Инструкция по монтажу маслопроводов турбоагрегатов

Доступ невозможен

Назад

Доступ невозможен

Назад

The Product is Contained in the Following Classifiers:

Construction (Max) »
Regulations »
Sectoral and departmental regulatory and methodological documents »
Design and construction of energy facilities »

Welding regulations »
Main materials »

Welding regulations »
Pipelines »

Welding regulations »
Metal structures »

Welding regulations »
Documentation »

Welding regulations »
Heat treatment »

Welding regulations »
Assembly devices »

Welding regulations »
Main materials »
Steel, cast iron »

PromExpert »
SECTION IV. INDUSTRIAL SAFETY »
I Industrial Safety Administration »
6 Requirements for organizations infield of industrial safety »

PromExpert »
SECTION III. LABOR PROTECTION AND SAFETY »
III Occupational safety requirements for production equipment and processes »
2 Safety requirements for certain types of work »
2.2 Operation of production machines and equipment »

The Document References:

OST 108.030.124-85: Details and prefabricated units made of pearlitic steels for pipelines with environment pressure P>2.2 MPa (22 kg/cm2) in nuclear power plants. General Specifications.

SNiP 3.05.05-84: Processing equipment and process pipelines

YOUR ORDERING MADE EASY!

Placing Your Order

Your Order Best Quality and Authenticity Guarantee

Маслосистема
турбины и генератора.
Маслосистема всего турбоагрегата,
особенно её часть высокого давления
(регулирование турбины) являются одним
из ответственных узлов монтажных работ.

Алгоритм
монтажа включает в себя следующие
основные операции:

• монтаж
  маслобака, маслоохладителей, маслоустановки
  уплотнений генератора и насосов;

• контрольная
  сборка маслосистемы заводского
  изготовления, и элементов, изготовленных
  на монтажной площадке, проверка
  параллельности фланцев;

• инструментальный
  контроль сварных стыков маслопроводов
  высокого давления;

• гидравлическое
  испытание маслосистемы;

• разборка
  маслосистемы для детальной очистки
  труб изнутри, обработки уплотнительных
  поверхностей фланцев, смазка изнутри
  турбинным маслом очищенных труб,
  установка заглушек;

• сборка
  маслопроводов с применением проектных
  прокладочных материалов и крепежа из
  материала, по характеристикам не ниже
  Ст 5, использование при сборке фланцев
  маслопроводов высокого давления
  специальных прокладочных материалов;

• монтаж
  противопожарной защиты от разуплотнения
  маслопроводов.

41. Организация пуско-наладочных работ на тэс

После
завершения монтажа оборудования и
трубопроводов наступает период
пусконаладочных работ.

До
начала опробования тепломеханического
оборудования ТЭС, включая ХВО, топливное
хозяйство и очистные сооружения,
необходимо закончить монтаж и провести
наладку систем электроснабжения
собственных нужд, КИПиА, связи, питьевого
водоснабжения и канализации, средств
пожаротушения и другое. Так как в ПНР
участвует значительное количество
персонала, к этому периоду необходим
ввод в действие минимального комплекса
санитарно-бытовых помещений (туалеты,
душевые, сушки спецодежды и др.). К этому
периоду на ТЭС должен быть организован
медпункт.

Электрическая
часть системы контроля и управления.
Уже в начале строительства проектом
организации строительства (ПОС)
предусматривается сооружение подстанции
для питания нужд строительства и монтажа.
К основному этапу ПНР необходим ввод
ОРУ с питанием от энергосистемы, а также
минимальный объём РУ собственных нужд
ТЭС.

Очистные
сооружения и другие устройства охраны
окружающей среды.Как
минимум для сброса промывочных вод, на
первых порах создаются накопители. Но
создание всего комплекса защиты
окружающей среды является также
первоочередной задачей.

Система
технического водоснабжения.
К началу первого этапа ПНР – промывок
и т.п. необходим пуск первых агрегатов
питающей насосной технической воды
(обычно берётся насосная станция –
б.н.с.) и минимального комплекса
трубопроводов техводоснабжения.

Система
топливоснабжения.
Для ТЭС на которых основным топливом
является газ к моменту начала ПНР в
главном корпусе система внешнего
газоснабжения: газопровод от ГРС до
ТЭС, ГРП ТЭС и газопроводы к котельному
отделению главного корпуса должны быть
готовы и опробованы. Для ТЭС на твёрдом
топливе с растопкой на мазуте, а также
ТЭС на мазуте без резерва газового
топлива кроме готовности топливного
хозяйства необходим пусковой источник
пара для разогрева мазута и др. Возможным
вариантом является использование
передвижной котельной.

Система
водоподготовки.Сразу
после завершения промывок оборудования
и трубопроводов технической водой
наступает период первых растопок
парового котла. К этому периоду уже
должен быть наработан запас умягчённой
или обессоленной воды.

Котельное
отделение.
По завершению монтажа котлоагрегата,
сосудов и трубопроводов котельного
отделения всё это подвергается
обследованию специалистов Ростехнадзора.
Далее проводятся индивидуальные
испытания котлоагрегата:

Индивидуальные
опробования систем – подачи топлива,
дутья, дымососов и др. вспомогательных
систем, а также средств управления,
контроля и автоматики;

Паровое
опробование котлоагрегата (паровая
плотность) с доведением давления до
уровня 3-7 атм.

Вторым
этапом проводится проверка подъёмом
давления до номинала и наладка
предохранительных клапанов.

В
период проведения «паровой плотности»
идёт поэтапная сушка обмуровки (более
2-х суток с медленным подъёмом температур
в топке).

Одновременно
период работы парового котла используется
для проведения продувки паропроводов.

Также
подвергается проверке и обкатке почти
всё оборудование котельного отделения,
комплексов топливоснабжения и
химводоподготовки, но на минимальных
нагрузках.

Весь
этот комплекс работ проводится на основе
детальных программ и с непосредственным
участием специалистов пуско-наладочных
организаций.

Машинное
отделение главного корпуса ТЭС.
Комплекс турбинного оборудования
(машинного зала) в вопросах индивидуального
опробования включает:

опробование
электродвигателя насосного оборудования,
всего механизма с проверкой и фиксацией
паспортных параметров оборудования и
вибропоказателей;

питательные
насосы, представляющие из себя сложный
агрегат, требуют наличия холостого
сброса (рециркуляции в бак-аккумулятор
деаэратора) от вскипания в корпусе
насоса, проверки работы маслосистемы,
а также контроля работы гидропяты;

промывки
и продувки трубопроводов;

проверку
плотности вакуумной системы турбины —
проверка заливом + проверка плотности
созданием вакуума;

проверку
регулирования на неработающей турбине;

пробные
пуски турбины до уровня холостого хода.

При
этих пусках проводится напыление
изоляционного покрова, проверяется
работа маслосистемы смазки турбоагрегата,
работа системы уплотнений генератора,
вибросостояние всего агрегата, а также
параметры системы регулирования на
уровне номинальных оборотов (холостой
ход). Кроме того, проводится наладка
автомата безопасности (АБ) турбины от
недопустимого повышения оборотов (свыше
10 – 12% от номинала).

Все
эти операции детализируются в программах,
а в процессе опробований специалисты
пуско-наладочных организаций передают
опыт эксплуатационному персоналу.

Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]

• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #

Для выпущенных ранее
типов турбин, у которых фланцы корпусов узлов системы регулирования не имеют
соответствующих посадочных поверхностей и выполнение таких поверхностей
невозможно, в порядке исключения допускается сохранение плоских фланцев с
установкой на них плотных кожухов с дренажом или установкой на разъеме
стланцевого соединения уплотнительных хомутов с резиновыми прокладками по периферии
фланцев.

9.1.2. Внешние напорные маслопроводы,
находящиеся в зоне размещения оборудования ж трубопроводов с температурой
деталей 180°С и выше, которые могут быть орошены маслом при нарушении плотности
фланцевых и сварных соединений маслопроводов, заключить в специальные плотные
защитные короба ив листовое стали толщиной не менее 3 мм. Нижняя часть коробов должна иметь уклон для стока масла в сборную трубу диаметром не менее Ду 75 мм, соединенную с емкостью аварийного слива масла, независимо от коллектора аварийного слива.

При капитальных
ремонтах короба должны проверяться на плотность заполнением водой.

9.1.3. Маслопроводы вне
защитных коробов отделить от горячих поверхно-стей защитными экранами, а их
фланцевые и другие соединения

(тройники и др.) заключить в специальные
кожухи с отводом дренажа в безопасное место. Кожухи фланцевых соединений должны
охватывать фланцы, сварные швы и участки трубы длиной 100-120 мм от сварного шва. На сварные швы стыков маслопроводов в труднодоступных местах и вблизи швов
установить уплотнительные хомуты с резиновыми прокладками.

9.1.4. Все горячие
поверхности, расположенные вблизи маслопроводов, тщательно изолировать.
Поверхность изоляции опасных участков должна быть оклеена стеклотканью с
помощью раствора жидкого стекла и обшита листовой сталью или алюминием для
предохранения её от пропитывания маслом.

9.2. Мероприятия при монтаже и ремонте
маслопроводов.

9.2.1. После приварки фланцев
к маслопроводам их уплотняющие поверхности проверить по контрольным плитам и
при необходимости, пришабрить. Параллельность уплотняющих поверхностей
проверить пластинчатым щупом; отклонение не должно превышать 0,2-0,3 мм,

Прокладки для
фланцевых соединений изготовить в соответствии с типом фланцев и рекомендациями
заводов-изготовителей турбин; в случае отсутствия рекомендации — на
электротехнического картона, пресешпана, маслобензостойкого  паронита ПМБ ГОСТ
481-80;

для напорных маслопроводов регулирования
толщиной не более 0,4мм;

для напорных маслопроводов смазки
толщиной не более 0,7 мм;

для сливных маслопроводов толщиной 1-1,5 мм.

Замена прокладочных
материалов, рекомендуемых заводами-изготовителями, без согласия последних не
разрешается.

9.2.2. При сварке стыков
маслопроводов применять аргонодуговую сварку без использования подкладных
колец.

9.2.3. После монтажа и
разборки всю систему маслопроводов, а после ремонтно-сварочных работ —
соответствующие участки тщательно очистить, промыть и до установки коробов и
кожухов спрессовать в собранном виде при давлении, превышающем рабочее в 1,5
раза или указанном заводом-изготовите-лем турбины.

Необходимость
опрессовки маслосистем повышенным давлением при частичной их разборке
определяется решением технического руководителя электростанции. Результаты
испытаний оформляются актом.

9.2.4. После монтажа или
капитального ремонта произвести проверку работы маслосистемы на холостом ходу
и при полной нагрузке, а также в режимах работы с включенными отборами для
турбин с регулируемыми отборами пара. Все замеченные недостатки устранить до
сдачи турбоагрегата в эксплуатацию и сделать об этом соответствую, запись в
формуляре.

6.3.
Эксплуатационные мероприятия

В случае возникновения
чрезмерной или опасной вибрации маслопроводов, пульсации давления масла и
гидравлических ударов, угрожающих плотности маслосистем, турбоагрегат аварийно
остановить, выявить и устранить причини нарушений в работе маслосистемы.

Маслопровод и другие сборочные единицы маслосистемы
тщательно осмотреть и подвергнуть гидравлической опрессовке при давлении,
превышающем рабочее в 1,5 раза или указанном заводом-изготовителем турбины.

             Начальник КТЦ                                  А.А. Устинов

СОГЛАСОВАВ:’

.от 25.02:87 —

ленинградское. алектссмаиинег объединение, письмо £

>изБсдственное >ительное, — -гёктросйла» ‘ •_ з/50 от 23.04.87

Л. П. Каменский 69*-

19 8 9

СО Д Е Р Ж АНй Е

Л

1,2.2. Технология монтажа маслопровода- В категории поставки (монтажа заводскими блоками»)

L’S* .7i/xz

№ 0OKV*.

поря.

й-&2РД:34 ID.C2I-89

■ара сед,,

ш

шу-

Киструкция по технологии иоитаха маслопроводов турбоагрегатов

^emumym {

2.2*3,4. Зеркала’присоаА^з^ьньл фяавгез. оборудования и арн£. туру гго саррозочной. ыйте’.’ДопулкЕе’г-са’^£?Дз*а’ярй/мрнта*£ ••только плбоккх отбытии*- флапиел к    «й-    а^тур^#.

2.2/3.5> Эллипсность„ ко;гдоу труб под:съг%&+ Лря необхддкиост производят кх-ркхто&ку в* соответствии с’ трс^сзгккям» • 1^.дрГ0йо^<*; • говус..сварку.;согласпa PB!-lC~3I*(Ту .ОСТ,ICS.02O,124-77).-‘^?

2.2.3.6.*Хварные стыки.линзовых компенсаторов — иа-плотностъ керосиновой пробой.

2*2.4. По‘результатам проверок ‘согласно п.п* 2.2.3.I.V.2.2.3.6 составляется акг о’ фактическом’ состоянии» оборудования с .перечисление ри сгбнзрукекных дефектов, .объемов, сроков к заполните л г?, дополнительных-.работ. Акт поддобывается заказчиком* .поедставитедями заводов изготовителей и ■ «оптируются Организации. «•

При необходимости вузнвапгся представители заводов изготовите-. .ле-Я {маело£иете*ы,

2.2.5. По .рабочим .чертежам. Гснлроектирсзщяка изготавливается . детали ’противопожарного короба;

,2.2.6. Заготавливайте* плотные.ааглукк* кд отщштио копци труб.

2.3. Сборка монтажных- блсксэ.тсдсгроводов / поставки, по Л категории

2.3.’I. Обцке вопросы сборка блоков* ыасхсдроводов. -2.2.I.I.До^нахша мандата* в    местких    условий

детали трубопроводов собирается а б^оки, ^ маслопроводы, пастудов-вио.вдзэдсхими блоками,, укрупняется’в монтакн~з блоки в соответствии

с ментахнсй документацией £см.. ri. 1.223).

213.1.2,- Сборка в блоки я подготовка ‘деталей маслспрозода к. ^;

.•    -•’*    ‘    ;    ,    . .    ^.1-.    -.-ч-. .•    .    .    …

монтажу производится в нашзале на специально сборудозаннэй площадке.- Прздмонтажнуя подготовку’-зне ыашзала разрезается .произвола;» _; на сборочной площадке при использовании _ свободного, закрытого’ по!^; кецения.

Работы по маслопровода*? могут производиться только при поло-жителькой температуре воздуха в используемом дсмецэнш v мядзхте.

:*2.3вЬЗ; Плоп^дка для сборки в блоки разлетается в тоне дейст

вия мостовых, кранов или”других грузоподъемных монтажных механизмов .и оборудуется в соответствии с применяемой технологией ноктажа маслопроводов*

213.1*4. Укрупнительнал сборка маслопроводов производится . сольно из —поставочных •; блоков, арматуры и обсрудэвакия, дрстзедтзц

icvn, и ПУП ; ДГ Умн иы¥^Ы. V’/V 71 Vodn. о c^’nuJ

пред**снтажнуо подготовку.

;2>2.1.5.^:_£елй нет в Ш? специальных указаний, то рсбота вь*— прлня’ется только по рабочие .чертежам,* при этом габариты блоков определяются:

S.’S.t.&.I. Возможность») транспортировки блоков к исету мокта-га*. —

2*3; 1*5.2. .Удобством выполнения Стыковки блоков между собой _дри-монтаже* за счет рационального размещения соединительное стихов к фланцевых ‘соединений, ’которые желательно размещать на горизонтальных Цветках маслопроводов и в удобныхдля сборки или свар-местах. —

2.3.1.5. Сварные, соединения маслопроводов выполняются аого-нодугозой сваркой и без подкладных колец,. Использование других- аз-

• ?Д 3*4‘10.021-89

>?

дов _;сварка должно- быть* согласовано с заказчикомУ Допускается^Xzt :-:с-дуговая сварка’коркового шва с последующей электродуговоЯ сваг. ::;

^*3>1.7;;’Кон^сл5»/ионтаж*_к1Х стыков маслопроводов на ТсС я АЗС • производится 7-ЗД гли ^диагра^ически в’ соответствий/, с jETMG~£Z.’

2.3Л.8; Изготовление помету-допускаотся только масл опросе::;;* диаметром- менее’ Ю ш (для турбин ПО «Харьковский турбинный 31л г;^г’-менее 100 мм).

2.3.1.9.*:Гибка труб диаметром менее 108 ш- производится пре: -г «умственно холорньле способом на.трубогибочных.станках. ■    ‘

2.3.1,    J0C’Поверхность-• труб,* предназначенных . для гибки, очягак;-ря снаружи и изотри, после чего.производится наружный осмотр- гр*.Л. На поверхности труб не допу.скается наличие дефектов в вида треч:*^

.скатов,-_:окал’икы н рисок глубиной более 0,5 мм. Для* гибки выбнралгзя ‘Трубы с плясовым допуска на толыдину стенки.

92S7&.    I    —-

2.3.2,    .Сборка монтажных .блоков*

2.3.2; I. — 0бь5унъ:е, крупногабарзтнне бДЪки, включающие в езе? состав-Оборудовав :э наслосистемы,. собираются в соответствии с ра.-: j-чими чертежами на временной металлоконструкции и надежно на кеЗ/д-крепля&вгея.. Зрекеккая металлоконструкция обеспечивает достаточг-.уч: жесткость блока при-эгб транспортировке и ‘монтаже. При необход>лл;гг-* ти _%подьем’блока производится с помощьэ-траверсы.

2.3.2.2,    Сборка блоков производится с соблюдением следующая требований:’⁷

сборка , блокоз производится на плазе ,* где каждый блок иля таль’ устанавливается с помощью подкладок или упоров (специальных кареток) для фиксации труб под сварку;.

\

			Ил	РД 3416.021-Ш
!А*	Urrr	>/}£ЭП/М_ j	\оэ$/г

•“ • г&баржтн любого И в ^собе^шостк координата присоёдингпедь^ , -ньпг участник тг%5 пространственных блоков ввдертлвачтся. о-гг^-^^^ь—но. -ба&овнг ‘П’скосгеЙ вСтрэгом Еоотестствих’ с’ рабочими *че ? ггт&’ги;

V 1»ред тотгковхол- в бхок каядая деталь.механически 6ч2^’’Сй, продуваете.* з’здузесм, ‘-преверя©тся визуально к предъявляется га &?-с^^тзвв^^гсяснеяйй заказчику;;

—    пркзагта фланцев’ производитсятолько после выверки на плазе взаимного п-бдтхекля блоков в «соответствии с рабочими, чертехплп; ;

^фланаз с ^трубками или другие детали маслопроводой;, ^ста-кавхияаеезг стснчатеяъко на.месте монтаж, закрепляются.на €гоке (пр&хватксг -электросваркой, иля другкйсзособом)’ для сот^еег^» подачи, на’место установки;

ys*S- /Sf    u    t-lrrn    1<f    /■    •//>    t    (/7/6 л’/Y/tst. Л’ъ}и<#Г/м?<Л7. u drfmcf

—    детали маслопровода, *не Ьошодшига ■ в монтажные блока г г ре- \^т бущие тюдгенхх по месту, подаются*на место установки в полостью законченное виде и с установленными ыонтатккуи заглушками;

-;’прй установке ливзбвого компенсатора на горизонтально участке маслопровода»^дренахшю^: ЕЛ^еры располагаются’в’ нижнем ссгсзб’яии, а.вдзягиккк*—.сверху;;та*г какЛйшровые. компенсаторы не долга подвергаться сжатию или растяжению под тят.еегью трубопроводов ж дзбы^ -точного . давления,» уславливаютсялредЬхраяительккэ.» стянхи hi круг-‘Лого’металла диаметре^’ не менее 20 i^* удаляемые после Мснтвла \ Маслопровода;с

—/детали подвесок и опор приваривается к трубам в-состгнтствии с рабочими моргенами^

«г. ^;ЬткрыГ|«_;. гонцы • труб-’закрываются .заглушками £

—    если к началу сборки блоков (блока) оборудование касзсснсте-мы установлено, определяется его фактическое положение н вносятся

необходимые изменения в/разуеры блохов;.‘замеры.;производятся по п:ям присоедини Ъ-ел£ккх фланцев.

2.3,2г3.. Подготовха;’-концо»’ труб; под сварку производится п:; рочт ‘ чертежам’ % ?Ti-lC-8I    Г    ‘

24.;-Обработка.’концов- .груб под сварку и ‘снятие’*фасок та-/•, изводится с. применением труборез}шх станков. При обработке внут:’*н-няя поверхность труСи заци’дастся при поыоци заглушек-

2*3* 2Л?;-Сборка. стыков трубпод сварку /производится в    *

альных центровсдо-л£Х^гприспособлениях; обеспечивающих й>снсе’.рАсг.— , лсжснке стыкуемых труб с заданным зазором по торцам,

2*3.2.6. ирг сборне фзз^е вше- соединений в качестве птскдгстч-ного материала грнуеняется картон прэхладочНсй^:? ГОСТ 9347-74 Tamt-HoR_:0jl5…p,30 км доя’маслопроводов регулирования*, 0,5…0,7 для н&поршх маслопроводов смазки и 1,0.7. 1*5 мм для сливных, газопроводов. Прггд&дки »из.хартона перед установкой’должны*бьтъ. гцг.~ питаны^натуральнойши нефтяной олифой• (невареной). ?аэрелается- дзи-мененме ыаслобекзэстойхогопаронита ПЯЗ ГОСТ 461-60 толщиной тттт-ветстгсняо 0,4.7.0,5 мы, 0,5… 1,0 мм, 1,0…1,5 мы. При этс^-есб-‘ходймо ‘искяздМить даже случайное применение некаслостойкого парата (ПШ) _г;внеане’ мало отличимого от ШБ« Резянокре прокладки устал^о-.яйваатся/в соответствии с документацией завода изготовителя кел^о-системы.

Для Систем, работающих на*, огнестойкой жидкости, разрецаегс г .использовать,^ртсн    иди    специальные, резиновые уллеп’-

‘нктельнкз кольца (для систеш гидроподьема роторов).

Внутренний диаметр. прокладок из картона и пароккта долепи .^тъ на 4..7 5чш больле’внутреннего диаметра зеркала фланца. .

Р134 10.021-39    Йг1

‘Продор£игех5^сгь-пгсг^тки. картона олифой не,менее.3.часе»- ._г ‘Нанесение н* пр<>кгз..;гг- бакелитового лака: л Шеллака’.затрет;-£^‘.

• -^Допускается* пркае^ениё баке/ нового лака при сборке без проклагоз разъемов сёрвомзтсров к т -лого’шеляногб насосала наневениеяега —/.текким слоем, по внеткей сторон» зеркала фланца*

2.3.3.    .Дрхгкза собра. льос монтажных блоков»

2.3.3. Х. Guifразные блскхпринима’отся мастером- ж предстазгсглем заказчика с прокеркоЯ. соответствия, их рабочим чертетлм по размести; •я_;*хон^1^ап^.сЧоблл}де1аак требований цЛА&<2* данного⁷ р&злыа _;Ш(^укри*г’записью в;МОЛтаяяом^«ур1ци?е.

**-;£ 2v3.3,2. I^-сазведтся; контроль. BHyTpei^efiiiioBepxkocT» на стсутс ■ ствие загрязнен? труб я осмотр ёварных’аьйй снаружи к’достуЕгзх. из^> н^триу-*Помимо. дтфех^в.сва?^    тгрЦрош^го^э^;    вегц^е^

л’ги д(УЯ1С/ \>1Г,^,М j‘u£M’\’//Z<f. ‘W*r&ig^ ЛееУл </ fi ‘c’nftf

ватветь • и, пористость) ^‘бледу^т убедиться* в отсутствии^ бризу pjfesas^’ ленного.металле-

2.3.3.3/-2bafeHoc*bit^? готовый ’монтаишй блох должен «иметь а» -штуцеры* для дроазагэ^воэданико» :и (ЬбНпщи; для тстнтрольнсь-нз^р*- -тельных, прибег «к..

2.3;3.4/ €с-бракные_; блоки’после.-.проверки ik-готовности ьэеанру^. ^ся.цветной фаской Тяа обоих .кснцахХ на.’расстоянии 20pi . .3CC юг>/-от*, края трубы в зсоответсб’виfc—^б<?аддаjjiepresa^

2.4/*з&ятзх сборудовзкия в трубопроводов -; маслбсистемы .турбоагрегата ;

2/4 Л/’Установка :си$орудоЬакия т^осистезйь ■ ‘ >

В

2/4.1.1. л^тгновка:’ёасаопрбвбд*^:аодно’сть»-готовьыи; бдотс^ш:-

?Д 34 10.021.39

(при поставке их по I К П «категориям) предъявляет повышенные требо~ .ьаашя’ к’ .точности установи ц’зизерхи сборудсвзикя, которое пошто <). внзерки по ocjpi турбоагрегата должно- контролироватъся по ;подсжени» тлрисоедллмтедьных ранцев маслопровода!; По ^фактическому кд’и’xrp.oos?^: коку под ожени»_:‘(по остям турбоагрегата) фланцев на оборудовании и’^г\; корпусах ₍псдйипкпкоа,. определяется требуемая габаритная длина бло-. жовХ

Методика-г^ояненяя замеров дана в приложении 3.    |

Из сопоставления требуемых растров блоков с фактическими •• определяются.поправки, с. учетсзм к острых необходимо устанавливать оборудование.; Г

2*4*1.2,/Нгимекьпая погрешность выверки- £ 5 юс от проектного • Положенная: должна ‘будь’ выполнена при установке маслобаков. Это вызвано т^_э .что х нему присоединяются блоки нескольких-линий ’.сливных., и-нсдорных коллекторов, направленных в разные” стороны.

2«4,1.3. Когда оборудование включено. в ’состав, блоков маслопро^

*    ведра , :устансвка и вызерха его производится с учетом’особенностей -‘ монтажа трубопроводов. •

2:4.1.4;. При-поставке маслопроводов по 2 категории установку оборудования-маслсснстемы: маслобаков,, масло защитных коробов; мас-.лоохладнтелей, VacioHscocoB И’Др.;-дсллд1а производиться кая можно; ■раньЁе с тем, чтобы заверить фактическое — положение их относительно осей турбоагрегата и внести’ поправки в. размера, монтажных блоков или при кеобхрдкмрехи по фактическим_; размерам» готовых :<&okqil.охончатель —

1-ЛГ-

*    ко*: выверить» взаимное положение оборудевкккя (в соответс? вип-е уха-. ^гзаниями -Пг2-»4.ХЛ) и.закрепиль;его для подсоединения блоков пасдо—проводов.:

п—i—	i I
_J_!_	L_. 1	PI 34 Х0:02Т-£9

Z A • 2. Разметка *?рассы, установка- опор * к подвесок, для масло-: довода всех категорий поставки.

2.4.2.1.; Разметка трассы маслопровода вшолняеТся ’По рабочим чертежам: данногоучастка-с\ замерами -расстояний-‘меяду строительными ; конс^рукг^^и и устанодленнкм •* оборудегякмеи маслоеисиетёш, к кртог ^:^о^’;^присоед?«яетеяЧ!аслспровод^;.’.’Размеры’рнятые с натуры, сверяются с’^:‘.проёктнь^н*^а‘:такге^ с*фактическими размерами блоков.

2.4.2.2V^Cfcb трубопровода •йхнаправлёниё трассы намечается …

!снуром.-или .стальной’*проволокойнатянутой- иеЧдУ* крайними* положениями ‘маслопровода, а высотные, отметки!-, нивелиром’ иди. гидроуровнем.-* Намечается точнее расположение опор, и-тяг подвесок.

Для участков, проКлад^гваемых-на кронштейнах иди колоннах, отмечается положение оси маслопровода ‘ по высоте , а тахке. места установки оперивысотное расположение несших конструкций.

О/tt.’in Л 7/ПО,

:2.\4.2.3;. При разбивке^ трассы „соблюдается уклон* величина, которого. указывается, в рабочих ^чертеглх.

‘2A<ZiA’.\ Установка Достоянных опор и подвесок* производится в строгом соответствии \с*чертекамй’..проек?а.

Д 2.4.2<5v. Временные ;опоры и подвески вместо постоянных в процес

тояирпс из гибов в Нескодъких^ .плоскостях, и фасонных; деталей, а также в трудаодостушшх^местах;где. усложнена? установка блоков.’

2.4.2.5v2. л При- негбтовности _;строительных конструкций’ и кевоз-. Нркности установить своевременно опорные констр1Т(цни_г> к. которым * крепятся постоянные опоры у. подвески. ’

2.4.2,5.3. Когда постоянхгые .падвески будут .мекать установке последующих „блоков.’

&

РД 3’Г10.0?Г-.е£

18

G>CO.*’z’r.^r> /

2*4.2.5* Временные баош- а    ‘,„    .

?. .    ■    v    —ЦЫугк,    х    которым    они    кропятся,

по прочности доллнн соосно?отас •> — ^

■    •••,     ^!ОС?о*~нюч    хокстругоиш,    опорам’

и подвескам,

^.4.2.7^ В^тоьнда лоду-лси ,.:п~ опор ^аслслрзода усгславяизазтся

‘    ъ    *    ‘    ’

с-закл’а*^:*АЯ;.Чйстяй1л- на проект нс:!

кьа! в_^opro’?wix.:    игстах    Ku0.uif,s,vj опорнюс .конструкций- к строКт^ль^*

‘кя* элементам Угт^кческко^етаял опер дохвш плотно прнлогар’х . строительным’ конструкциям. •

2,4*2,о». .Правильность- расгсас.т^нз’я • опор*• установл еккьх^ал’’Ка бетонных пэдуттках, так и на несуспх конструкциях. или:.’ !фОнгте(Нш:^ ср^еряется при ’ воуопр! .натянутого пзурь’ /ли стальной Гфовозохк.. ‘

2.4.2.9» При моят&хе _;опор маспсггр овода соблюдаются’ еладузхциа -правила:

2*4.2.9* 1п-Прдахвно1в сдс-ры    препятствовать    свободному

^ремес;екхэ /грубопроводов При его удлинении; не должно бьгть* пере- / >6сов и заедания подвижных чаете-? маслопровода.

2*-4;2,.9,2#.;iIa неподвижной, с^гра..»руб&:должна плотно прйлега*^гь .к подусте без зазора,- а. хсму? —.г трубе*

2.4.2.9;.3. Сварные стыки располагаЕтся ка расстояния к а пенсе 203 мм от края опоры./

2.412.9.4, ;Опорная;Кокстргяц.1я спор должна быть строго перяем-дукулярна направлена уд:«и*_ от яасхопрсводов.-/

2.4.2.9.5,    .Спора.деллкы’Юхетз’ дгедЕарительнкй. натяг* в ссо^в-тс цвии с чертежег;

•    …..    ‘    *    ‘.•■•    ■»    • V- ‘

’2.4.2.9.5; Тяги подвесок маслопровода; не ‘кмещде перемещений, устанавливаются отвесно; тяги псдтесс*:, инеидях перемещения, уста-кавливзются с наклоном, сбоУЕетсстцтлу-м половине величины перенесения.’

е и с заглубление н,- ухаегш-

м

I !

тг

2.4.2.9.7, При -установке .’сзс-гьляцеЯ сг.у корпус, ее сдвигает-* с я на величину перемещения маслггр о н ода в гплравлекии его расширен

КИЯ.

£•4.2.9.8. /Неподвижные «спет* уваривается опорным’; конструкциям трлько после,сборки,/всей улсы и проверкиIустановки их.

2.4,3. ‘ Под1лм^^:установка й «озерка‘блоков- маслопровода всех категория -вставки.’

2.4.3.1. Монтаж блоков, ‘вылсошлется с применением — грузоподъем-:-_;ниС.;механизмов в..с6отватстзйи.с Ш?..

v:2.4.;3.2. -Перед подъемом бясва/необходимо проверить:

V .сохранность -заглушек на рсах трубJ

-■> ..законченность сборки и .сазркл; а/ тай»- наличие’ вваренных» •штуцеров; дренажей, ‘бобшек’и других деталей,* предусмотренных как’ ^чертежами самого маслопровода, ?*:?. и документацией на его очистку

/и. пробку;. …… ..    ..

‘-^наличие доку^нтздий 6 пгелдявлэнии внутреннеЯ. .поверхности / блока на отсутствие загрязнений грздетавителв зазода й» заказчику •или ’заводского акта о, поставке’пй I категории.’

г 2.4,3.3.’ Строповка блока пргиаврдится путем обзивки его ..у:/^:.. 1трссом *не менее двух раз ,с подклв.-ксЯ под трос деревянных, брус ков-во избежание-скольжения труб.»-Сегт строповки должно быть не менее * дзух. -Стропы не должнМ мешать уст^|ааливать блок в проектное положение. Снижать стропы разрешаете* -только после ‘.окончания выверки; • /и закрепления блока.    …..    \

С -•;* v’ . . _t „ _ч    ,    .    .’I

2»;4.3.4.- Установку’блоков- елздует; начинать’ .от мест фиксации их к оборудозанию: /млслоба1^,- ‘.насосам; _маслоохладителям — и т.д.- > /

2.4.3.5. ‘ Поднятые’ блоки закр-плязстся на’ опорах и ’подвесках, р предусмотренных.’проектом,- и ‘посла 2-?ого:’приссед.йкяэтся к Оборудований, Это гарантирует, .что йагрутхж (^’.трубопровода/воспринимается опорами и подвесками ‘ и. ‘не’ перелается на/оборудование.

;До расстроповки ’блок должен гнгь- уложен, и закреплен не .менее , чем на две опоры.,

2.4.3.6.    Приусладке блока’ на споры .необходимо ‘проверить; что-уложенный блок опирается- на зез^: сгсрыч-» При закреплении на пддвёс-хах, длину последних следует редурезать с та:са{ расчетом, чтобы-все подвески воспринимали вес бдела*.

*2.4.3.7. После установки блстг. проверяется совпадение его : с разметкой трассы, отклонение гср»зокталькых участков от проект-
-в*	1— ~~±Z ЗД’84 10.021-59 /Ло*г 20 —_□ fe: ;J-‘Jawr>t. //У’.

Лвлгм.онвМ m. РмнЛ 7/И/я‘о ,>Ъ’м. Ч28733    ‘    ~

2.5.4. Очистка внутренних поверхностей оборуддзания

* 34 «* 34

РД 34-I0X)2I~£$

36

*!

1

i

i

I ■’! ‘..“у, /УУ.УУ/»/.    |    л    „у    ;.

РД 34 10.021-89

внутренней поверхности трубопроводов и’оборудования • маслосистеь*ы    ..г……………………….■•••.»    Л ^ i Ч

2. -. Свидетельство об изготовлении деталей (блоков)

трубопровода …………………………….    45

3. _ Методика определения -взаимного положения мест

подсоединения блоков трубопроводов маслосистемк    —

к оборудованию .    г 5Т.^:

4.    Расход реагентов. Для очистки маслопроводов

турбоагрегатов .v……………………..V Л .i-49,

•5;- Правила приготовления рабочего раствора ортофсссосной.

кислоты ………………………………. 50;

6* Установка для очистки трубопроводов маслосистемы

раствором ортофосфэрной кислоты • * *. …. _v.______……. v 54 •

7.    Очистка маслосистекы прокачкой масла в’пульсирующем

режиме, (гидроимпульсным способом)-.-………._____61

8.    Программа прокачки масла по маслосистеме’ турбоагрегата

ПТ-80/100-130/13 (рбразец)…………… 65г

I/СБЩЙЕ ПОлСЕЕ-:^.

I Л. Основные требования ‘

IЛ.I. Настоящая инструкция жыляется основным руководством , . . выполнения всех видов работ по монтажу маслосистем турбинных -зало

•ТЗС и АЭС и распростракяется’ на системы смазки» гидроподъема,рсгу-* •лирования, уплотнения ‘вала генератгра*’ аварийного слива и станци—онного хозяйства, а также на трубгсроводырегулирования,.’работа^ . щйе на огнестойких жидкостях типа С£ПИ и Ивзиоль.-

I Л.2. Инструкция не распростсаляется.на мазутопроводы и. мас

лопроводы специального назначения. работа на монтаж которых регламентируются отдельными инструкциями или другими документами.-‘ • Йнструидия-разработав с учетом централизованного изготовления маслопроводов на’ спег^алиэированшх заводах ‘и заводах-изготовителях энергетического оборудования. Трубопроводы диаметром 89 мм и выае поставляются на монтаж з блочном исполнении в соответствии с согласованными^— техническим* условиями на их изготовление и поставку

П р и к е ч а н и е: По докз^нтации ПО «XapbjpECKHfl турбинный завод» маслслроводы поставляются оазодем-изготовителем -(БЗЗМ) в виде блоков,, начиная с диаметра Ijs ш у визе Л

Г. 1.4. Сварка стыков’ маслолг*: ?сдз на всех стадиях изготовления

должна выполняться аргонодуговой сзаркой или коыбиюфовакной (приварка корня аза аргонодуговой сватюй и заварка- стыка — электро-, дуговой)

1Д.-.5. Инструкция-предусматривает три категории-лрстазки маслопроводов блоками.

ыз) с заглушками в местах их “водится только установка и .

1Д.5Л. I категория поставка — трубопроводы маслосистеш или ее’ отдельные детали поставляются т сс ответствии с согласованными -ТУ полностью готовыми блоками (гигосиспытанные, с очиценной и пас

сивированной внутренней поверхкоот соединения, fca электростанции, прок

/Ьсп

?Д 34 10.021-09

л.

сборка блоков при контроле — сохранности чистоты внутренней поверхности трубопроводов (чистый’ монтаж).

1 Л.о.2. П.категория постами. -трубите: годы масхоспстем^ ад* её отдельные’детали поставляется ‘э сссгветствии с согласованными ТУ законченными гнароиспытанкп’и блокам с механически очи денной внутренней .»поверхностью* ■ Ha.’SwcKTpocTayw-x т.очимо установки и сборки блоков, при зьшолнегаги которых зздтедена их переделка,• должна быть

выполнена химическая очистка и ласснвадкл внутренней поверхности

трубопроводов- (монтаж заводекики -блоками).*

1.1^о,З..Ш категория поставки — все или отдельные «&еяо??реводы поставляются а соответствии’с ТУ неполностью законченными б&еггз» • или отдельными деталями с кахгкичеезсс очищенной внутренней поверх-/ костью. На электростанции необходимо произвести доизготовление, контроль сварных монтажных езов, ус гало зку. и. сборку блоков, а также, счистку — и пассивацию внутренней псвесхнссти трубопроводов (монтаж с докзготовлением).

*1.1.6. Выбор, способа очистки, р^реботка-программы работа й схемы промывки маслопроводов ^выполняются монтажной организацией. Доку—ментация (программа я схемы) со глас сзываются с заказчиком к представителями эаводсв-изготовктеле?..

р р и м е ча н и в: При выбеге способа-очистки следует учитывать^ имеющийся у монтажного персонажа с сыт.

.Работы по монтажу к очистке трубопроводов смазки и регу-. лирования и установке оборудование маслосистем должны выполняться — ■ по- 1ШРсоставленным с учетом требезаний настоящей инструкции, а

также основании категорий    трубопроводов    и    выбранного

способа очистки в соответствии с аь. 1Л.5 и J.I.6.

1Л»В. До начала монтажа трубедтозодов-*должна быть произведена подготовка монтажного .персонала и сэкакс^ение его» с особенностями . — монтажа,- очистки и прокачкимаслсснстехы данного’объекта. Монтаж-•*&>$персонал -должон’ быть;ознакомлен с разработанной в Ш1Р и в уехно-, /логических квотах технологией монтажа, разбивкой маслопроводов кз

Ю.021-89,

монтажнш блоки, графиком выполнения работ, и настоящей ииструосз-ей.

1Д.9. • Выполнение работ по монтажу и очистке маслосистекы з соответствии с кас?оящёЙ1 Инструкцией обеспечивает надлежащую чистоту-И ‘защиту ее внутренней поверхности, а также•надежную ее работу,

ГД. 10.’Указания к требования‘’настоящей Инструкции» обязгтедь-* ;-ные рри; вотрлнении-.соответствущих работу увязаны .-с действующими ‘ строительными, нормами и правилами (СНиП), правилами, Госгортехнадзора, охраны.труда, противопожарной безопасности и охраны округе* щей среда.

IД. II,- £акная Инструкция ке исключает. возможность дальнеЯшего. совершенствования технологии производства всех видов работ; по мон-.тажу .маслопроводов,. в.том числе выполнения химической очистки маслопроводов,. собранных на фундаменте.-. Для кх выполнения необходимо соответствующие гтэограммы работ, согласовать- с’ заинтересованными сога-. ннзациями,. участвующими в. монтаже..

1.2.    Кд?;Сс^икаЦкя и коаткая характеристика технологии монтажа касхопроЕЭДоз в зависимости от категории «Поставки и способов счистки

хДЛ. Технология монтажащласлопроБода1 .категории поставки ‘ (чистого монтажа).

Х.2ЛЛ. При приемке:» монтаж- необходимо проверить комплект- ; ноеть, соответствие блоков заводским чертежам и ТУ на поставку, сохранность пломб и заглушек, а также сроки хранения. При истечения ‘срока хранения по сохранности пассивации,» маслопроводы пеоехедят во *11 Натегср^сэ поставки..

1.2.1.2.    Хранение, подача к месту монтажапоследовательность ^сборки блсков,-снятие к .установка, заглушек не должны привести даже ;-ж ’не^скачительному, загрязнению внутренней поверхности трубопроводов.

1,2 Д. 3. Гидроиспытание на плотность сборки тслосистемы про- /

• изводится при предпусковой-прокачке масла. и .настройке. регулирования.

I,.2.2,-Технология монтажа-маслопровода П категории поставки (монтажа зазедеккыи блоками)-.

1.2.2.1. i.px.приемке в монтаж необходимо проверить комплект- : ¹

у !

а

?Х 34 10.021-59

‘■г. СгГАКшгюачьБ и шисвз г-сшния

ДГЯ ВЫПОЛНЕНИЯ РАБОТ ПО ЮГОГБЛЕЯИЗ и •

кшшу.’-штисгм ттомпгхт

2,1. Общие технические требования- на’изготовление

КАСЛОПрОВОДОБ

*. 2.1.1. Для изготовления маслопров:доз можно применять только оеешовше трубыбез больших’ коррозис-в-тых отложений и без рз-т векнсй коррозии на вБутренней поверхности (с.’удельной загряз-.

.    р    —

ненностьп не свыше. 150 г/и ).

2.1.2.    Для маслопроводов применять фланцы стальные приварные встык типа /акступ-Епадина» или ^п1^ог:-г:аз^н.; К оборудозашта

и арматуре разрешается присоединять масыслрозод • с помощью (фланцев стальных приварных встык.

Допускается применение плоских стальных приварных фланцеэ в системе смазки с обязательной подвари:зазора между трубой и фланцем с зачисткой шва.

2.1.3.    Обеспечение плоской формы зеркала фданцез ттубо-.прозодоз высокого давления и регулирования осуществляется проточкой или‘шлифовкой, сюброзкой»

2.1.4.    При поставке по Г и П категггиян’-блоки должны поступать ка монт4?;. с• полностью..законченным! ciapiaD.O! соединениями. . При поставке по Ш категории подсоедини тельные ко нцы блоков — й;уча~: стков х^аслопроводоБ .выполняются’ в соответствии с ТУ iia;изготовление и без монтажных л рипус коз. К каждое блоку я»Детали, за ис-

кяпчекием специально согласованных,» лрклелаэтся сзцдетельстго .    .    ■    .    :    ‘    . ’ о.

согласно приложению 6.у

2.’ 1-*5;^Ярокладки/флан^ёд«х^Ьедйкений соответствий с ТУ входят в обз^м ? поставки*. зав жны.поставляться в .’готовом’виде: при аост&в~т устзновл&яяами в блоках .к -под ^-вдакамк ;- пр? рия^— —в .улзксвочкых ядикгх/

2.1Д5.р -При. Поставке’маслопроводов по± —_t-готовйтёле’ должен быть’ составлен акт о. состоя;

S.’ » ‘    V    **’    *’    ^;Х—‘    —    4    ‘

ностей- ^аслопровода’ за подписью пгедставител-

2.2> Поддотозительнке ~ работали при-: * оборудования •*и трубопроводов К 2.2 Л/Бея запорная — и ’рв^ладо^ая зрмаг; дрваниё каслосйстемы .(насрси/^! ь?^слсрхладитёли тая ‘должны.проходить р-езизию-.н гидрсиспытани-^ «ом |в Соответствии с докуыенталией на *сс постз мости од .срока хракЕния.

2.2.2-. Оборудование передается заказчики;’ яс^’шгектно j ‘в.’полной исправности.

2.2*3/.’При приемке оборудования» в монтат 2.2,ЗЛ. Соответствие его фахтзтесгого с: чертежам ^сертификатам завода изготовителя*.

•2,2.3.2. Подготовку концов.труб под-арг:;: * Чество- которой должно соответствовать требова-: 108.030Л 24-77$.

2.,2.’3.3.’ Отсутствие ■ загрязнений на внутри рудования маедосиссе^ьа

1

I

РОССИЙСКОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО ЭНЕРГЕТИКИ
И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ «ЕЭС РОССИИ»

ДЕПАРТАМЕНТ НАУКИ И ТЕХНИКИ

ТИПОВАЯ ИНСТРУКЦИЯ
ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ МАСЛОСИСТЕМ ТУРБОУСТАНОВОК
МОЩНОСТЬЮ 100 — 800 МВт, РАБОТАЮЩИХ
НА МИНЕРАЛЬНОМ МАСЛЕ

РД 34.30.508-93

ОРГРЭС
Москва 1994

РАЗРАБОТАНО АО «Фирма ОРГРЭС»

ИСПОЛНИТЕЛЬ В.М. Андрианов

УТВЕРЖДЕНО Департаментом науки и техники 24.06.93 г.

Первый заместитель начальника А.П. БЕРСЕНЕВ

Срок действия установлен

с 01.07.94 г.

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;

АМНС — аварийный маслонасос смазки;

АПЭН — аварийный питательный электронасос;

БЩУ — блочный щит управления;

ВПУ — валоповоротное устройство;

ГМБ — главный масляный бак;

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 — цилиндр высокого давления;

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/м³; ПДК масляного тумана и
воздухе рабочей зоны 5 мг/м³ 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

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

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 дм³. 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
см³/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 см³ испытуемого
масла и 75 см³ 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 см³/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
см³), 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/м². 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/см² 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/см²) и II предела 0,03 МПа (0,3
кгс/см²):

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/см²). 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/см²). 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/см²), 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/см²) 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/см²). 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.

5.3.3. Содержать в чистоте рабочие места, лестницы, переходы,
производить уборку беспылевым способом. Строго соблюдать правила
ТБ.

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/см²). 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/см²) 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/см²)
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/см²), 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/см²) 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/см²). 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

Приложение 1

ОБОРУДОВАНИЕ СИСТЕМЫ
СМАЗКИ ТУРБИН И ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ
МАСЛООХЛАДИТЕЛЕЙ

1. Оборудование системы маслоснабжения
турбин

Рабочая поверхность,
м²……………………………………………………………………..
63

Номинальный расход масла,
м³/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/см²)……………………………………………………….
0,1 (1)

Общее число труб,
шт…………………………………………………………………………
576

Диаметр трубы,
мм…………………………………………………………………………….
16?1

Пробное гидравлическое давление в полости, МПа
(кгс/см²):

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

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).

Индивидуальные нормы расхода турбинного
масла для турбин мощностью 100 — 800 МВт

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/см².

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 —
цилиндр среднего давления; 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/см²).

3. Техническая характеристика насоса
МВН30-320М

Номинальное давление на стороне нагнетания
насоса…………………………… 7,5 МПа

Установка предохранительного клапана насоса (88
кгс/см²)………………….. 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/см²).

4.6. Проверить имитацией автоматическое отключение работающего
насоса ГП роторов по сигналу понижения давления на стороне
всасывания до 0,3 кгс/см² (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/см²) 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 см³ 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

СОДЕРЖАНИЕ