Действия оперативного персонала при изменении вибрационного состояния турбоагрегата К-300-240 ЛМЗ

7.

7.1. Длительная работа турбоагрегата под нагрузкой, в установившемся режиме допускается при величине виброскорости подшипниковых опор менее 4,5 мм/c.

Установившимся режимом считается работа турбоагрегата при постоянной нагрузке и неизменных следующих теплотехнических и электрических параметрах:

7.1.1. Частота вращения турбины (частота сети).

7.1.2. Температура и давление свежего пара и пара промперегрева.

7.1.3. Температура пара, подаваемого в уплотнения.

7.1.4. Температурах и разности температур корпусов, фланцев и шпилек цилиндров.

7.1.5. Относительных расширениях роторов и абсолютных удлинении цилиндров.

7.1.6. Температурах баббита опорных и упорных подшипников, а также масла.

7.1.7. Тока ротора генератора.

7.1.8. Тепловом состоянии фундамента, дальнейшее изменение которого не оказывает влияния на уровень вибрации опор.

С учетом теплового состояния фундамента возможность достижения установившегося режима следует считать наступившей через 1,5÷2 суток после пуска турбоагрегата из холодного состояния и непрерывной его работе в течение этого времени с нагрузкой не менее 60% от номинальной.

7.2. При повышении значения виброскорости (любой составляющей вибрации) одной опоры свыше 4,5 мм/c, необходимо вызвать персонал цеха АСУ и лаборатории вибрации для проверки исправности приборов и замере вибрации опоры переносными приборами.

7.3. При превышении нормативного значения виброскорости 4,5 мм/с, оперативный персонал обязан доложить о случившемся администрации цеха и станции. Должны быть приняты меры к снижению вибрации в срок не более 30 суток, если вибрация не достигла значений оговоренных в других пунктах инструкции.

7.4. При достижении виброскорости двух смежных опор ротора ТГ по горизонтальной, вертикальной составляющей или их сочетаний до 11,2 мм/c турбоагрегат должен быть отключен. Если защита не сработает, оперативный персонал обязан отключить турбоагрегат аварийной кнопкой или ключом останова турбины со срывом вакуума.

На блоках выполнен монтаж аппаратуры ИВ-ТА-3Ц и введена защита по повышению вибрации опор подшипников ТГ. Защита срабатывает при повышении среднеквадратического значения виброскорости двух соседних опор по горизонтальной или вертикальной компоненте виброскорости или их сочетанию свыше 11,2 мм/с с выдержкой времени 2 с. Под соседними понимаются подшипники одного ротора или смежные подшипники разных роторов.

7.5. При внезапном изменении (скачком) среднеквадратической виброскорости на 1мм/с от установившегося значения двух опор одного ротора, смежных опор или двух составляющих вибраций одной опоры, турбоагрегат должен быть немедленно остановлен персоналом со срывом вакуума.

7.6. Если при установившемся режиме работы турбоагрегата будет наблюдаться возрастание любой составляющей вибрации одной или более опор в течение 1÷3 суток от любого исходного значения, то оперативный персонал, обратив на это внимание, обязан доложить НСС, руководству цеха и станции и в дальнейшем осуществлять эксплуатацию турбоагрегата только в установившемся режиме. Руководство цеха обязано организовать контроль оборотной составляющей вибрации при помощи переносных приборов, замеры производит лаборатория вибрации не реже одного раза в час. При превышении исходного уровня вибрации на 2 мм/c в течение 1÷3 суток турбоагрегат должен быть немедленно остановлен независимо от того, превышает достигнутый уровень вибрации нормального значения или нет, так как данный процесс может являться следствием развития трещины в одном из роторов валопровода турбоагрегата.

7.7. Не допускается работа турбоагрегата при вибрации на любом из подшипников свыше 7,1 мм/c. Эксплуатация турбоагрегата при превышении указанного норматива более 7 суток запрещается.

7.8. При появлении низкочастотной вибрации турбоагрегата, работающего с постоянной нагрузкой, необходимо предпринять незамедлительные меры по ее снижению. Уровень низкочастотной вибрации должен быть не выше 0,5 мм/с или 10 мкм. Наличие низкочастотной вибрации можно определить по периодическому изменению показаний прибора виброперемещения (качание стрелки). Рекомендуется в этом случае повысить температуру масла на входе в подшипники до 45^оС, снизить активную нагрузку, затем медленно нагрузить (скорость 1 МВт/мин) изменить порядок открытия регулирующих клапанов. В случае неэффективности принятых мер турбоагрегат с разрешения администрации цеха и станции должен быть остановлен для проведения специальных наладочных и ремонтных работ по устранению низкочастотной вибрации.

В аварийных для системы ситуациях допускается кратковременная работа турбины при частоте сети:

- 50,5÷51,0 Гц − одноразово продолжительностью не более 3 мин и не более 500 мин за весь срок эксплуатации;

- 49,0÷48,0 Гц − одноразово продолжительностью не более 5 мин и не более 750 мин за весь срок эксплуатации;

- 48,0÷47,0 Гц ₋ одноразово продолжительностью не более 1 мин и не более 180 мин за весь срок эксплуатации;

- 47,0÷46,0 Гц − одноразово продолжительностью не более 10 с и не более 30 мин за весь срок эксплуатации.

Ограничения по работе турбины при отклонениях частоты сети связаны с уменьшением запасов от резонансных оборотов колебаний облопачивания.

7.9. При пуске, работе и останове турбины особенно опасно и недопустимо попадание воды в проточную часть.

Вода в турбину может попасть: по паропроводам острого пара и промперегрева при снижении температуры ниже температур насыщения, вследствие заедания в открытом положении клапанов при отключении котлоагрегата, нарушений режима работы котлоагрегата, недостаточного прогрева паропроводов перед толчком турбины, по паропроводам отборов из подогревателей в случае их переполнения и отказов в работе обратных клапанов. Признаки попадания воды в турбину:

7.9.1. Резкое понижение температуры металла по проточной части турбины.

7.9.2. Увеличение осевого сдвига.

7.9.3. Гидравлические удары в паропроводах, по которым произошел заброс воды.

7.9.4. Снижение нагрузки турбоагрегата.

7.9.5. Ненормальный шум и удары в турбине.

7.9.6. Усиление вибрации турбоагрегата.

При появлении хотя бы одного из выше перечисленных признаков заброса воды в турбину остановить энергоблок аварийно со срывом вакуума. При этом, кроме операций по аварийному останову, необходимо: открыть дренажи по всей трассе паропровода, по которым произошел заброс воды, до полного останова ротора тщательно контролировать осевой сдвиг, температуру колодок упорного подшипника и масла на сливе, разницу температур по верху и низу цилиндров, относительное положение роторов, прослушивать турбину на выбеге.

Если при аварийном останове не будет обнаружено ненормальностей, а именно: нормальное время выбега ротора, осевой сдвиг, температуры масла на сливе и колодок упорного подшипника, разницы температур по верху и низу цилиндров, относительные положения роторов в норме, не было появления посторонних звуков и задеваний в проточной части и уплотнениях, нормальный прогиб валопровода, то турбина может быть пущена в работу.

Перед пуском все паропроводы острого пара, промперегрева, отборов и цилиндры турбины тщательно продренировать. Прогрев турбины на малых оборотах и повышения оборотов надлежит вести с большой осторожностью, тщательно прослушивая ее и наблюдая за всеми показателями, характеризующими механическое и тепловое состояние турбины.

При обнаружении каких-либо ненормальностей, турбина должна быть немедленно остановлена.

7.10. Наблюдающиеся в эксплуатации ненормальности в работе клапанов турбины в основном сводятся к следующему:

7.10.1. Пульсация клапанов, сопровождающаяся стуками.

7.10.2. Обрыв штоков клапанов.

7.10.3. Заедание клапанов.

7.10.4. Ослабление или поломка пружин сервомотора.

При появлении пульсации регулирующих клапанов изменить нагрузку до исчезновении пульсации. При поломке штока стопорного или отсечного клапана происходит сброс нагрузки и турбина останавливается в ремонт по заявке. При обрыве штока регулирующего клапана ЦВД и его закрытии происходит частичный сброс нагрузки и понижение давления за регулирующим клапаном. Воздействуя на обратную связь, закрыть этот клапан и остановить турбину в ремонт по заявке. При поломке штока регулирующего клапана ЦСД и его закрытии происходит сброс нагрузки, повышение давления в промперегреве, турбина аварийно останавливается в ремонт по заявке. При обнаружении заеданий стопорных, отсечных и регулирующих клапанов ЦСД следует попытаться стронуть клапаны с места механизмом ручного расхаживания. Если расходить клапан не удается, то турбину остановить в ремонт по заявке.

7.11. Выплавление уплотняющих подшипников генератора характеризуется следующими признаками:

7.11.1. Резким увеличением слива масла из подшипников.

7.11.2. Резким повышением температуры подшипников.

7.11.3. Выбивание водородно-масляных паров из подшипников №6, 7.

7.11.4. Возможным воспламенением водорода и масла.

Энергоблок остановить аварийно со срывом вакуума, а генератор немедленно перевести на азот. При воспламенении водорода и масла сообщить в пожарную часть по телефону 01 и НСС.

7.12. При воспламенении масла на турбоагрегате и невозможности потушить силами обслуживающего персонала, включить в работу автоматику предупреждения развития пожара, т.е. отключить блок со срывом вакуума ключом КПРП, поставив последний в положение «пожар». При этом автоматически выполняются следующие операции:

7.12.1. Отключается турбина, котел.

7.12.2. После посадки стопорных клапанов без выдержки времени отключается генератор.

7.12.3. По факту отключения «ВВ» генератора открывается задвижка срыва вакуума.

7.12.4. Отключается НР с запретом на автоматическое и ручное включение резервных НР.

7.12.5. Через 60 секунд отключается МНС с запретом на автоматическое и ручное включение резервных насосов смазки.

7.12.6. На ЦЩУ и БЩУ загорается «Пожар на турбине». По этому сигналу и по заявке с БЩУ персонал эл.цеха должен аварийно освободить генератор от водорода с одновременной подачей азота в корпус генератора и картеры подшипников. После останова ротора турбины при давлении газа в генераторе 1 кг/см² и не менее чем через 15 минут от начала вытеснения водорода из корпуса генератора машинист блока должен вывести АВР и отключить МНУ. При несрабатывании защиты от КПРП или отдельных ее элементов машинист блока обязан продублировать ее действие, соблюдая вышеуказанную последовательность. Персонал БЩУ при возникновении пожара немедленно должен сообщить в пожарную часть, НСЦ, НСС.

7.13. Сброс нагрузки турбоагрегатом до нуля может произойти по следующим причинам:

7.13.1. Неисправности системы регулирования.

7.13.2. Срабатывании одной из защит энергоблока.

7.13.3. Самопроизвольное или ошибочное отключение автомата безопасности.

7.13.4. Отключение энергоблока ключом и кнопкой останова котлоагрегата и турбины.

7.13.5. Самопроизвольное закрытие стопорных клапанов.

7.13.6. Отключение генератора от сети.

7.14. Частичный сброс (наброс) нагрузки может происходить:

7.14.1. При изменении частоты сети.

7.14.2. При неисправности электроприставки.

7.14.3. При неисправности регулирующих клапанов (обрыв, заедание, неисправность обратной связи).

Во всех случаях машинист обязан установить причину изменения нагрузки.

При сбросе нагрузки машинист энергоблока обязан убедиться в открытии БРОУ при увеличении давления пара за котлоагрегатом свыше 270 кг/см², если сброс произошел не из-за падения вакуума в конденсаторе. При частичных сбросах нагрузки на турбине и росте давления пара выше 270 кг/см², БРОУ включается автоматически и поддерживает давление на уровне 250 кг/см². При невозможности восстановить электрическую нагрузку скорректировать нагрузку котлоагрегата и закрыть клапаны БРОУ. При срабатывании одной из защит энергоблока, а также при сбросе нагрузки по причине неисправности регулирования или самопроизвольного закрытия стопорных клапанов, следует отключить генератор от сети и остановить турбину.

7.15. В случае отключения генератора от сети и удержания турбиной оборотов холостого хода, произвести все операции по переводу энергоблока на режим холостого хода:

7.15.1. Воздействием на ЗУПР установить скорость вращения ротора 3000 об/мин.

7.15.2. Установить или скорректировать расходы питательной воды, топлива, тягу и дутье котлоагрегата.

7.15.3. Отрегулировать уровни в конденсаторе, ПНД-2, Д-10ата.

7.15.4. Конденсат греющего пара ПВД перевести на конденсатор, на Д-10 ата.

7.15.5. Отрегулировать давление пара на уплотнения турбины и в отсосе в VII отбор задвижкой КУ-7.

7.15.6. Контролировать тепловое и механическое состояние турбины, все параметры пара, масла и вспомогательных систем, вакуум в конденсаторе.

7.15.7. Прослушать ТГ и убедившись в его исправности, сообщить НСС о готовности к синхронизации.

7.15.8. Держать турбоагрегат на холостом ходу более 30 мин запрещается; при невозможности включения генератора в сеть, турбину перевести на валоповорот. После включения генератора в сеть по согласованию с НСС быстро нагрузить турбоагрегат, не допуская расхолаживания турбины, следя за осевым и относительным положением роторов, температурами металла и пара, вибрацией; в случае необходимости − снизить скорость нагружения.

7.16. Если при отключении генератора от сети, регулирование не удержало турбину на холостом ходу и сработал автомат безопасности, а котлоагрегат перешел в растопочный режим работы, следует:

7.16.1. Механизм управления вернуть в положение «0» по шкале, при этом должно произойти включение золотников регулятора безопасности.

7.16.2. Воздействуя на ЗУПР, открыть стопорные и регулирующие клапаны, установить номинальное число оборотов турбоагрегата, убедиться, что регулирование работает нормально и держит холостой ход.

7.16.3. Снять воздействие и открыть полностью арматуру ГПЗ, ППГ, ППХ.

7.16.4. Выяснить причину срабатывания автомата безопасности.

7.16.5. Выполнить операции по п. 7.15.

Вопрос о дальнейшей работе турбины должен быть решен главным инженером станции.

7.17. Если при отключении генератора от сети произойдет повышение скорости вращения до 3360об/мин, независимо от того, сработает ли дополнительная защита, повести турбины на останов со срывом вакуума. При частичном сбросе нагрузки:

7.17.1. Проверить частоту сети и восстановить нагрузку с уведомлением НСС.

7.17.2. Проверить исправность всех клапанов турбины.

7.17.3. Убедиться в нормальных параметрах пара перед турбиной, вакуума в конденсаторе, при необходимости восстановить параметры.

7.17.4. Проверить работу электроприставки, при неисправности отключить ее и сообщить НСС.

7.17.5. Убедиться в нормальном давлении и температуре огнестойкой жидкости и нормальном положении ЗУПР по шкале; работа с введенным до упора ЗУПР-ом не допускается; введенный до упора ЗУПР при неполностью открытых клапанах ЦВД говорит от неисправности ЭГП.

7.17.6. Прослушать турбоагрегат и, убедившись в нормальной его работе, сообщить НСС о готовности к набору нагрузки.

7.18. Во всех случаях наброса нагрузки на турбоагрегат необходимо:

7.18.1. Проверить частоту сети, и в случае ее изменения действовать по указанию НСС; восстановить нагрузку при нормальной частоте.

7.18.2. Проверить параметры пара и нагрузку котлоагрегата, при их изменении – остановить.

7.18.3. Убедиться в нормальном токе выхода электроприставки - отключить и сообщить НСС;

7.18.4. Убедиться в нормальной работе регенерации, бойлеров, РОУ. Если при набросе нагрузки мощность генератора превысит 300МВт или давление в камере регулирующей ступени поднимется выше допустимого, немедленно снизить нагрузку до восстановления давления в регулирующей ступени.

7.19. Аварийная разгрузка энергоблоков противоаварийной автоматикой в зависимости от собранной схемы может производить:

7.19.1. Отключение энергоблока с погашением котлоагрегата.

7.19.2. Разгрузку энергоблока до собственных нужд с отключением генератора.

7.19.3. Кратковременную разгрузку и нагрузку энергоблока через электроприставку.

7.19.4. Разгрузку и нагрузку энергоблока через МУТ.

7.20. Во всех случаях работы противоаварийной автоматики руководствоваться указаниями инструкции по эксплуатации электрической части энергоблоков 300 МВт.

При работе противоаварийной автоматики персонал должен проследить:

7.20.1. За давлением острого пара.

7.20.2. За работой БРОУ и предохранительных клапанов при подъёме давления острого пара.

7.20.3. За осевым сдвигом ротора турбины.

7.20.4. За вибрацией и температурой подшипников.

7.20.5. Контролировать нагрузку генератора, не допуская перегруза турбины при восстановлении нагрузки, воздействием на ЗУПР.

7.20.6. За расходами воды на котлоагрегат, при необходимости включить ПЭН, т.к. ПТН кратковременно может оставаться без пара и возможна посадка СК ПТН.

7.21. При работе автоматики разгрузки энергоблока через МУТ, контролировать разгрузку энергоблока, производя необходимую подрегулировку воды по ниткам, топлива, тяги, дутья, рециркуляции газов, нагрузку питательного насоса. Контролировать механическое и тепловое состояние турбоагрегата.

7.22. Включение автоматики разгрузки и нагрузки энергоблока через МУТ, перевода энергоблока на холостой ход или в растопочный режим допускается при включенном оборудовании и автоматике:

7.22.1. Работа энергоблока на ПТН и поставленном на АВР ПЭН.

7.22.2. Включенной в полном объеме автоматики регулятора мощности энергоблока (регуляторы топлива, питания впрысков).

7.22.3. Включенных растопочных регуляторов питания с установкой задатчиков на 30% по шкале.

7.22.4. Включенной автоматикой БРОУ.

7.22.5. Поданным питанием на соленоиды предохранительных клапанов по острому пару и промперегреву.

7.22.6. При работе энергоблока на двух ЦЭН.

7.22.7. При включенной электроприставке.

7.22.8. Исправности дистанционного управления всей арматуры, участвующей в разгрузке или переводе энергоблока в другой режим работы.

7.23. При исчезновении напряжения на приборы КИП, автоматики и средств дистанционного управления:

7.23.1. Отключить горелки ручной арматурой по мазуту и газу, или закрыть задвижки М-А (М-Б), БМК, ГН-1 или ГН-1, БГК. Убедиться в отсутствии горения в топке.

7.23.2. Отключить питательный насос.

7.23.3. Автоматом безопасности отключить турбину, убедиться в плотности закрытия стопорных и регулирующих клапанов.

7.23.4. Отключить генератор от сети, убедиться в снижении оборотов на турбине.

7.23.5. После вентиляции топки в течение 15 минут. Отключить ДС, ДВ.

7.24. При потере собственных нужд энергоблока 6,0 и 0,4 кВ:

7.24.1. Проверить закрытие или закрыть БГК, БМК, закрыть ручную арматуру по газу и мазуту на горелки; принять все меры к прекращению горения в топке.

7.24.2. Проверить включение или включить аварийные насосы смазки и системы МНУ, отключить насос постоянного тока системы регулирования.

7.24.3. Принять меры к сохранению рабочего давления в тракте котлоагрегата (закрыть БРОУ по месту или подорвать ИПК по острому пару при увеличении давления за котлоагрегатом выше 280,5 кг/см²); выпустить пар промперегрева в атмосферу.

7.24.4. Контролировать снижение оборотов на турбине и зафиксировать время останова ротора. Закрыть пар на уплотнения турбины.

7.24.5. Скавитировать на отключение ключи управления ДС, ЦЭН.

7.24.6. Требовать от персонала электроцеха скорейшей подачи напряжения на МНС, МНУ, ВПУ.

7.24.7. После подачи напряжения на собственные нужды включить МНС и МНУ переменного тока, ВПУ на постоянное вращение или провернуть ротор на 180^о на время простоя ротора, вернуть арматуру в положение срабатывания защиты.

7.24.8. Развернуть вспомогательные системы энергоблока; подготовить энергоблок к пуску.

7.25. При потере собственных нужд станции:

7.25.1. Выполнить все операции по п. 7.24.

7.25.2. Принять меры по сохранению номинального давления среды в тракте котлоагрегата.

7.25.3. Отключить все посторонние потребители пара коллекторов 13 ата; на уплотнение турбины, на Д-10 ата, на паровые кольца котлоагрегата, на хим.цех, электролизную, на бойлера и пиковые подогреватели и т.д.

7.25.4. По распоряжению НСЦ собрать схему подачи пара с котлоагрегата в коллекторы 13 ата.

7.25.5. Пуски энергоблока начать с розжига любого котлоагрегата на газе (по распоряжению НСЦ).

7.25.6. При включении в сеть энергоблока подать пар в коллекторы 13 ата через РОУ-40/13, при необходимости с тракта котлоагрегата.

7.25.7. Произвести пуск остальных энергоблоков.

7.26. При разрывах трубопроводов персонал обязан принять меры к тому, чтобы не пострадали люди, оборудование и отключить поврежденный участок.

В случае разрыва паропроводов острого пара или промперегрева аварийно отключить энергоблок.

При возникновении вибрации паропроводов необходимо увеличить их дренирование, проверить температурное расширение по реперам, крепление паропроводов и расход среды через них.

При появлении гидроударов необходимо проверить, не произошел ли заброс воды, увеличить дренирование, проверить работу дренажных устройств. Если при прогреве паропроводов возникают удары, необходимо уменьшить расход пара на прогрев до исчезновения ударов. Если удары возникают в паропроводах отборов от турбины, проверить уровни в подогревателях и принять меры к снижению уровня или отключению подогревателей.

При разрыве питательного трубопровода или основного конденсата необходимо принять меры к отключению поврежденного участка, обеспечив бесперебойное питание котлоагрегата водой. При необходимости отключить энергоблок.

При разрыве трубопровода основного конденсата на участке от НОУ до ПС-115 отключить энергоблок. При разрыве трубопровода БОУ необходимо открыть задвижку помимо БОУ и закрыть задвижки на входе и выходе из нее.

При разрыве циркводовода:

7.26.1. Отключить соответствующий насос.

7.26.2. Закрыть задвижку на собственные нужды от этого ЦЭН.

7.26.3. Разгрузить энергоблок до 200 МВт.

7.26.4. Обеспечить максимально возможную подачу охлаждающей воды через конденсатор. Перевести подачу воды на эжекторы от соседних энергоблоков, остановив ПНЭ в резерв.

7.26.5. Проверить параметры оборудования, потребляющего воду на охлаждение из оставшегося в работе циркводовода. При разрыве коллектора Ду600, немедленно включить ПНЭ и закрыть задвижки ВТ всех энергоблоков. Отключить по пару пароэжекторные установки и предупредить начальника хим. цеха о прекращении охлаждения холодильников экспресс лабораторий. Принять меры к выводу поврежденного участка секционными задвижками и включению воды на пароэжекторные установки и холодильники.

7.27. Неисправности контрольно-измерительных приборов. При изменении показаний приборов, прежде чем принять решение, по показаниям других приборов или пользуясь дублирующими приборами, выяснить, произошло ли изменение показаний приборов от изменения режима работы оборудования или от его неисправности. При неисправности прибора теплового контроля или автоматики вызвать дежурного по КИП. При неисправности электрического прибора сообщить дежурным электрикам.

При изменении показаний тахометра, проверить показания частотомера, мегаваттметра и положение регулирующих клапанов. Неизменность режима работы и показаний приборов указывает на неисправность тахометра.

Причиной неправильных показаний манометра или мановакууметра, кроме его неисправности, может быть закупорка подводящих трубок вследствие их редкой продувки или неплотности в этих трубках. Показания вакуумметра проверить по температуре пара в выхлопном патрубке турбины. При отказе в работе автоматике перейти на дистанционное управление и потребовать от персонала цеха АСУ скорейшего устранения дефекта.

При обслуживании оборудования обращать особое внимание на правильность уставок срабатывания защит, автоматического ввода резервного оборудования, сигнализации и блокировок (по карте уставок).

Холостой ход энергоблока

8.

8.1. При отключении генераторов от сети защитами от внешних или внутренних повреждений должна работать автоматика по переводу энергоблоков на холостой ход.

8.2. Энергоблоки №1÷4 автоматически переводятся на холостой ход с работой генератора на собственные нужды энергоблока. Один из энергоблоков №5, 6 или №7, 8 при отключении генераторов со стороны ОРУ‑500 кВ выключателями 500 кВ переводится на холостой ход с работой под нагрузкой собственных нужд двух энергоблоков. Другой энергоблок отключается. При отключении генераторов №5÷8 воздушными выключателями 20 кВ происходит отключение энергоблоков или перевод их на холостой ход.

8.3. При всех случаях работы защит на отключение или перевод энергоблока на холостой ход машинист энергоблока обязан уведомить о происшедшем машинистов-обходчиков для исключения несогласованных действий.

8.4. При переводе энергоблока на холостой ход происходит:

8.4.1. Отключение ПТН и включение ПЭН.

8.4.2. Отключение штатных регуляторов питания с включением растопочных регуляторов питания и обеспечение каждой нитки растопочным расходом воды.

8.4.3. Отключение по топливу горелок 2, 4, 6 на каждом корпусе энергоблоков №1÷4 отключение 9÷16 горелок верхнего яруса энергоблоков №5÷8, отключение горелок 1, 3, 6, 8 энергоблока №8, отключение воздействия регуляторов топлива.

8.4.4. Включение БРОУ − открывается клапан БРОУ полностью без задержек во времени включаются впрыски БРОУ и пароприемные устройства конденсатора.

8.4.5. Питание в Д-10 ата паром переводится от коллекторов 13 ата; закрываются ПО-4Д, открываются ПД.

8.4.6. Закрываются ПО-РОУ, РД-РОУ‑1,2.

8.4.7. Открывается КУ-7.

8.4.8. Конденсат греющего пара ПВД-6 переводится на конденсатор.

8.4.9. Отключается воздействие РДТ-РДОМ.

8.4.10. Прикрываются шиберы на подводе воздуха к отключенным горелкам до 15% по УП; энергоблоки №5÷8.

8.4.11. Закрытие направляющих аппаратов ДРГ в момент перевода блока до 20% по УП для блоков 1÷4 и до 0% для блоков №5÷8.

8.4.12. Закрытие задвижек ВПР-А,Б и открытие задвижек СБ ВПР-А,Б (от реле РРК).

8.4.13. Открытие РДВ на 35÷40% по УП (от реле РРК с последующим снятием воздействия от защит) − для обеспечения давления в коллекторе впрысков на уровне ~ 200 кг/см².

8.4.14. Включение 2-го КЭН (при сбросе с нагрузок <200 МВт) и 3-го КЭН (при сбросе с нагрузок >200 МВт) стоящих на АВР (от реле РРК для обеспечения достаточного расхода воды на впрыски БРОУ и уплотнения ПЭН).

8.5. При срабатывании автоматики холостого хода машинист энергоблока обязан:

8.5.1. Проконтролировать правильность работы автоматики.

8.5.2. Предупредить о переходе энергоблока на холостой ход машинистов-обходчиков.

8.5.3. По тахометру и частотомеру на генераторе убедиться, что регулирование турбины держит холостой ход; при необходимости, воздействуя на МУТ, поддерживать обороты турбоагрегата.

8.5.4. Загрузить ПЭН до давления питательной воды 280÷300 кг/см² для обеспечения растопочных расходов питательной воды по каждой нитке; закрыть клапан рециркуляции ПЭН; перевести ключ регуляторов питания в положение «растопочные».

8.5.5. Установить расход топлива на котлоагрегат на уровне 25% номинального 17 т/час на корпус или нитку блоков №5-8.

8.5.6. Отрегулировать подачу воздуха и разрежение в топке.

8.5.7. Проконтролировать положение ключей и питание собственных нужд; при переводе энергоблока на холостой ход с нагрузкой собственных нужд проконтролировать напряжение на генераторе и секциях собственных нужд, выполняя подрегулировку изменением реактивной мощности; в этом случае АГП остается включенным.

8.5.8. Закрыть задвижки дренажей ПВД-6 на Д-10 ата.

8.5.9. Стабилизировать режим работы энергоблока, быть готовым к включению генератора в сеть и дальнейшему набору нагрузки.

8.6. При неисправности автоматики «ХХ» при которой котлоагрегат или корпус не перешли в режим работы холостого хода необходимо отключить блок К.Р.О.К. котла.

8.7. При закрытии стопорных клапанов турбины энергоблок может отключаться с отключением котлоагрегата или автоматически переводить котлоагрегат на растопочную нагрузку аналогично переводу энергоблока на холостой ход, но с закрытием отключающей арматуры: на энергоблоках №1÷4 закрываются задвижки ГПЗ, ППГ, ППХ, направляющие аппараты ДРГ, ДРГ, открываются впрыски СЗГ; на энергоблоках №5÷8 закрываются задвижки ГПЗ, направляющие аппараты ДРГ, открываются впрыски СЗГ.

Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском по сайту: