Сброс нагрузки турбоагрегата.
Общая часть.
1.1. В настоящей инструкции рассмотрены основные аварийные случаи, которые могут возникать в процессе работы турбоустановки, причины обнаружения их на основании показаний приборов и внешних признаков, а также указанны мероприятия по ликвидации и предупреждению аварий.
1.2 При наличии аварии, не рассмотренной в данной инструкции, дежурный персонал должен действовать по собственной инициативе, руководствуясь знанием оборудования и условий его эксплуатации.
1.3 Оперативный персонал турбинного цеха, НСС, начальник смены ТЦ должен знать настоящую инструкцию настолько, чтобы в случае аварии действовать согласно указанным ниже правилам, твёрдо помня их и вполне понимая смысл и назначение производимых операций.
1.4 Аварийным положением считается всякое изменение в нормальной работе оборудования, которое создаёт угрозу бесперебойной работе по заданному графику турбины и вспомогательного оборудования, сохранности оборудования создаёт опасность для обслуживающего персонала.
1.5 При возникновении аварии обслуживающий персонал турбоустановки обязан немедленно принять необходимые меры для ликвидации или предотвращения развития аварии, обеспечивая безопасность людей и сохранность оборудования.
1.6 Во время ликвидации аварии следует действовать быстро и точно, но без лишней торопливости. Поспешное необдуманное действие может усугубить аварию и привести к тяжёлым последствиям для оборудования ТЭЦ и систем энерго и теплоснабжения.
|
|
|
1.7 Отдаваемые распоряжения должны быть краткими и точными, лицо, получившее распоряжение должен повторить его, а если оно непонятно- переспросить.
1.8 Важнейшим условием ликвидации аварии является чёткое взаимодействие машиниста котла и турбины. Поэтому машинисты на БЩУ обязаны чётко произносить наименование производимых операций и данные, характеризующие состояние оборудования.
1.9 При возникновении аварийного положения персонал турбоустановки обязан контролировать срабатывание защит и блокировок, не вмешиваться в работу автоматических устройств, а в случае их отказа выполнять операции вручную.
1.10 Каждый дежурный во время своего дежурства является лицом, ответственным за правильное обслуживание и безаварийную работу всего оборудования на порученном ему участке.
1.11 При возникновении аварии машинист ЦТЩУ турбины обязан :
1.11.1 По показаниям приборов и по внешним признакам составить себе общее представление о происходящей аварии.
1.11.2 Немедленно принять меры к устранению опасности для жизни людей и целостности оборудования.
1.11.3 Включить резервное и отключить повреждённое оборудование.
|
|
|
1.11.4 При первой же возможности сообщить об аварии начальнику смены цеха, который в свою очередь сообщает начальнику смены станции, начальнику котло-турбинного цеха, либо его заместителю.
1.11.5 Принять все необходимые меры к восстановлению нормальной работы оборудовании.
1.12 Машинист ЦТЩУ турбины при всяком непонятном для него, происходящем на работающем механизме, должен немедленно вызвать старшего машиниста или начальника смены цеха, установить особенно тщательное наблюдение за агрегатом и стараться установить причины происходящих явлений.
1.13 Независимо от того, на каком участке турбоустановки создалось аварийное положение, машинист-обходчик турбины обязан усилить наблюдение за работой всего турбоагрегата.
1.14 Ответственным лицом за ликвидацию неполадок и аварий являются начальник смены станции (ДИС), начальник смены КТЦ.
1.15 О возникновении аварийного положения начальник смены цеха должен поставить в известность начальника смены станции, а при необходимости начальников соответствующих цехов.
1.16 В случае немедленного останова оборудования сообщение об аварии может быть передано после выполнения первоочередных операций по ликвидации и предотвращению развития аварии.
|
|
|
1.17 Главный инженер электростанции, начальник котлотурбинного цеха (или его заместитель), в случае необходимости, имеет право взять руководство ликвидацией аварии на себя или поручить другому лицу, известив об этом НСС. В этом случае должна быть сделана соответствующая запись в оперативном журнале с указанием нового ответственного лица за ликвидацию аварии и начальник смены обязан оповестить об этом весь подчинённый ему персонал.
1.18 Весь свободный персонал цеха, включая и ремонтный, находящийся в момент аварии в цехе, может быть подчинён начальнику смены, по указанию администрации обязан выполнять все его распоряжения.
1.19 Весь вахтенный персонал независимо от того, на каком участке произошли аварии, обязан оставаться на рабочем месте до полной ликвидации аварии и восстановления нормальной работы оборудования.
1.20 Если авария произошла во время смены дежурства, то сдача и приёмка смены запрещается, и пришедший на смену персонал используется по усмотрению лица, руководящего ликвидацией аварии. Приёмка и сдача смены производится только после восстановления нормального режима работы оборудования или в процессе ликвидации аварии в зависимости от её характера в порядке исключения с разрешения начальника смены станции и цеха.
|
|
|
1.21 Если в момент аварии производились какие-либо ремонтные работы или испытания оборудования, они должны быть немедленно приостановлены. Работы могут быть возобновлены только после ликвидации аварии с разрешения начальника смены.
1.22 Во время ликвидации аварии к оборудованию могут быть допущены, кроме персонала, участвующего в ликвидации аварии, следующие лица : директор станции, главный инженер станции, инженер-инспектор по эксплуатации, начальник ПТО и отдельные лица с разрешения начальника котлотурбинного цеха. Все остальные лица должны быть удалены с рабочих мест турбоустановки.
1.23 После ликвидации аварии начальник смены цеха и машинист ЦТЩУ турбины должны записать соответственно в оперативном журнале и в суточной ведомости в хронологическом порядке все наблюдающиеся ненормальные явления и основные операции по ликвидации аварии.
1.24 Пуск турбины запрещается при наличии следующих дефектов и отклонений :
1.24.1 Отклонений контрольных показателей теплового и механического состояния турбины за пределами допустимых значений.
1.24.2 Неисправности хотя бы одной из защит, действующих на останов турбины.
1.24.3 Дефектов системы регулирования и парораспределения, которые при сбросах нагрузки могут привести к разгону турбины от свежего или отборного пара.
1.24.4 Неисправности одного из масляных насосов или устройств их автоматического включения.
1.24.5 Качества масла, не удовлетворяющего нормам эксплуатации масла, при температуре масла ниже установленного предела и при уровне в маслобаке ниже “0” по указателю при работающем ПМН.
Аварийный останов турбины.
Машинист ЦТЩУ турбины обязан аварийно становить турбину воздействием на ключ отключения турбины на БЩУ или нажатием кнопки автомата безопасности (вручную), в следующих случаях :
2.1 Со срывом вакуума :
2.1.1 При снижении давления масла в системе смазки до 0,3 кг/см2.
2.1.2 При загорании масла и невозможности ликвидировать пожар.
2.1.3 При осевом сдвиге ротора на 1,7 мм в сторону переднего стула или на 1,2 мм в сторону генератора.
2.1.4 При внезапном появлении повышенной вибрации, против нормальной (т.е свыше 30 мк на всех режимах, кроме критических чисел оборотов) на 20 мк на подшипниках № 1 и 2, на 30 мк на подшипниках № 3 и 4.
2.1.5 При явно слышимом металлическом стуке в турбине.
Примечание : а) при отключении турбины со срывом вакуума во всех случаях прекратить подачу пара на уплотнения до остановки ротора и снижения вакуума до атмосферного давления.
б) при отключении турбины должен быть немедленно отключён генератор, если нагрузка снята полностью. Не допускать работу турбины в беспаровом режиме более 4 минут.
2.1.6 При появлении искр из концевых уплотнений или дыма их подшипников турбины.
2.1.7 При внезапном понижении уровня масла в масляном баке ниже допустимых пределов и невозможности удержать уровень доливом масла из резервной ёмкости.
2.1.8 При гидравлических ударах в паропроводе острого пара или цилиндрах.
2.2 Без срыва вакуума :
2.2.1 При увеличении частоты вращения ротора выше 3360 об/мин.
2.2.2 При разрыве или обнаружении трещин в маслопроводах, паропроводах, трубопроводах основного конденсата, питательной воды и паровых коробках.
2.2.3 При аварийном снижении вакуума до 470 мм.рт.ст. или срабатывании атмосферных клапанов ЦНД.
2.2.4 При резком понижении температуры свежего пара от номинальной величины до 490ºС при полностью разгруженной турбине.
2.2.5 Повышении температуры свежего пара выше 570ºС.
2.2.6 Повышении давления в ПСГ-2 выше 2,5 кгс/см2 (по манометру) по пару.
2.2.7 При неисправности автомата безопасности.
2.2.8 При абсолютном расширении или относительном сокращении роторов за пределы допуска, т.е :
- для РВД +3,0 мм –2,0 мм ;
- для РНД +3,0 мм –2,5 мм.
2.2.9 При повышении абсолютного давления свежего пара перед стопорным клапаном более 140 кг/см2.
2.2.10 При падении давления свежего пара до 80 кгс/см2 при полностью разгруженной турбине.
2.2.11 При снижении давления масла в системе регулирования ниже 10 кгс/см2.
2.2.12 При повышении температуры масла на сливе из любого из подшипников до 75ºС или температуры баббита подшипника 100ºС.
2.2.13 При повышении температуры баббитовых колодок во вкладышах торцевых уплотнений генератора более 80ºС.
2.2.14 При недопустимом понижении :
- перепада “масло-водород” менее 0,4 кгс/см2 и уровня масла в демпферном баке.
2.2.15 При отключении генератора из-за внутренних повреждений, появлении дыма и огня.
2.2.16 При поломках или расцеплении рычагов регулирования.
Примечание : а) при появлении дыма из генератора необходимо выбить кнопку отключения турбины. Снизить обороты до 300-400 об/мин и поддерживать их регулятором байпаса ГПЗ на всё время тушения пожара во избежание прогиба ротора ;
б) во всех остальных аварийных случаях турбина должна быть остановлена в период, определяемый главным инженером станции.
2.3 Во всех случаях аварийного останова турбины машинист ЦТЩУ турбины обязан :
2.3.1 Прекратить доступ пара в турбину поворотом ключа на БЩУ или нажатием кнопки автомата безопасности.
2.3.2 Убедиться по указателям положений и по табло сигнализации о том, что стопорный и регулирующий клапаны, поворотная диафрагма и обратные клапаны отборов полностью закрылись и генератор не несёт активную нагрузку (стрелка мегаваттметра на нуле).
2.3.3 Отключить генератор следующим образом :
2.3.3.1 Отключить масляный выключатель 10 кВ от генератора ключом управления на панели 1Г-1А БЩУ.
2.3.3.2 Скветировать КУ АГП в положение “отключено”.
2.3.3.3 Сопротивление Ср шунтового реостата вывести влево до упора.
2.3.3.4 Сообщить на ГЩУ начальнику смены или эл.цеха.
2.3.4 После отключения генератора от сети проверить, что число оборотов турбины понижается.
2.3.5 Отключить регуляторы давления и закрыть задвижки на регулируемых отборах.
2.3.6 В случае останова со срывом вакуума открыть задвижку для срыва вакуума (вручную).
2.3.7 Включить в работу ПМН и проверить его работу.
2.3.8 Приоткрыть задвижки на линии рециркуляции конденсата.
2.3.9 Закрыть главную паровую задвижку перед стопорным клапаном, если она не закрылась по блокировке.
2.3.10 Отключить по пару ПВД.
2.3.11 Во время останова турбины тщательно её прослушать, записать время выбега ротора, осевой сдвиг и относительное удлинение ротора.
2.3.12 После включения ВПУ выполнить все операции по остановке турбины согласно действующей эксплуатационной инструкции.
2.3.13 Если при аварийном отключении имеются признаки неплотной посадки стопорного клапана (генератор несёт активную нагрузку), следует закрыть ГПЗ, регулирующие клапаны отборов, задвижки на отборах, сорвать вакуум, после чего можно отключать генератор от сети.
3. Действия машиниста турбины ЦТЩУ при изменении параметров свежего пара.
3.1 Номинальные параметры свежего пара перед стопорным клапаном турбины 130 кгс/см2, температура 555ºС.
Допускается длительная работа турбины с номинальной мощностью 80 мВт при следующих одновременных отклонениях начальных параметров от номинальных значений в любых сочетаниях, в следующих пределах :
- давление свежего пара от 125 до 135 кгс/см2 ;
- температура свежего пара от 545ºС до 560ºС ;
- при одновременном уменьшении величины теплофикационного и производственного отбора до нуля.
Примечание : При этом температура охлаждающей воды не должна превышать 20ºС.
3.2 Машинист ЦТЩУ турбины обязан немедленно известить старшего машиниста, начальника смены цеха при отклонении параметров пара от номинальных значений, а также потребовать от машиниста котла восстановления нормальных параметров при :
3.2.1 Отклонении давления острого пара от номинального на 10 кгс/см2.
3.2.2 Понижение температуры острого пара от номинальной на 10ºС и при повышении на 8ºС. Если машинист котла не примет мер к восстановлению нормальных параметров, машинист турбины обязан сообщить об этом начальнику смены станции.
3.3 При давлении 140 кгс/см2 и температуре свежего пара 565ºС допускается работа турбины в течение 30 минут, причём общая продолжительность работы при этих параметрах не должна превышать 200 часов в год.
3.3.1 При истечении 30 мин. Работы с температурой 565ºС с давлением 140 кгс/см2 машинист должен начать разгружать турбину, а при температуре 570ºС – остановить турбину.
3.3.2 При действии защиты, при температуре 565ºС подаётся предупредительный сигнал и турбина отключается, если время работы при температуре 570ºС превысит 3 минуты (данная защита не задействована).
3.4 При аварийном снижении давления острого пара необходимо производить разгрузку турбины, начиная со 125 кгс/см2 по 2 мВт на каждый 1 кгс/см2 падения давления (см.табл. №1).
3.5 При понижении температуры острого пара до 530ºС при нагрузке 80 мВт и продолжающемся понижении температуры приступать к разгружению турбины со скоростью 2,0 мВт на каждый 1ºС(см.табл. №1).
3.6 При достижении температуры острого пара 490ºС турбина должна быть уже разгружена до холостого хода и в случае дальнейшего понижения температуры – остановлена. При разгружении турбины особо следить за относительным сокращением ротора и при необходимости подать на переднее уплотнение острый пар согласно эксплуатационной инструкции.
Таблица №1
| Нагрузка, мВт | |||||||||
| ºС ата | 530 | 525 | 520 | 515 | 510 | 505 | 500 | 495 | 490 |
| 125 | 80 | 70 | 60 | 50 | 40 | 30 | 20 | 10 | 0 |
| 120 | 70 | 60 | 50 | 40 | 30 | 20 | 10 | 0 | |
| 115 | 60 | 50 | 40 | 30 | 20 | 10 | 0 | ||
| 110 | 50 | 40 | 30 | 20 | 10 | 0 | |||
| 105 | 40 | 30 | 20 | 10 | 0 | ||||
| 100 | 30 | 20 | 10 | 0 | |||||
| 95 | 20 | 10 | 0 | ||||||
| 90 | 10 | 0 | |||||||
| 85 | 0 | ||||||||
Примечание : Уточняется после проведения экспресс-испытаний турбоустановки.
Сброс нагрузки турбоагрегата.
4.1 Сброс нагрузки до нуля может произойти по следующим причинам :
4.1.1 Отключение генератора от электрической сети.
4.1.2 Неисправности системы регулирования.
4.1.3 Срыв штока стопорного клапана.
4.1.4 Срабатывания одной из защит турбины.
4.1.5 Ошибочного отключение автоматом безопасности.
4.2 Во всех случаях сброса нагрузки генератора машинист обязан установить причину сброса нагрузки.
4.3 В случае срабатывания одной из защит турбины, если оно не было ложным, а также в случае сброса нагрузки по причине неисправности системы регулирования или обрыва штока стопорного клапана остановить турбину.
4.4. При работе турбины по тепловому графику и подогреве подпиточной воды, когда охлаждение конденсатора производится только встроенным пучком, в случае сброса нагрузки до холостого хода турбина должна быть остановлена.
4.5 В случае, если при срабатывании какой-либо защиты или при аварийном отключении турбины турбогенератор будет нести реактивную электрическую нагрузку :
4.5.1 Проверить по световому сигналу и по указателям уровня положения закрытия стопорного и регулирующих клапанов.
4.5.2 Проверить по световому сигнал закрытие обратных клапанов на отборах пара, и если клапаны не закрылись, закрыть их.
4.5.3 Убедившись в том, что после принятых мер генератор полностью разгружен, отключить генератор согласно п. 2.3.3. настоящей инструкции.
Отключение генератора производить только убедившись, что на генераторе отрицательная мощность, что АЗВ и регулирующие клапана зарылись, а ГПЗ идёт на закрытие.
Примечание : а) в случае, если после всех принятых мер, электрическая нагрузка полностью не снята с турбогенератора, то его необходимо разгрузить до “0” путём закрытия главной паровой задвижки.
б) после отключения турбогенератора от сети, произвести все операции по останову согласно эксплуатационной инструкции (раздел 7.10- 7-20)
4.6 При сбросе нагрузки генератора до нуля вследствие отключения генератора от сети и если регулирование удержало турбину не холостом ходу, машинист обязан :
4.6.1 Убедиться в полном сбросе нагрузки (показания мегаваттметра, набросу числа оборотов и снижению расхода пара на турбину).
4.6.2 Быстро проверить число оборотов и положение регулирующих клапанов.
4.6.3 Синхронизатором установить число оборотов на турбине 3000 об/мин. Не допускается снижение частоты вращения ротора ниже 2900 об/мин, т.к это приведёт к снижению давления масла в системе смазки и необходимости включения ПМН.
4.6.4 Проверить по световому табло закрытие обратных клапанов от отборов и если они не закрылись автоматически, закрыть их дистанционно или вручную по месту установки электромагнитных вентилей в гидравлической схеме КОСов.
4.6.5 Проверить положение эл.задвижек на отборах пара к посторонним потребителям, при работе турбины на холостом ходу более 4-х минут, закрыть их.
4.6.6 Немедленно отключить производственный и теплофикационный отборы и ПВД Отключение производственного отбора производить отключением регулятора давления и закрытием отключающих задвижек на линиях отбора, а теплофикационных – прекращением подачи сетевой воды в ПСГ-1 и ПСГ-2 путём открытия обводной задвижки группы ПСГ по сетевой воде и закрытием входной и выходной задвижек на ПСГ. То же самое выполнить при сбросе нагрузки до холостого хода или до нагрузки собственных нужд.
4.6.7 Перевести органы управления турбиной в положение конденсационного режима (согласно инструкции по эксплуатации).
4.6.8 Проверить работу турбины и оставшегося в работе вспомогательного оборудования.
4.6.9 Проверить параметры и все показатели нормальной работы турбины и всех её систем : сдвиг и относительное укорочение роторов, вибрацию подшипников, давление масла в системах смазки и регулирования, температуру на сливах с подшипников, параметры острого пара, температуру, давление водорода в генераторе и подачу масла на торцевые уплотнения генератора.
4.6.10 Проверить давление пара в коллекторе уплотнений и при необходимости восстановить в нём давление 1,0-1,1 ата.
4.6.11 Подвести свежий пар к переднему уплотнению при достижении относительного укорочения ротора ЦВД 1,0 мм.
4.6.12 Тщательно прослушать турбину, особенно в районе концевых уплотнений, генератор и возбудитель.
4.6.13 Убедившись в нормальной работе турбоагрегата и вспомогательного оборудования, дать разрешение на синхронизацию генератора.
4.6.14 Дальнейшие операции производить в соответствии с эксплуатационной инструкцией.
Продолжительность работы турбины на холостом ходу должна соответствовать указаниям инструкции по эксплуатации.
4.7 Если при сбросе нагрузки до “0” вследствие отключения генератора, заброс числа оборотов будет выше настройки и сработает автомат безопасности, машинист турбины обязан :
4.7.1 Немедленно вывести синхронизатор (механизм управления) на “0”, убедиться, что число оборотов снижается до 3000 об/мин.
4.7.2 Убедиться по показателям положения и табло сигнализации, что стопорный и регулирующий клапаны, обратные клапаны отборов закрыты, если ГПЗ не закрылось по блокировке, немедленно закрыть её, убедиться в полном закрытии байпасных вентилей.
4.7.3 отключить генератор от сети согласно п.2.3.3 настоящей инструкции. Сообщить об отключении турбогенератора начальнику смены станции.
4.7.4 Проверить, что давление пара в коллекторе уплотнения достаточно, при необходимости подать острый пар на переднее уплотнение.
4.7.5 Отключить регуляторы давления и закрыть электрозадвижки на регулируемых отборах.
4.7.6 Возможность дальнейшей работы турбоагрегата с неисправными регуляторами безопасности определяется главным инженером станции.
4.7.7 Убедиться, что масло в достаточном количестве поступает на торцевые уплотнения генератора.
4.7.8 В случае понижения давления в системе регулирования и смазки пустить ПМН.
4.7.9 Проверить осевое положение ротора, температуру колодок упорного подшипника и величину вакуума, а также температуру масла на сливе с подшипников, относительное сокращение ротора ЦВД, не допуская величину более 1,0 мм.
4.7.10 При необходимости (после согласования с главным инженером) дальнейшие операции по останову турбины выполнить согласно эксплуатационной инструкции, см. приложение, примечание.
4.8 Если при сбросе нагрузки до “0” вследствие отключения генератора, заброс числа оборотов будет выше настройки срабатывания АБ (3360 об/мин) и он не сработал, машинист турбины обязан :
- немедленно остановить турбину нажатием кнопки аварийного останова. Дальнейшие операции по остановке турбогенератора производить в соответствии с эксплуатационной инструкцией, н.п.4.7.
4.9 При случайном или ложном воздействии на электромагнитный выключатель защиты турбины и прекращение доступа пара в турбину, машинист обязан :
4.9.1 Убедиться, что нагрузка по мегаваттметру и расход пара равны 0.
4.9.2 Отключить регуляторы давления.
4.9.3 По имеющимся приборам и световым табло установить причину срабатывания защиты, убедиться в ложном срабатывании защит.
4.9.4 Воздействуя на механизм управления турбины взвести бойки автомата безопасности.
4.9.5 Открыть стопорный и регулирующие клапаны.
4.9.6 Медленным открытием байпаса ГПЗ дать пар на турбину и довести обороты до номинальных, после чего синхронизировать и включить в сеть генератор, а затем нагрузить турбину, согласно инструкции по эксплуатации.
Примечание : а) ввиду того, что регулирование не удержало холостой ход, что является его неисправностью, вопрос о включении генератора в сеть решает начальник смены станции ;
б) вопрос о дальнейшей работе турбины с неисправным регулированием решает главный инженер ТЭЦ.
4.10 При частичном сбросе нагрузки (25% и более) убедиться по частотомеру в том, что частота сети не повысилась. Если повышение частоты в сети не наблюдается, необходимо :
4.10.1 Проверить положение регулирующих клапанов и убедиться в отсутствии обрыва клапана по давлению за клапанами и в регулирующей ступени.
4.10.2 Проверить по показаниям приборов давление и температуру свежего пара, давление пара в регулируемом отборе, давление масла в системе регулирования, вакуум.
4.10.3 Прослушать турбину, генератор, возбудитель, проверить чистоту регулятора уплотнения.
4.10.4 Проверить относительное укорочение ротора турбины.
4.10.5 При необходимости дать острый пар на переднее уплотнение турбины.
4.11 Если сброс нагрузки произошёл вследствие снижения параметров пара перед турбиной, принять меры к восстановлению нормальных условий работы турбогенератора, согласуясь с вышеперечисленными положениями.
4.12 Сработал автомат безопасности, генератор работает в моторном режиме.
Признаки : стрелка мегаваттметра на нуле, автоматический затвор, регулирующие и обратные клапаны отборов закрылись – обороты на турбине не изменились.
При этом машинист обязан :
4.12.1 Проверить осевое положение ротора, температуру колодок упорного подшипника, величину вакуума и температуру масла на сливе с подшипников.
4.12.2 Следить за величиной относительного сокращения ротора ЦВД, не допуская величину сокращения долее 1,0 мм.
4.12.3 Закрыть задвижки на линиях регулируемых отборов.
4.12.4 Следить за температурой хвостовой части турбины, которая не должна превышать 70ºС.
4.12.5 Проверить исправность работы регулятора подачи пара на уплотнения и регулятора рециркуляции основного конденсата , в случае необходимости открыть обводные линии соответствующих регуляторов и перейти на ручное управление ими.
4.12.6 При отсутствии каких-либо ненормальностей в работе оборудования или отклонения параметров от нормы, медленным открытием стопорного и регулирующих клапанов подать пар на турбину и набрать нагрузку (согласно инструкции по пуску из горячего состояния).
Примечание : а) Пуск турбины в данном случае разрешается лишь тогда, когда имеется полная уверенность в исправности турбины и причина срабатывания автомата безопасности ясна (ложная работа защиты, ошибочные действия персонала, толчок в электросистеме и т.д.)
б) Если причина срабатывания автомата безопасности не ясна или отключение вызвано неисправностью турбины (сработало реле осевого сдвига, вакуум-реле и т.д.) пуск турбины до устранения неисправностей не допускается.
в) Длительность работы турбогенератора в моторном режиме не должна превышать 4 минуты. Если в течение этого времени перечисленные операции не будут выполнены, машинист обязан закрыть ГПЗ и потребовать от начальника смены станции отключения генератора и далее действовать по указаниям начальника смены станции.
Дата добавления: 2019-02-22; просмотров: 1315; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!