, где при расчетном режиме теплосети достигается нижняя граница четвертой категории трубопроводов по температуре рабочей среды.

2.2.2. Вторая группа - трубопроводы, не имеющие "категорийности" вследствие низкой (115 °C и ниже) температуры сетевой воды. К ним относятся обратные трубопроводы тепловых сетей, трубопроводы подпиточного комплекса и подающие трубопроводы в пределах теплоприготовительной установки, в которых температура сетевой воды в расчетном режиме тепловой сети не достигает 115 °C.

Примечание. Если в схеме теплоприготовительной установки есть ступень подогрева с давлением сетевой воды более 1,57 МПа (16 кгс/кв. см), трубопровод этого участка подлежит регистрации в местных органах Госгортехнадзора с оформлением документации и организацией технического освидетельствования и надзора в соответствии с правилами Госгортехнадзора СССР для трубопроводов третьей категории.

2.3. Регистрация трубопроводов

2.3.1. Станционные трубопроводы четвертой категории и "бескатегорийные" подлежат регистрации на электростанции - владельце трубопроводов.

2.3.2. На все трубопроводы должны быть заведены специальные шнуровые книги-паспорта, отдельно для каждой классификационной группы.

2.3.3. К паспорту трубопровода должны быть приложены следующие документы:

Исполнительная схема трубопровода с указанием на ней диаметров и толщин труб, расположения опор, компенсаторов, арматуры, сбросных и дренажных устройств, устройств выпуска воздуха, а также сварных соединений;

Свидетельство о качестве изготовления и монтажа трубопровода;

Акт приемки в эксплуатацию трубопровода электростанцией от монтажной организации.

Примечание. Допускается исполнительную схему трубопровода выполнить как единую для всей технологической цепочки подогрева сетевой и подпиточной воды. Эта схема прилагается к паспорту головного участка сетевых трубопроводов электростанции, а в паспортах других участков об этом должна быть сделана соответствующая запись.

2.3.4. Форма паспорта, свидетельства об изготовлении и свидетельства о монтаже трубопровода должна соответствовать установленной в приложениях 1 - 3 Правил устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды.

2.3.5. На каждый трубопровод после его регистрации в специальные таблички (форматом не менее 400 x 300 мм) должны быть занесены следующие данные:

Регистрационный номер;

Разрешенное давление;

Температура воды (соответственно расчетному режиму работы тепловой сети).

Таблички устанавливаются по одной на каждом трубопроводе в наиболее доступном и освещенном месте.

2.4. Разрешение на эксплуатацию трубопроводов

2.4.1. Разрешение на эксплуатацию сетевых и подпиточных трубопроводов выдается лицом, ответственным на электростанции за исправное состояние и безопасную эксплуатацию этих трубопроводов (назначается приказом главного инженера электростанции), на основании проверки документации и результатов произведенного им освидетельствования.

Разрешение на эксплуатацию записывается в паспорт трубопровода указанным выше лицом.

2.4.2. Разрешение на пуск в работу сетевых и подпиточных трубопроводов выдается лицом, ответственным на электростанции за исправное состояние и безопасное действие трубопроводов, на основании проверки соответствия их технической документации и готовности к пуску.

Разрешение на пуск в работу оформляется записью в сменном журнале указанным выше лицом.

2.5. Техническое освидетельствование трубопроводов

2.5.1. Все станционные трубопроводы перед пуском в эксплуатацию и в процессе эксплуатации должны подвергаться техническому освидетельствованию, которое проводится под руководством начальника котлотурбинного цеха (КТЦ) или его заместителя и включает следующие мероприятия:

а) наружный осмотр трубопроводов. Вновь смонтированные трубопроводы подвергаются наружному осмотру до наложения изоляции. Трубопроводы, проложенные открытым способом или в проходных каналах, осматриваются без снятия изоляции не реже одного раза в месяц в течение отопительного сезона.

Лицо, ответственное за безопасную эксплуатацию трубопроводов, в случае появления у него сомнений относительно состояния стенок или сварных швов трубопровода должно распорядиться о частичном или полном удалении изоляции для проведения необходимого контроля.

Трубопроводы, проложенные в непроходных каналах или бесканально, осматриваются в летний период путем вскрытия грунта и снятия изоляции на одном участке, выбираемом в наиболее неблагоприятном по условиям коррозии месте. В случае появления сомнений относительно состояния стенок или сварных швов должен быть выполнен дополнительный шурф;

б) гидравлическую опрессовку трубопроводов.

Опрессовка должна производиться:

После монтажа трубопроводов и окончания всех сварочных работ, а также после установки и окончательного закрепления опор и подвесок, но до наложения изоляции;

Ежегодно после ремонта теплоприготовительной установки до начала отопительного периода.

Опрессовка трубопроводов в собранном виде вместе с установленным оборудованием (задвижки, компенсаторы, спускные и воздушные краны и т.п.) должна производиться пробным давлением, равным 1,25 рабочего давления, но не менее 1,57 МПа (16 кгс/кв. см) в подающем и обратном трубопроводах.

Сосуды, являющиеся неотъемлемой частью трубопроводов, испытываются тем же давлением, что и трубопроводы.

Продолжительность опрессовки определяется временем, необходимым для тщательного осмотра всей испытываемой схемы трубопроводов.

Результаты опрессовки считаются удовлетворительными, если во время проведения ее не произошло падения давления по манометру и не обнаружены признаки разрыва, течи или потения в сварных швах, корпусах и сальниках арматуры, во фланцевых соединениях и т.п.

Опрессовка трубопроводов должна производиться при положительной температуре окружающего воздуха. При температуре наружного воздуха ниже 1 °C опрессовка должна производиться водой, подогретой до 45 °C. Для предупреждения замерзания воды и для быстрого ее удаления должны быть предусмотрены меры, обеспечивающие спуск воды в течение не более 1 ч;

в) внутренний осмотр трубопроводов. Такой осмотр производится по возможности при ремонтах теплофикационного оборудования электростанций, включающих:

Разборку фланцевых соединений (ремонт или замену задвижек);

Замену участков трубопроводов;

Изменение трассировки трубопроводов и т.п.

Осмотр внутренних поверхностей осуществляется с помощью электрической лампочки напряжением 12 В, укрепленной на конце длинной штанги, вдоль которой уложены электрические провода.

2.5.2. Результаты технического освидетельствования и заключение о возможности эксплуатации трубопровода с указанием разрешенного рабочего давления и сроков следующего освидетельствования должны быть записаны в паспорт трубопровода лицом, производившим освидетельствование.

2.5.3. Если при освидетельствовании трубопровода окажется, что он находится в аварийном состоянии или имеет серьезные дефекты, вызывающие сомнение в его прочности, то дальнейшая эксплуатация трубопровода должна быть запрещена, а в паспорте сделана соответствующая обоснованная запись. Вывод трубопровода из работы может быть осуществлен только по распоряжению главного инженера электростанции или его заместителя.

3. Указания по мерам безопасности при обслуживании

и ремонте трубопроводов сетевой воды

3.1. Запрещается во время эксплуатации трубопровода проведение его ремонта или работ, связанных с ликвидацией неплотностей соединений его отдельных элементов, за исключением подтяжки болтов фланцевых соединений и сальников стальных компенсаторов при опробовании и прогреве трубопроводов. Избыточное давление воды в трубопроводе при ликвидации указанных неплотностей не должно превышать 0,5 МПа (5 кгс/кв. см) и 1,2 МПа (12 кгс/кв. см) соответственно.

Добивку сальников компенсаторов и арматуры допускается производить при избыточном давлении в трубопроводе не более 0,02 МПа (0,2 кгс/кв. см) и температуре воды не выше 45 °C.

3.2. При обнаружении отклонений в работе оборудования от нормального режима, которые могут быть причиной несчастного случая, должны быть приняты меры по обеспечению безопасности персонала.

При обнаружении свищей в трубопроводах или корпусах арматуры немедленно прекратить все работы на аварийном оборудовании, удалить из опасной зоны персонал и вывесить знаки безопасности: "Проход воспрещен", "Осторожно! Опасная зона".

Определение опасной зоны и вывод людей осуществляет начальник смены КТЦ или старший машинист турбинного отделения.

О принятых мерах должно быть доложено начальнику смены электростанции.

3.3. До начала ремонта трубопровода в соответствии с нарядом-допуском надежно отключить его от смежных трубопроводов и оборудования, снять давление и освободить трубопровод от воды. Вся отключающая арматура и вентили дренажей должны быть обвязаны цепями или заблокированы другими приспособлениями и заперты на замки. Ключи от замков должны храниться у начальника смены КТЦ или старшего машиниста турбинного отделения.

3.4. С электроприводов отключающей арматуры на время ремонта должно быть снято напряжение, а с цепей управления электроприводами - предохранители.

На вентилях и задвижках отключающей арматуры вывесить знаки безопасности "Не открывать - работают люди"; на вентилях открытых дренажей - "Не закрывать - работают люди"; на ключах управления электроприводами отключающей арматуры - "Не включать - работают люди"; на месте работы - "Работать здесь!".

3.5. При разболчивании фланцевых соединений трубопроводов необходимо:

Убедиться в отключении участка трубопровода и проверить отсутствие в нем давления и воды;

Вблизи разболчиваемого фланцевого соединения участок трубопровода дополнительно закрепить, чтобы его концы не опускались и в трубопроводе не возникали дополнительные напряжения при разболчивании;

Участок цеха, расположенный ниже, оградить и выставить знаки безопасности "Осторожно! Опасная зона";

Фланцы раскрывать осторожно, обязательно в присутствии производителя работ.

Запрещается применять для раздвижки фланцев зубила и клинья.

3.6. При сборке фланцевого соединения совпадение болтовых отверстий проверять с помощью ломиков иль конусных оправок.

3.7. Вырезку участков бесфланцевого трубопровода производить с соблюдением тех же правил, что и при разборке фланцевых соединений.

3.8. Для разборки и сборки фланцевых соединений применять ключи с точно подогнанными по гайкам зевами. Для ослабления гаек разрешается применять ключи с удлиненными рукоятками и рычагами. Наносить удары кувалдой или другими тяжелыми предметами по ключу запрещается.

3.9. При выполнении теплоизоляционных работ с применением проволоки (последняя должна быть отожженной) концы проволочного каркаса изоляции и проволочных крепежных деталей должны быть загнуты и закрыты изоляцией или покровным слоем; оставлять концы проволоки незагнутыми, а также применять неотожженную проволоку запрещается.

4. Эксплуатация трубопроводов сетевой воды

4.1. Эксплуатационный надзор

4.1.1. Руководство электростанции приказом назначает из числа инженерно-технических работников лицо, ответственное за исправное состояние и безопасную эксплуатацию трубопроводов, в обязанности которого входит их осмотр не реже одного раза в месяц.

4.1.2. Инженерно-технические работники и лица из числа обслуживающего персонала, обеспечивающие исправное состояние и безопасную эксплуатацию трубопроводов, определяются организационной структурой и должностными инструкциями конкретной электростанции. Это, как правило, следующие работники КТЦ:

Начальник цеха;

Заместитель начальника по турбинному отделению;

Старший инженер по эксплуатации;

Начальник смены;

Старший машинист турбинного отделения;

Машинист турбины;

Машинист-обходчик вспомогательного оборудования;

Машинист подогревателей сетевой воды;

Дежурный слесарь турбинного отделения.

4.1.3. Лица, занимающиеся эксплуатацией и ремонтом трубопроводов, должны подвергаться проверке знаний Правил устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды перед назначением на должность и периодически одновременно с проверкой знаний Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей (ПТЭ), производственных и должностных инструкций.

4.1.4. К обслуживанию трубопроводов сетевой и подпиточной воды могут быть допущены лица не моложе 18 лет, обученные по соответствующей программе и знающие эксплуатационную инструкцию.

4.1.5. В турбинном отделении на рабочих местах обслуживающего персонала (блочных или объединенных щитах управления, а где их нет, - на местных щитах управления турбинами или подогревателями сетевой воды) должны быть вывешены оперативные схемы трубопроводов сетевой и подпиточной воды, выполненные в условных цветах (например, с температурой воды до 115 °C - синего цвета, свыше 115 °C - красного).

4.1.6. Инструкция по эксплуатации и ремонту станционных трубопроводов должна находиться на всех рабочих местах обслуживающего персонала турбинного отделения.

4.1.7. Замечания по состоянию трубопроводов сетевой и подпиточной воды заносятся за подписью лица, производившего обход оборудования, в журнал дефектов, находящийся на рабочем месте начальника смены КТЦ.

4.1.8. На основании записей в журнале дефектов принимаются оперативные меры к устранению выявленных неполадок в эксплуатации трубопроводов.

4.1.9. Места и участки трубопроводов, подвергавшиеся увлажнениям из-за парений, течей или затопления, должны быть освобождены от изоляции и подвергнуты тщательному визуальному осмотру. При наличии заметных следов коррозии произвести измерение толщины стенки трубы согласно разд. 4.6 настоящей Типовой инструкции.

4.1.10. Сведения о выполненных на трубопроводах ремонтных работах, не вызывающих необходимости досрочного освидетельствования (отсутствие сварочных работ), заносятся за подписью лица, ответственного на электростанции за исправное состояние и безопасную эксплуатацию трубопроводов, в журнал ремонтов турбинного отделения.

4.1.11. Сведения о проводимых на трубопроводах ремонтных работах, вызывающих необходимость внеочередного освидетельствования, а также сведения о применяемых при ремонтах материалах и качестве сварки заносятся за подписью лица, ответственного на электростанции за исправное состояние и безопасную эксплуатацию трубопровода, в его паспорт, находящийся у заместителя начальника КТЦ.

4.2. Общие указания по эксплуатации трубопроводов

4.2.1. Теплофикационное оборудование теплоснабжающих электростанций находится в оперативном ведении диспетчера теплосети и не может быть выведено из работы или резерва, а также включено в работу без разрешения диспетчера, кроме случаев явной опасности для людей и оборудования.

4.2.2. Режим работы теплофикационного оборудования электростанции задается диспетчерской службой теплосети.

4.2.3. Основные задачи персонала, занятого обслуживанием трубопроводов в процессе текущей эксплуатации, следующие:

Поддержание в исправном состоянии оборудования, строительных и других конструкций трубопроводов, своевременный их осмотр и профилактический ремонт;

Устранение излишних потерь тепла вследствие нарушения герметичности оборудования и целостности тепловой изоляции;

Предупреждение, локализация и ликвидация неполадок и аварий.

4.2.4. При расположении трубопроводов на открытом воздухе задвижки с электроприводами должны заключаться в кожухи, защищающие арматуру и электропривод от атмосферных осадков.

4.2.5. Арматура, установленная на подающем трубопроводе, обозначается нечетным номером, а соответствующая ей арматура на обратном трубопроводе - следующим за ним большим четным номером.

4.2.6. Арматура должна иметь надписи с названиями и номерами согласно схеме сетевых и подпиточных трубопроводов, а также указатели направления вращения штурвала.

4.2.7. Клапаны регулятора подпитки должны иметь указатели степени открытия регулирующего органа, запорная арматура - указатели положения запорного органа (открыто - "О", закрыто - "З").

4.2.8. Тепловая изоляция трубопровода и его элементов должна поддерживаться в исправном и сухом состоянии.

4.2.9. Тепловая изоляция подающих и обратных трубопроводов сетевой воды, расположенных на открытом воздухе, должна иметь металлическое защитное покрытие.

4.2.10. Изоляция трубопроводов воды окрашивается в зеленый цвет, причем на подающем и обратном трубопроводах должны быть нанесены маркировочные кольца соответственно желтого и коричневого цветов.

При наличии защитного покрытия или алюминиевой окраски на поверхность должны наноситься только маркировочные кольца тех же цветов. Расстояния между кольцами в зависимости от местных условий должны быть от 1 до 5 м. Для удобства ориентировки кольца обязательно должны наноситься перед входом и после выхода из стены или непроходного канала и по обе стороны задвижек.

4.2.11. Окраска (цвет, размеры цветных колец) и надписи (условные буквенные обозначения, размеры букв и цифр) на трубопроводах должны соответствовать правилам Госгортехнадзора СССР и ГОСТ 14202-69.

4.2.12. На магистральных сетевых трубопроводах должны быть сделаны следующие надписи:

Номер магистрали (римской цифрой);

Стрелка, указывающая направление движения рабочей среды;

Буквенные обозначения теплоносителя (подающий трубопровод - П.С., обратный трубопровод - О.С.).

4.2.13. На сетевых и подпиточных трубопроводах в пределах теплоприготовительной установки должны быть нанесены:

Стрелки, указывающие направление движения рабочей среды;

Буквенные обозначения теплоносителя (сетевая вода - С.В., подпиточная сетевая вода - В.П.).

Буквы и цифры выполняются печатным шрифтом. Надписи наносятся краской, ясно видимой на фоне основной окраски трубопровода. Не допускается размещение надписи на цветных кольцах.

4.2.14. Число надписей на одном и том же трубопроводе не нормируется. Надписи должны быть видимы с мест управления задвижками. В местах выхода и входа трубопровода в другое помещение, а также на входе и выходе непроходного канала надписи обязательны.

4.2.15. Трубопроводы сетевой и подпиточной воды должны быть оснащены средствами технологического контроля, авторегулирования и защиты в необходимом для их нормальной эксплуатации объеме согласно проекту и в соответствии с "Руководящими указаниями по объему оснащения тепловых электрических станций контрольно-измерительными приборами, средствами авторегулирования, технологической защиты, блокировки и сигнализации" (М.: СЦНТИ ОРГРЭС, 1969).

4.2.16. Заполнение сетевых трубопроводов, их промывка, дезинфекция, включение циркуляции и другие операции по пуску тепловых сетей, а также любые испытания сети или ее отдельных элементов и конструкций должны выполняться под руководством ответственного руководителя работ по специально разработанной технической программе, утвержденной руководством теплосети и согласованной с руководством электростанции.

4.3. Подготовка трубопроводов к работе

4.3.1. Перед включением в работу трубопроводы и арматура должны быть тщательно осмотрены.

4.3.2. Если включение трубопроводов производится после ремонта или длительного отключения (свыше 10 сут.), то должны быть проверены:

Исправность тепловой изоляции;

Исправность неподвижных и скользящих опор, пружинных креплений, компенсаторов;

Состояние дренажей и воздушников;

Наличие и исправность приборов теплового контроля;

Исправность автоматического сбросного устройства на трубопроводе (предохранительной мембраны, устройства с разрывными стержнями, гидрозатвора и т.п.).

4.3.3. Заполнение трубопроводов производится деаэрированной водой с температурой не ниже 40 °C и не выше 70 °C.

4.3.4. Перед заполнением водой тепловой сети на станционных трубопроводах должны быть:

Закрыты все дренажные устройства;

Закрыты головные задвижки на подающем и обратном трубопроводах;

Закрыта задвижка на перемычке между подающим и обратным трубопроводами;

Открыты все воздушники на заполняемых трубопроводах.

4.3.5. Заполнение водой основной магистрали теплопровода производится в следующем порядке:

На обратном трубопроводе открывается байпас головной задвижки, а потом сама задвижка;

По окончании заполнения обратной магистрали открывается перемычка между обратным и подающим трубопроводами и начинается заполнение водой подающей магистрали.

4.3.6. На все время заполнения степень открытия головных задвижек и задвижки на перемычке между подающим и обратным трубопроводами устанавливается и изменяется только по указанию диспетчера теплосети.

4.3.7. Скорость заполнения трубопроводов устанавливается специальной технической программой и определяется условиями недопустимости гидравлических ударов и обеспечения незамерзания воды в трубопроводах при заполнении в зимнее время.

4.3.8. Заполнение трубопровода считается законченным, когда выход воздуха из всех воздушных кранов прекратится, после чего их необходимо закрыть.

4.3.9. После окончания заполнения трубопроводов необходимо в течение 2 - 3 ч несколько раз открывать воздушные краны, чтобы убедиться в окончательном удалении воздуха. Подпиточные насосы должны быть в работе для поддержания статического давления заполненной сети.

4.3.10. Включение теплоприготовительной установки электростанции производится после установления циркуляционного режима. Последовательность действий дежурного персонала при этом определяется производственной инструкцией по установке и специальной технической программой.

4.3.11. Изменение температуры воды на выводах электростанции должно осуществляться постепенно и равномерно со скоростью, не превышающей 30 °C/ч.

4.3.12. После установления циркуляционного и теплового режимов необходимо в течение двух - трех дней периодически выпускать воздух через все воздушные устройства станционных трубопроводов.

4.4. Техническое обслуживание трубопроводов

4.4.1. Лица дежурного персонала, обслуживающие трубопроводы сетевой воды, обязаны:

а) не допускать повышения давления и температуры воды сверх допустимых значений, указанных в специальной табличке на трубопроводе и в его паспорте;

б) поддерживать давление воды в трубопроводах при работе сетевых и подпиточных насосов:

В подающем трубопроводе - с запасом не менее 0,049 МПа (0,5 кгс/кв. см) для предотвращения вскипания воды при максимальной ее температуре в любой точке теплоприготовительной установки и подающего трубопровода;

В обратном трубопроводе - на уровне, обеспечивающем давление в любой точке тепловых сетей не менее 0,049 МПа (0,5 кгс/кв. см), но не превышающем допустимого для систем теплопотребления.

Во всех случаях отклонений параметров от допустимых значений немедленно принимать меры по устранению причин, их вызвавших;

в) производить ежесуточно осмотр трубопроводов по утвержденному руководством электростанции графику и маршруту с занесением замечаний по их состоянию в журнал дефектов, принимать оперативные меры по устранению выявленных дефектов и неполадок;

г) следить за правильной работой компенсаторов, опор и подвесок и в случае их неисправности или неудовлетворительного состояния принимать меры вплоть до отключения трубопровода. Определение состояния указанного оборудования производится администрацией цеха по немедленному вызову ее на место. Отключение трубопровода производится по распоряжению главного инженера электростанции или его заместителя;

д) следить за правильностью тепловых расширений трубопроводов в процессе их работы путем выполнения проверок на отсутствие защемления;

е) проверять отсутствие вибрации и гидроударов; при их появлении принимать срочные меры к ликвидации аварийного состояния трубопровода вплоть до его отключения;

ж) вести наблюдение за плотностью арматуры и фланцевых соединений, устранять мелкие дефекты, появляющиеся в процессе эксплуатации (течи через сальники арматуры, фланцевые соединения, дренажи и т.п.) и приводящие к увлажнению изоляции трубопроводов.

При значительных утечках сетевой воды принимать меры вплоть до отключения трубопровода, получив разрешение от вышестоящего оперативного персонала.

Своевременно ликвидировать источники увлажнения изоляции трубопроводов из-за течей и капели с других технологических трубопроводов электростанции (циркуляционных водоводов, пожарно-технического водопровода и т.п.);

з) принимать меры к своевременному удалению скапливающейся в помещениях минусовой отметки и каналах воды, не допускать проникновения грунтовых и верховых вод в камеры и каналы на территории электростанции;

и) устранять излишние потери тепла путем своевременного выявления и принятия мер к скорейшему восстановлению разрушенной изоляции, контролировать температуру на ее поверхности.

Температура на поверхности изоляции сетевых и подпиточных трубопроводов при любом режиме работы теплосети не должна превышать +45 °C при температуре окружающего воздуха +25 °C;

к) следить за исправностью измерительных приборов и в случае выхода их из строя требовать от персонала цеха тепловой автоматики и измерений электростанции немедленного устранения дефектов в приборах или их замены;

л) производить запись показаний измерительных приборов давления, температуры и расхода сетевой воды там, где это предусмотрено производственными инструкциями;

м) производить отключения и включения трубопроводов сетевой воды по нарядам-допускам, по указанию начальника смены, а также при опасности возникновения несчастного случая или нарушения целостности оборудования;

н) производить опробование предохранительных клапанов или специальных защитных (сбросных) устройств, установленных на трубопроводах, по утвержденному графику;

о) для обеспечения свободного закрытия и открытия запорной арматуры периодически, не реже одного раза в месяц, смазывать штоки задвижек (вентилей), проверять затяжку сальниковых уплотнений и отсутствие прикипания уплотнительных поверхностей путем расхаживания штоков. Глубина расхаживания определяется допустимым диапазоном изменения давлений для данного конкретного гидравлического режима теплосети;

п) поддерживать чистоту в помещениях теплоприготовительной установки, в том числе на ее минусовых отметках и проходных каналах трубопроводов;

р) регулярно, не реже одного раза в четыре месяца, проводить тренировки с отработкой четкости, последовательности и быстроты выполнения противоаварийных операций.

4.4.2. На трубопроводах должен вестись систематический контроль за их внутренней коррозией путем:

Проведения анализов сетевой воды;

Внутреннего осмотра трубопроводов при ремонте (входит в объем технического освидетельствования трубопроводов).

4.4.3. Устройство автоматического сброса сетевой воды должно быть включено в течение всего времени работы теплоприготовительной установки. Отключение этого устройства на работающем оборудовании разрешается только в случае очевидной ее неисправности и выполняется по распоряжению начальника смены с обязательным уведомлением главного инженера электростанции.

4.5. Испытания трубопроводов

4.5.1. На трубопроводах и теплофикационном оборудовании электростанции должны осуществляться:

а) ежегодно после окончания отопительного сезона гидравлическая опрессовка для выявления дефектов, подлежащих устранению при ремонте в летний период. Опрессовка производится, как правило, совместно с тепловой сетью;

б) ежегодно до начала отопительного периода повторная гидравлическая опрессовка для проверки плотности после проведенного ремонта (входит в объем ежегодного технического освидетельствования станционных трубопроводов). Опрессовка производится, как правило, совместно с тепловой сетью;

в) один раз в два года непосредственно перед окончанием отопительного сезона проверка на расчетную температуру теплоносителя (проводится только совместно с тепловой сетью).

Примечание. Одновременное проведение испытаний на расчетную температуру и плотность не разрешается;

г) один раз в год (поочередно в летний и зимний периоды) электрические измерения по определению опасности коррозии, вызываемой блуждающими токами, если на территории электростанции есть подземная прокладка сетевых трубопроводов.

4.5.2. Один раз в пять лет электростанция обеспечивает режимы для проведения испытаний по определению тепловых и гидравлических потерь в тепловых сетях.

4.6. Контроль состояния поверхностей и сварных швов

трубопроводов при эксплуатации

4.6.1. При наличии заметных следов коррозии следует произвести зачистку поверхностей труб и измерить толщину стенки с помощью ультразвуковых толщиномеров "Кварц-5", ТУК-3 и др.

При результатах измерений, вызывающих сомнения, и при выявлении утонения стенки на 10% и более необходимо производить контрольные засверловки и определять фактическую толщину стенки.

При выявлении местного утонения стенки на 10% проектного (первоначального) значения эти участки надо подвергать повторному контролю в ремонтную кампанию следующего года. Участки с утонением стенки трубопровода на 20% и более подлежат замене.

4.6.2. Участки трубопроводов, на которых выявлена интенсивная коррозия, в процессе дальнейшей эксплуатации должны подвергаться усиленному надзору и контролю. Выявленные источники усиленной коррозии должны быть незамедлительно устранены.

4.6.3. Один раз в десять лет сварные соединения трубопроводов, расположенные в местах, подвергавшихся увлажнениям из-за парений, течей или затопления, а также находящиеся в наиболее тяжелых условиях работы (расположенные на более напряженных участках компенсаторов, у неподвижных опор, секторных отводов, угловые сварные соединения и т.п.), должны быть подвергнуты ультразвуковой или радиографической дефектоскопии.

4.7. Аварийное отключение трубопроводов

4.7.1. Отключение трубопровода производится запорной арматурой, предусмотренной в схеме теплоприготовительной установки.

4.7.2. Эксплуатационный персонал должен иметь четко разработанный оперативный план действий при появлении аварийных ситуаций или аварий (порядок отключения трубопроводов, сетевых насосов, подогревателей сетевой воды и т.д.), утвержденный главным инженером электростанции.

К оперативному плану должны быть приложены схемы возможных аварийных переключений между коллекторами, подогревателями сетевой воды и т.п. (в зависимости от конкретной тепловой схемы).

4.7.3. В случаях повреждений трубопровода дежурный персонал должен быстро выявить места повреждений и локализовать их, выявленные причины неполадок ликвидировать.

4.7.4. Независимо от масштаба повреждений трубопровода и времени на их ликвидацию необходимо стремиться удержать нормальный эксплуатационный режим, а при объективной невозможности этого поддерживать соответствующий из заранее разработанных аварийных режимов.

4.7.5. При отклонениях в работе оборудования от нормального режима или авариях, снижающих теплофикационную мощность водоподогревательной установки, начальник смены электростанции обязан немедленно известить дежурного диспетчера теплосети, указав количественное изменение отпуска тепла.

5. Ремонт трубопроводов сетевой воды

5.1. Общие указания

5.1.1. Ремонт трубопроводов производится по мере необходимости на основе результатов периодических осмотров и ежегодных опрессовок.

5.1.2. График выполнения ремонтных работ должен разрабатываться исходя из условия одновременного ремонта трубопроводов электростанции и тепловой сети и с учетом графика ремонтов соответствующего основного и вспомогательного оборудования (теплофикационных турбин, котлов, подогревателей сетевой воды, насосных агрегатов и т.п.).

5.1.3. Трубопроводы сетевой и подпиточной воды до ввода их в эксплуатацию после монтажа или капитального ремонта должны подвергаться гидропневматической промывке и дезинфекции.

5.2. Контроль качества сварных соединений

трубопроводов при монтаже и ремонте

5.2.1. Порядок контроля следующий:

а) в процессе монтажа и ремонта трубопроводов должен осуществляться систематический контроль качества сварочных работ: предварительный, пооперационный и контроль готовых сварных соединений;

б) при предварительном контроле подлежат проверке качество сварочных материалов и установление их соответствия требуемым нормам, квалификация сварщика, дефектоскописта, состояние сварочного оборудования, сборочно-сварочных приспособлений, аппаратуры и приборов для дефектоскопии;

в) при пооперационном контроле проверяются:

Соответствие материала свариваемых элементов принятым в проекте маркам стали;

Качество подготовки труб и деталей под сварку;

Качество сборки труб под сварку;

В процессе выполнения сварки режим сварки, порядок наложения отдельных слоев, их форма, зачистка шлака между слоями, а также нет ли надрывов, пор, трещин и других внешних дефектов в швах;

г) готовые сварные стыки трубопроводов подвергаются следующему контролю:

Внешнему осмотру и измерению;

Ультразвуковой или радиографической дефектоскопии.

5.2.2. Оценка качества сварных соединений по результатам внешнего осмотра и измерения должна производиться в соответствии с требованиями РТМ-1С-81.

5.2.3. Ультразвуковой или радиографической дефектоскопии в целях выявления возможных внутренних дефектов (трещин, непроваров, пор, шлаковых включений и др.) подлежат все сварные соединения, выполненные при монтаже и ремонте в период эксплуатации.

Ультразвуковая дефектоскопия сварных стыков производится в соответствии с ГОСТ 14782-76 и "Основными положениями по ультразвуковой дефектоскопии сварных соединений котлоагрегатов и трубопроводов тепловых электростанций (ОП N 501 ЦД-75)" (М.: Союзтехэнерго, 1978).

Радиографическая дефектоскопия сварных соединений производится в соответствии с ГОСТ 7512-75, ОСТ 3-1458-80 и "Ведомственной инструкцией по радиографическому контролю сварных соединений металлоконструкций, трубных систем котлов и трубопроводов при изготовлении, монтаже и ремонте оборудования тепловых электростанций, 19-107" (М.: Информэнерго, 1980).

Оценка качества сварных соединений по результатам ультразвуковой и радиографической дефектоскопии должна производиться в соответствии с требованиями ОП N 501 ЦД-75 и РТМ-1С-81.

5.3. Ремонт фланцевых соединений трубопроводов

5.3.1. При техническом осмотре фланцевых соединений необходимо проверить:

Чистоту уплотнительных поверхностей (зеркал) фланцев;

Нет ли трещин, раковин и свищей;

Правильность опорных мест под гайки или головки болтов;

Исправность крепежных соединений;

Нет ли перекосов или искривления фланцев.

5.3.2. Уплотнительные поверхности фланцев должны быть гладкими, без трещин, забоин, раковин, плен, рисок, эрозийных канавок и других дефектов, снижающих надежность фланцевых соединений.

Устранение обнаруженных дефектов и доводка зеркала фланца до необходимой чистоты достигаются электронаплавкой, проточкой с последующим шлифованием или шабровкой в зависимости от глубины и площади дефекта.

На зеркалах фланцев для мягких (паронитовых) прокладок допускаются круговые риски, остающиеся после обработки резцом.

5.3.3. Выявленные при осмотре фланцев трещины, раковины и свищи должны быть разделаны и заварены.

5.3.4. Опорные места под гайки и головки болтов должны быть параллельны зеркалу фланца, обработаны и достаточны для свободного размещения и вращения гаек.

5.3.5. Для крепления фланцевых соединений применяются болтовые соединения.

Все болты и гайки, бывшие в употреблении или с весьма тугой резьбой (гайка не навинчивается вручную), обязательно должны пройти прогонку (поправку) резьбы. При прогонке смазка производится мыльной водой; применение машинного масла для смазки не разрешается.

5.3.6. Для уплотнения фланцевых соединений применяются мягкие прокладки из паронита толщиной 1,0 - 2,0 мм.

Прокладки со следами излома, складок и трещин к установке не допускаются.

5.3.7. Отклонение параллельности фланцев допускается до 0,2 мм на каждые 100 мм условного диаметра трубопровода.

Перекос фланцевого соединения проверяется щупом при незатянутых болтах.

Запрещаются выправление перекоса фланцев путем неравномерного натяжения болтов и устранение зазора между фланцами с помощью клиновых прокладок или шайб.

5.3.8. При сборке фланцевых соединений необходимо руководствоваться следующим:

а) правильность установки прокладки обеспечивается, если размер внутреннего диаметра прокладки на 3 - 5 мм больше внутреннего диаметра трубы, а размер наружного диаметра прокладки на 2 - 3 мм меньше расстояния между вставленными во фланец болтами;

б) для предохранения прокладок от прилипания к уплотнительным поверхностям фланцев во время работы трубопровода и облегчения выемки их при разборке необходимо паронитовые прокладки натереть с обеих сторон серебристым чешуйчатым графитом, разведенным на воде;

в) для предохранения резьбовых соединений крепежа от заеданий и пригорания следует применять специальные смазки на основе чешуйчатого графита;

г) во избежание перекоса и перетяжки диаметрально противоположные болты следует затягивать попарно методом крестообразного обхода фланца. Затяжку болтов на фланцевых соединениях с паронитовыми прокладками производить нормальными ключами.

5.4. Ремонт труб

5.4.1. Свищи, трещины, разъедания и пропуски в трубах или сварных швах запрещается подчеканивать или подваривать. Устранять дефекты можно только путем замены поврежденного участка трубы.

Допускается устранение мелких дефектов (рисок, царапин, мелких плен) глубиной не более 0,3 - 0,5 мм зачисткой напильником, наждачным кругом или шкуркой, если толщина стенки трубы после зачистки не выходит за пределы минусового допуска.

5.4.2. Длина вставляемого участка трубы должна быть такова, чтобы обеспечивалась приварка его без большого зазора и натяга.

Зазор между кромками стыкуемых труб назначается мастером по сварке, устанавливающим конструкцию стыка в зависимости от способа сварки.

5.4.3. Концы стыкуемых труб должны быть очищены от грязи и зачищены с внутренней и наружной сторон на ширине 15 - 20 мм до металлического блеска. Зачистка выполняется только механическим способом на шлифовальных машинках с абразивными кругами.

5.4.4. Разность внутренних диаметров стыкуемых труб не должна быть более 2 мм.

5.4.5. Подкладные кольца изготовляются в соответствии с требованиями междуведомственных нормалей (МВН).

При необходимости разрешается изготовлять из полосы, при этом стык кольца должен быть сварен и зачищен заподлицо.

5.4.6. Сборка стыков труб для сварки должна производиться в специальных центровочных приспособлениях, обеспечивающих соосность стыкуемых труб.

5.5. Ремонт опор трубопроводов

5.5.1. При ремонте опор трубопровода необходимо обеспечить соблюдение следующих требований:

а) на неподвижной опоре труба должна плотно лежать в подушке, а хомут плотно прилегать к телу трубы;

б) подвижная опора должна всей плоскостью скольжения лежать на рабочей поверхности плиты. Корпус опоры должен быть сдвинут на длину теплового перемещения трубопровода по отношению к плите опоры в сторону, обратную направлению перемещения. Скользящие поверхности подвижных опор, катки и шариковые обоймы должны быть натерты графитом для уменьшения трения;

в) тяги подвесок трубопроводов, не имеющих тепловых перемещений, должны быть установлены отвесно; тяги подвесок трубопроводов, имеющих тепловые перемещения, должны быть установлены с наклоном, равным половине длины теплового перемещения. Наклон тяги должен быть в сторону, обратную направлению теплового перемещения трубопровода.

Пружины подвесок должны быть отрегулированы на предварительный натяг согласно проектному чертежу или ремонтному формуляру.

5.5.2. Сползание и смещение опор следует контролировать по зазорам между репером и опорой, занесенным в ремонтный формуляр в предыдущий ремонт или при монтаже.

5.6. Промывка трубопроводов

5.6.1. Промывка замененного участка трубопровода производится после его гидравлической опрессовки. Если производится опрессовка всей схемы теплоснабжения, то промывка должна быть проведена до гидравлических испытаний.

5.6.2. Промывка должна производиться гидропневматическим способом, т.е. водой со сжатым воздухом.

Режим гидропневматической промывки разрабатывается (рассчитывается) по методике, изложенной в "Инструкции по эксплуатации тепловых сетей" (М.: Энергия, 1972).

5.6.3. Промывка производится в следующем порядке:

а) на одном конце трубопровода (при наклонном расположении участка в верхней точке) врезаются задвижки, к которым подсоединяются источники воды и сжатого воздуха;

б) на другом конце трубопровода (обычно в нижней его точке) организуется дренаж для сбрасывания промывочной воды в канализацию, причем дренажная отводящая труба должна быть надежно закреплена;

в) промываемый трубопровод заполняется водой неполным сечением при закрытом дренаже и воздушниках;

г) включается компрессор, поднимается давление и одновременно создается движение воды в трубопроводе, для чего открываются линия подвода воды и линия дренажа.

Скорость водовоздушной смеси в конце участка трубопровода должна быть 1,5 - 3 м/с.

Во время промывки трубопровод должен оставаться заполненным водой неполным сечением, что регулируется задвижками на подводе воды и дренаже.

5.6.4. Гидропневматическая промывка ведется до появления на сбросе промывочной воды исходного качества (по цветности), после чего в течение 15 мин. промывка производится только водой.

5.6.5. В случае невозможности проведения гидропневматической промывки и при промывании только водой скорость последней должна в 3 - 5 раз превышать эксплуатационную, что достигается применением специального насоса.

5.6.6. Если электростанция подает воду в открытые системы теплоснабжения, то окончательная промывка трубопроводов должна выполняться водой питьевого качества до достижения в сбрасываемой промывочной воде показателей, соответствующих санитарным нормам на питьевую воду.

5.7. Изолирование трубопроводов

5.7.1. В состав изоляционных работ кроме указанных в п. п. 2.1.6 и 2.1.7 входит нанесение гидроизоляционных покрытий на основной слой тепловой изоляции трубопроводов и на строительные конструкции.

5.7.2. Устройство антикоррозионного покрытия труб определяется требованиями "Инструкции по защите тепловых сетей от электрохимической коррозии" (М.: Стройиздат, 1975).

5.7.3. Теплоизоляционная конструкция трубопроводов (включая покровный слой) выполняется согласно требованиям разд. "Тепловая изоляция" СНиП II-36-73.

6. Порядок продления срока службы трубопроводов

сетевой воды сверх нормативного

6.1. Общие указания

6.1.1. Отдельные сборочные единицы и детали трубопроводов, проработавшие менее нормативного срока (25 лет), подвергаются контролю, объемы и сроки которого указаны в п. п. 4.6.1 и 4.6.3.

6.1.2. Техническая документация на трубопроводы должна содержать сведения о результатах контроля их металла и сварки за период эксплуатации до нормативного срока и результатах контроля, указанного в разд. 6.2 настоящей Типовой инструкции.

6.1.3. Для проведения экспертизы по оценке возможности эксплуатации трубопроводов, проработавших нормативный срок, приказом директора электростанции создается экспертно-техническая комиссия (ЭТК) в составе:

Председатель комиссии - главный инженер электростанции;

Члены комиссии;

Начальник КТЦ;

Начальник ПТО;

Инспектор по эксплуатации;

Начальник лаборатории металлов электростанции, а при отсутствии такого подразделения - специалист службы (лаборатории) металлов производственного ремонтного предприятия (ПРП) или РЭУ (ПЭО);

Специалист теплотехнической службы РЭУ (ПЭО);

6.1.4. Экспертно-техническая комиссия анализирует техническую документацию по:

Контролю за состоянием трубопроводов за весь период эксплуатации, включая контроль, осуществляемый согласно настоящей Типовой инструкции;

Проведенным заменам сборочных единиц и деталей, причинам их замены;

Проведенным ремонтам и их качеству;

Условиям эксплуатации и соответствию их проектным условиям.

6.1.5. На основании проведенного анализа ЭТК составляет "Решение экспертно-технической комиссии", состоящее из двух частей: в первой даются характеристика и уровень состояния трубопроводов на момент обследования, во второй излагается собственно решение ЭТК.

6.1.6. По результатам анализа ЭТК имеет право принять следующие решения:

а) оставить все элементы трубопровода в работе;

б) оставить элементы трубопровода в работе после проведения ремонта;

в) заменить частично элементы трубопровода и оставить его в работе;

г) назначить дополнительный или внеочередной контроль, который ЭТК сочтет необходимым.

В своем решении ЭТК обосновывает необходимость вывода трубопровода из эксплуатации и полной его замены.

6.1.7. Принять решение о пригодности трубопровода к дальнейшей эксплуатации ЭТК может на срок не более 5 лет. Решение ЭТК о назначении дополнительного срока эксплуатации вступает в силу после согласования его с РЭУ (ПЭО).

6.1.8. К решению ЭТК прикладываются следующие документы:

Схема трубопровода;

Общие сведения по трубопроводу;

Результаты осмотров и измерения толщины стенок трубопровода;

Акты с описанием обнаруженных дефектов;

Дополнительные материалы по требованию ЭТК.

6.1.9. Если результаты анализа (см. п. п. 6.1.4 - 6.1.6) окажутся неудовлетворительными для отдельных сварных соединений и деталей, то по указанию главного инженера электростанции сварные соединения должны быть переварены, а детали заменены.

6.1.10. В пределах дополнительного разрешенного срока эксплуатации трубопровода контроль металла выполняется в соответствии с разд. 4.6 настоящей Типовой инструкции.

6.1.11. При необходимости вывода из эксплуатации и полной замены трубопроводов руководство РЭУ (ПЭО) приказом создает ЭТК в составе:

Председатель комиссии - главный инженер РЭУ (ПЭО);

Члены комиссии;

Главный инженер электростанции;

Начальник службы металлов РЭУ (ПЭО);

Начальник лаборатории металлов электростанции (а при отсутствии таких подразделений - начальник лаборатории металлов ПРП, РЭУ или ПЭО);

Начальник ПТО электростанции;

Начальник КТЦ электростанции;

Лицо, ответственное за исправное состояние и безопасную эксплуатацию трубопроводов;

Другие специалисты по усмотрению председателя комиссии.

6.1.12. Если результаты обследования трубопроводов окажутся неудовлетворительными для большинства деталей и сборочных единиц и их ремонт или замена нецелесообразны, ЭТК РЭУ (ПЭО) в решении обосновывает необходимость вывода оборудования из эксплуатации.

Решение о выводе трубопроводов из эксплуатации и их демонтаже принимается руководством РЭУ (ПЭО).

Решение РЭУ (ПЭО) с приложением материалов обследования и заключения ЭТК направляется по подчиненности Главному эксплуатационному управлению Минэнерго СССР, министерствам и главным производственным управлениям энергетики и электрификации союзных республик для согласования.

6.2. Объем работ и методика контроля металла

трубопроводов

6.2.1. Проверить соответствие исполнительной схемы фактическому состоянию контролируемых трубопроводов:

Диаметров и толщины стенок труб;

Расположения опор, компенсаторов, арматуры, спускных, продувочных и дренажных устройств, а также сварных соединений с указанием расстояний между ними.

6.2.2. Все трубопроводы, проработавшие нормативный срок, должны быть полностью освобождены от изоляции и подвергнуты тщательному визуальному осмотру.

6.2.3. Произвести обследование состояния трубопроводов:

а) выборочно, по усмотрению лица, ответственного за исправное состояние и безопасную эксплуатацию трубопроводов, измерить толщину стенки труб ультразвуком, выполняя работы в соответствии с п. п. 4.6.1;

б) выборочно проконтролировать состояние внутренней поверхности труб путем осмотра (для труб большого диаметра - 800 мм и более) и вырезок из труб малых диаметров.

Ассоциация содействует в оказании услуги в продаже лесоматериалов: по выгодным ценам на постоянной основе. Лесопродукция отличного качества.

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.

Требования охраны труда и пожаробезопасности при обслуживании турбоагрегата

1. При обслуживании турбогенераторов соблюдать требования инструкций по охране труда для своей должности, требования “Инструкции по пожарной безопасности КТЦ-2”. правила ГНОТ, ПБСГУ.

2. Весь персонал должен на рабочем месте быть в спецодежде, застегнутой на все пуговицы без развивающихся частей, пользоваться рукавицами, индивидуальными средствами защиты в соответствии с характером выполняемых работ, знать телефоны здравпункта, скорой помощи и пожарной охраны.

3. В турбинном цехе весь персонал должен быть в застегнутой подбородным ремнем защитной каске. Волосы должны убираться под каску.

4. Весь персонал должен уметь освободить человека, попавшего под напряжение от действия электрического тока, а так же оказать ему доврачебную помощь и знать, уметь применять приемы доврачебной помощи пострадавшему при других несчастных случаях; периодически пополнять, уметь пользоваться аптечками выданными на БЩУ.

5. К месту работы персонал должен приходить по утвержденным безопасным маршрутам следования по территории предприятия.

6. Все горячие части оборудования, трубопроводы, баки и другие элементы, прикосновение к которым может вызвать ожоги, должны иметь тепловую изоляцию. Температура на поверхности изоляции при температуре окружающей среды 25°С должна быть не выше 45°С.

7. При обтирке оборудования запрещается наматывать на руку обтирочный материал.

8. Особую осторожность следует соблюдать при влажной уборке оборудования, при этом не допускать попадания воды на электрооборудование и оборудование ЦТАИ.

9. В турбинном цехе недопустимо:

• загромождать пути эвакуации и лестничные марши оборудованием, материалами и другими предметами;
• убирать помещения и оборудование с применением бензина, керосина и других легковоспламеняющихся и горючих жидкостей;
• оставлять без постоянного надзора действующее оборудование;
• отогревать замерзшие трубы паяльными лампами или другим способом с применением открытого огня;
• выполнять в помещениях и на оборудовании работы, не связанные с заданием и не предусмотренные технологическими инструкциями;

10. На путях эвакуации должно поддерживаться в исправном состоянии рабочее и аварийное освещение, а также должны быть установлены указатели направления выхода персонала. Двери на пути эвакуации должны открываться наружу.

11. Курение разрешается только в специально отведенных местах, у которых должна быть надпись "Место для курения", и оборудованных урной из несгораемого материала или пепельницей.

12. 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.

1. Пролитые горюче-смазочные материалы и горючие жидкости следует немедленно убирать, а пол вытирать досуха.
2. Использованные промасленные обтирочные материалы надо складывать в специальные металлические ящики вместимостью не более 0,5 м 3 с надписью "Для ветоши" и регулярно, ежесуточно, удалять для утилизации.
3. Уборку оборудования разрешается производить стиральным порошком, горячей водой, мыльным или фосфатным растворами.

16. При проведении ремонтных работ на маслосистеме необходимо:

· пропаривание труб масляной системы, маслоохладителей производить насыщенным паром давлением не выше 0,6 МПа (6 кг/см 2) на специально оборудованной площадке. Вентиль подачи пара устанавливать непосредственно у рабочего места. Применение для подвода пара резиновых шлангов запрещается;

· работы внутри маслобаков производить только после очистки их от масла и шлама, пропаривания, вентиляции и с выполнением требований ОТ («Работа в резервуарах и подземных сооружениях»).

· Запрещается производить работы, связанные с ремонтом и заменой арматуры на маслопроводах, при работающей турбине или работающем маслонасосе, кроме замены манометров.

17. Проведение огнеопасных работ на оборудовании турбинного цеха должны проводиться по письменному наряду допуску, выданному начальником цеха, или лицами имеющими право выдачи нарядов в КТЦ-2, с соблюдением всех требований пожарной безопасности при проведении огневых работ. Обязательно наблюдение оперативным персоналом за местом проведения огневых работ после их окончания в течении 3 х часов.

· Огневые работы на расстоянии менее 10 м от участков газо-масляной системы, содержащих водород, должны производиться по наряду с выполнением мер, обеспечивающих безопасность работы (установка ограждений, проверка воздуха на отсутствие водорода и др.).

· Огневые работы непосредственно на корпусе генератора, трубопроводах и аппаратах газо-масляной системы до полного перевода генератора на воздух запрещается.

· Около генератора и устройств масляной системы должны быть вывешены предупреждающие знаки ОТ «Осторожно! Опасность взрыва».

1. Турбинное отделение цеха должно быть оборудовано стационарными системами охлаждения ферм перекрытия машзала.
2. Приступать к пуску паротурбинной установки разрешается только после окончания всех работ на основном и вспомогательном оборудовании, уборки рабочих мест, восстановления изоляции паропроводов и корпусов установки, после выполнения мероприятий по пожарной безопасности и охраны труда.
3. Перед пуском паротурбинной установки персонал должен проверить готовность средств пожаротушения.
4. Запрещается при эксплуатации установок попадание масла на горячие поверхности, в подвальные помещения и на кабельные трассы.
5. В случае попадания масла на тепловую изоляцию горячих поверхностей они должны быть очищены (горячей водой или паром), а если эти меры не помогли, этот участок тепловой изоляции должен быть полностью заменен.
6. Должен быть установлен регулярный контроль целостности тепловой изоляции всех горячих поверхностей, расположенных ближе 10 м. от маслопроводов.
7. Запрещается (за исключением аварийных случаев) для сбора протечек масла из уплотнений и сальников укладывать тряпки и ветошь, а так же использовать временные лотки и протвини. При невозможности немедленно устранить протечки масла и при его незначительном поступлении распоряжением по цеху должен быть установлен усиленный надзор за местами протечек, а подтеки масла должны периодически вытираться досуха. При значительных протечках необходимо принять меры к аварийному останову оборудования и выводу его в ремонт.
8. Если при пуске или эксплуатации масляной системы возникла сильная вибрация маслопроводов или появились гидроудары, создающие непосредственную угрозу нарушения плотности маслосистемы, турбина должна быть аварийно остановлена. После выявления и устранения причин, вызвавших вибрацию или гидроудары, маслосистема должна быть опрессована давлением, превышающим в 1,5 раза нормальное или указанное заводом- изготовителем.
9. Задвижки аварийного слива из маслобаков должны быть опломбированы и устанавливаться в доступном при пожаре месте. На них должна быть надпись "Аварийный слив масла" и штурвалы этих задвижек выкрашены в красный цвет.
10. Опломбированный ручной привод задвижек подачи воды на орошение маслобаков должен располагаться в безопасном при пожаре месте в зоне маслобака данного агрегата. На нем должна быть надпись "Открыть при пожаре" и табличка "Маслобак N.." Штурвал этой задвижки должен быть окрашен в красный цвет.
11. При эксплуатации генераторов с водородным охлаждением электроосветительная аппаратура у смотровых окон на сливе масла с подшипников генератора должна быть во взрывобезопасном исполнении.
12. Немедленный аварийный останов паротурбинной установки должен проводиться в случаях:

• появления внезапной вибрации агрегата, маслопроводов или гидроударов, могущих привести к разрушению агрегата или маслосистемы, а так же вызвать разрушение системы уплотнения вала генератора и последующий пожар;
• появление дыма или искр из подшипников и концевых уплотнений;
• сильной течи масла с угрозой его растекания и воспламенения;
• воспламенения масла или промасленной изоляции на турбине;
• возникновения пожара на вспомогательном оборудовании в зоне установки, если огонь и высокая температура угрожают повреждением оборудования установки, а принимаемые меры по немедленной ликвидации пожара оказались малоэффективными;
• пожара в машинном зале, если факторы пожара угрожают обслуживающему персоналу и делают невозможным нормальную эксплуатацию установки;

1. При возникновении пожара или угрозе возникновения пожара на турбогенераторе, останов необходимо произвести ключом “ ПОЖАР МАСЛА” немедленно. При этом:

• проследить за срабатыванием защит и блокировок, выполнить те операции по останову оборудования, которые не выполнены защитами;
• сообщить НСЦ, НСЭС, Нач. цеха, вызвать пожарную охрану, организовать её встречу; выполнить требования оперативной карточки тушения пожара и технологической инструкции
• до прибытия пожарной охраны развернуть первичные средства пожаротушения под руководством НСЦ или старшего машиниста, приступить к тушению пожара.

1. При тушении загораний на электрооборудовании (или электрооборудование находится в зоне горения) под напряжением до 1000 в оперативному персоналу использовать только порошковые и углекислотные огнетушители, причём, расстояние от раструба огнетушителя до токоведущих частей должно быть не менее 1 метра.
2. Применение любых видов пены при ручной подаче, при тушении оборудования под напряжением недопустимо.
3. Использование пожарных рукавов с компактными или распылёнными струями воды возможно (бойцами пожарной охраны) только с заземлением ствола, применением диэлектрических бот и рукавиц, при выдерживании допустимых расстояний до токоведущих частей оборудования.
4. Оперативному персоналу использовать воду и пожарные рукава можно только для тушения масла, мазута, угольной пыли и других горючих материалов, а также электрооборудования после снятия напряжения (после разбора электросхем).
5. По прибытии пожарного подразделения передать руководство тушением пожара старшему караула, продолжая консультировать по технологии производства РТП ГПЧ.

36. Проверка работы автомата безопасности ТГ увеличением частоты вращения является очень ответственной, поэтому эту проверку выполнять в соответствии с программой и инструкцией по системе регулирования после инструктажа и расстановки персонала с выполнением всех требований ОТ.

37. Местами, опасными в отношении загазованности в турбинном цехе, являются:

· подвальные помещения и колодцы турбинного цеха и береговой насосной № 2;

· район гидрозатворов уплотнений вала генератора и схемы уплотнений вала генератора;

· маслобак;

· отм: 0,0; +3,5; +7,5; +9,0 м. возле генератора;

· демпферные баки и их трубопроводы;

· газовый пост и аварийный газовый пост;