Программа

пуска блока 300 МВт после капитального или среднего ремонта

1.Объект переключения.

Блок 300 МВт.

2.Цель переключения.

Пуск блока из капитального или среднего ремонта.

3.Условия проведения работ.

        Пуск блока производится после выполнения следующих работ:

1.Подготовительные операции.

2.Произвести кислотную промывку конденсаторов.

    3. Розжиг котла и сушка зажигательного пояса.

    4. Водокислородная очистка и пассивация экранной системы до "ВЗ".

    5. Толчок турбины, набор  оборотов, настройка и опробование предохранительных клапанов холодного и горячего промперегрева, проверка плотности стопорных и регулирующих клапанов свежего пара и промперегрева.

    6. Опробование колец автомата безопасности маслом и разгоном.

    7. Снятие статической характеристики системы регулирования турбины.

    8. Вибрационное испытание турбины.

    9. Электрические испытания и синхронизация генератора.

  10. Пуск блока произвести согласно эксплуатационным инструкциям по тепломеханичекой, электрической части, по КИП и автоматике,  хим. контролю.

  11. Все пусковые операции, начиная с растопки котла и до включения блока в сеть, производятся под непосредственным контролем начальника цеха или его заместителя.

4.Время начала и окончания переключений.

К программе прилагается график времени окончания ремонтных работ и проведения  пусковых операций.

5.Мероприятия по подготовке оборудования к проведению переключений.

I. По теплотехнической части.

1. Закрыты наряды на оборудование участвующее в пуске блока.

2. Турбина поставлена на валоповорот, закончены работы на вспомогательном оборудовании котельного и турбинного отделений.

    Включение валоповорота производится в присутствии начальника КТЦ-2, начальника ТЦ и представителя ХТГЗ.

    Опробовать в работе продолжительностью не менее 1 часа механизмы блока:

    А. По котлу: дымососы, дутьевые вентиляторы, РВВ, мельничные вентиляторы, ВГД, шнековые транспортеры, встряхивающие механизмы электрофильтров, маслонасосы дымососов мельниц.

    Б. По турбине:  БЭН, ПЭН, КЭН, сл. насосы ПНД, насосы бака 16м³, НГО, НОУ, НРТ, рабочие и резервные маслонасосы смазки и уплотнений генератора, НПЭ, насосы БТВ, резервный возбудитель, НСУ.

          Примечание: опробование механизмов в работе производится в присутствии ремонтного персонала ТЦ и КЦ-1 с целью выявления и оперативного устранения возникших дефектов. Без проверки защит, сигнализаций и приборов КИП включение механизмов категорически  запрещается.

3. Сдана на вакуумную плотность турбина.

4. Сдана на чистоту: маслосистема, БРТ, конденсатор, фильтры, деаэраторы 7 ата.

5. Сдан на газовую и воздушную плотность котел.

6. Произведены гидравлические испытания объектов, подведомственных ГНОТ.

7. Снять все глушки, установленные для выполнения условий производства работ по общим нарядам или опрессовок, особо обратить внимание на снятие заглушек, установленных на трубопроводах системы смазки и уплотнений турбины.

8. Произведена уборка блока. Отметка - 3.5 м турбинного отделения тщательно убрана и сдана КТЦ-2 по акту с участием инспектора пожарной охраны.

9. В журнале готовности оборудования ответственные руководители работ по общим нарядам делают записи о готовности к пуску котельного и турбинного оборудования.

10. Сдана техническая документация по ремонту блока.

11. Закрытие нарядов осуществляется оперативным персоналом только в том случае, когда убраны все посторонние предметы, рабочие места и оборудование имеет доступ и находятся в чистоте.

12. Проверить наличие противопожарного инвентаря: шлангов, огнетушителей, достаточное давление пож. воды и др.

13.  Проверить исправность телефонной связи, рабочего и аварийного освещения основного и вспомогательного оборудования БЩУ, МЩУ  и рабочих мест.

14.  Леса и настилы, применяемые ремонтным персоналом для ремонта оборудования, должны быть сняты и убраны.

15.   В журнале технических распоряжений запись о всех изменениях, выполненных в схемах блока за период ремонта.

16.  Начальник КТЦ-2 делает запись в оперативном журнале начальника смены о разрешении на пуск блока.  Начать вести ведомости оперативного контроля оборудования.

 17.  После получения разрешения на пуск блока оперативный персонал  производит тщательную проверку и осмотр всех схем, арматуры, оборудования блока.

 II. По электрической части блока произвести следующие операции до толчка ТГ:

а) проверить закрытие нарядов и допусков;

б) проверить устранение дефектов по блоку;

в) проверить записи в ремонтном и релейном журналах о готовности электрооборудования к работе.

18. Снять все заземления с электрооборудования, которое будет включаться в работу или вводиться в резерв.

19. Проверить сопротивление изоляции ТГ, сборки возбуждения рабочего возбудителя и всех электродвигателей 6 кВ и 0,4 кВ, которые более суток не включались в работу.

20. Перевести ТГ на водород, поднять давление в корпусе генератора до 3 ати и взять хим.анализ на отсутствие водорода в картерах подшипников и шинопровода, сверить результаты анализа с показаниями автогазоанализатора.

21. Осмотреть ВВН, разъединители, трансформаторы тока, ошиновку и контактные соединения. Подать опер.ток на ВВН ТГ-10.

22. Осмотреть трансформаторы 110 Т, 210 Т и закрытый шинопровод.

23. Прокрутить обдувку трансформаторов, отключить ВВН, схему обдувки оставить собранной.

24. Осмотреть генератор и его водяное, газовое и маслянное хозяйство, проверить отсутствие масла и воды в корпусе генератора, открыть противопомпажный клапан.

25. Осмотреть рабочий и резервный возбудитель, сборку возбуждения, включить АП "цепи напряжения ТГ".

26. Осмотреть панели защит блока и ввести необходимые защиты.

27. Осмотреть КРУ-6 кВ.

28. Осмотреть эл.оборудование распредустройств 0.4 кВ.

29. Осмотреть приборы БЩУ.

30. Подать оперативный ток защит управления и сигнализации блока.

31. Проверить сигнализацию табло и КУ панелей БЩУ.

32. Подготовить схему для эл.испытаний согласно специальной программы.

33. С розжигом котла произвести замер сопротивления изоляции (повторно) статора, ротора генератора, рабочего и резервного возбудителя.

34. Перед толчком турбины записать температуры по генератору.

35. Во время толчка ТГ прослушать генератор в районе напорного компрессора и осевого вентилятора, подшипники N 6, 7, щеточный аппарат.

Проверить давление водорода в корпусе генератора, величину перепада "масло-водород", сливы масла с уплотняющих подшипников, показания автом. газоанализатора. После толчка взять хим. анализ на отсутствие водорода в картерах подшипников.

6.Оперативный персонал, выполняющий переключения.

Ст. машинист БЩУ, маш. блока и маш. котла, маш-обходчики т/о 5 и 6 групп маш-обходчики к/о 4, 5, 6 гр, слесарь по обсл. оборудования 5 гр, маш. НУ 5 разр.

7.Персонал, привлеченный к участию в выполнении переключений.

Ремонтный персонал ТЦ, ЦТАИ, КЦ-1, КЦ-2,  электроцех, химцех.

8.Оперативный персонал, руководящий выполнением переключений.

Начальник смены цеха.

9.Лицо из административно-технического персонала, ответственное за выполнение переключений

Ответственным за пуск блока является начальник КТЦ-2  или его заместитель.

Общее руководство по пуску блока возлагается на заместителя главного инженера по эксплуатации.

10.Обязанности и ответственность лиц, указанных в программе.

Начальник КТЦ-2 или зам. начальника КТЦ-2:   Ответственный за выполнение переключения, общее руководство проведения работ по переключениям.

НСЦ: Непосредственное руководство переключениями.

Ст. машинист БЩУ: Руководство переключениями оборудования  соответствующих БЩУ.

Машинисты блока и котла : Оперативное управление работающими блоками.

Маш-обходчики к/о 4, 5, 6 и т/о 5 и 6 гр., Маш. НУ 5 гр, слесарь по обслуж. оборудования 5 гр:: Непосредственное выполнение операций по переключениям обслуживаемого оборудования.

11.Необходимость инструктажа на рабочем месте, расстановка оперативного

персонала и наблюдателей.

Начальник КТЦ-2 или зам. начальника КТЦ-2, НСЦ – БЩУ  пускаемого блока.

Оперативный персонал – на соответствующих рабочих местах.

Перед непосредственным выполнением работ персоналу, участвующему в переключениях, провести устный целевой инструктаж – отв. НСЦ.

12.Последовательность производства работ по программе.

1. Предупредить о предстоящем пуске блока начальника смены электроцеха, хим. цеха, ЦТАИ.

2. Подать воду на охлаждение комодов леток и мазутных форсунок, чайников электрофильтров, змеевиков охлаждения лазов, охлаждение комодов.

3. Подключить по циркводе конденсаторы, взять сифоны, проконтролировать перепады на ШУС, ФПО. Опробовать в работе НРШ, НСУ. Собрать схему подачи воды на охлаждение подшипников механизмов котельного и турбинного  отделения.

4. Проверить наличие масла в картерах подшипников механизмов и его  качество.

5. Проверить уровень масла в маслобаке турбины и в доливочном баке и его качество.

6. Собрать схемы газовоздушного и пароводяного тракта котла.

7. Проверить наличие достаточного запаса обессоленной воды в баках и ее качество (не менее 3000 т).

8. Проверить исправность и подключение водо- и маслоуказательных стекол деаэраторов, ПНД, маслобака ТГ, малобака дымососов и мельниц.

9. Открыть коренные вентили импульсных линий контрольно измерительных приборов, хим.отборников.

10. Визуально убедиться в правильной установке грузов на всех предохранительных клапанах турбины и котла.

11. Собрать электросхемы и опробовать дистанционное управление арматурой, регулирующими клапанами и шиберами газовоздушного тракта с проверкой сигнализации их положения а также по месту. Проверить работоспособность штатных и пусковых регуляторов.

12. Включить все контрольно-измерительные приборы МЩК, БЩУ, МЩТ и отметить время их включения на диаграммах.

13. Проверить технологическую и аварийную сигнализацию, сигнализацию "работа мигалок аварийных приводов".

14. Проверить в полном объеме сигнализацию водородной установки.

15. Проверить работоспособность системы регулирования и органов защиты турбины. Проверку осуществить по месту и с БЩУ.

16. Проверить АВР( по давлению и несоответствию ключа управления):

       - маслонасосов смазки ТГ; - маслонасосов дымососов;

       - маслонасосов уплотнения генератора,

       - НГО; - насосов БТВ;  - НОУ;  - БЭН;  - НРТ;  - ПТН-ПЭН;

       - сл.насосы ПНД;   - КЭН;  - Насосы бака 16м³; - Насосы тех.воды;

17. Проверить  готовность  к  работе  аммиачных  и  дренажных насосов машзала.

18. Проверить арматуру и защиту бойлерной установки и надежно отключить от блока.

19. Произвести осмотр опор и подвесок трубопроводов и паропроводов блока, в особенности подвергнуть тщательному осмотру сбросные и растопочные трубопроводы, паропроводы острого пара, холодного и горячего промперегрева, питательный трубопровод на предмет их защемления в проемах прохода через перекрытия отметок и площадок,  а также на отсутствие монтажных стяжек на подвесках и опорах, применяемых ремонтным персоналом в капремонте блока и состояние  компенсаторов тепловых перемещений, работоспособность реперов.

20. Проверить газовую арматуру совместно с газопроводом котла на  плотность.

21. Произвести снятие статической характеристики системы регулирования до толчка роторов и на холостом ходу (работы выполняются по отдельной программе, которая прилагается).

22. Настройку предохранительных клапанов деаэраторов 7 ата выполнить  согласно отдельной прилагаемой программы.

23. В течении 0.5 часа опробовать в работе маслонасосы постоянного тока смазки уплотнений генератора.

24. Проверить работу регулятора перепада давления "масло-водород" системы уплотнения генератора (Р=0.9 кг/см ).

25. При отключенном ВПУ и давлении воздуха в генераторе "0" отключить все МНУ и зафиксировать время снижения перепада давления "масло-водород".

26. При подаче масла на подшипники смазки и уплотнения турбогенератора убедиться, что масло поступает и слив его достаточен.

27. Подать масло на валоповоротное устройство, установить давление  0,8 кг/см² .

28. Подать воду на охлаждение лобовой крышки генератора подшипника № 6.

29. Произвести проверку защит согласно утвержденной программы (программа прилагается). В процессе пуска и подготовки к пуску защиты  вводить согласно карты защит.

30. После опробования АВР механизмов и защит блока включить на постоянную работу по одному маслонасосу смазки турбины и уплотнений генератора, включить ВПУ, проверить блокировку по ВПУ, контролировать показатели надежности ТГ.

31. Приступить к операциям набора вакуума согласно действующих эксплуатационных инструкций.

32.  Отмыть тракт основного конденсата, подключить БОУ.

       Подготовить и включить в работу БЭН.

33.  Выполнить пусковую деаэрацию.

34.  Заполнить корпус до ВЗ от БЭН.

35.  Подготовить и включить в работу ПЭН, поднять давление до 240 кг/см² .

36. Начать отмывку по 1-ой нитке расходом 240 т/час и вести отмывку по хим.анализам.

37. С разрешения оперативного персонала хим. цеха перейти на прокачку по 2-й нитке расходом 240 т/час.

38. Установить растопочные расходы по 75 т/час на нитку.

39. Включить тяго-дутьевые механизмы, РВВ. Провентилировать котел в течение не менее 10 минут, продуть газопровод до содержания кислорода не  выше 1%.

40. Растопка котла для сушки зажигательного пояса и обмуровки производится по отдельной программе (прилагается).

41. После сушки зажигательного пояса выполнить водопарокислородную очистку и пассивацию экранной системы до «ВЗ» согласно отдельной программы (прилагается).

42. Толчок турбины, набор оборотов, настройка и опробование предохранительных клапанов холодного и горячего промперегрева, проверка плотности стопорных и регулирующих клапанов свежего пара и промперегрева. 

После растопки котла при Тпк = 300^оС приступить к прогреву ЦВД турбины с "хвоста" до температуры металла 180-200^оС со скоростью прогрева 2 ^оС в минуту от соединительной магистрали с подачей пара на прогрев пароперегревателя промперегрева и его байпаса.

43. При давлении в тракте СКД 25-40 ати продуть впрыски обратным ходом через   дренаж узла впрысков.

44. Настроить предохранительные клапаны РР на 21.0 атм. Прикрывая  постепенно задвижки на выходе из РР установить давление 21.0 ати  и настроить все клапаны на срабатывание при этом давлении. После настройки клапанов открыть задвижки на выходе расширителя и    полностью снизить давление.

    Примечание: при настройке предохранительных клапанов следует  обратить внимание на отсутствие уровня в растопочном расширителе.

45. Настроить предохранительные клапаны острого пара на растопленном корпусе при давлении 275 ати. Настройку клапанов вести следующим образом:

           а) защиту по повышению давления до ВЗ на время настройки предохранительных клапанов вывести из работы, тщательно контролируя давление до ВЗ не допуская более 310 ати;

           б) отключить РР перед подъемом давления за котлом. При этом температура острого пара должна быть не ниже 450^о С;

           в) разобрать электросхемы ИПУ и заклинить два импульсных  клапана   № 2 и 3;

           г) внимательно контролируя расходы воды и давления по ниткам до            ВЗ при помощи прикрытия РОУ поднять давление за котлом до давления 275 ати.

           д) производится регулирование одного импульсного клапана № 1 на              срабатывание при Р=275 ати, закрепляется груз на рычаге и   опломбируется;

           е) снижается давление за котлом до 250 ати, освобождается ИПУ № 2 и заклинивается настроенный ИПУ № 1. Настройка и выставление груза производится также, как и на ИПУ № 1;

           ж) аналогично настраиваются ИПУ № 2, 3;

           з) выставить уставки срабатывания ИПУ Р=275 ати на открытие,

Р=260 ати на закрытие, ввести защиту по Р до ВЗ;

           и) освободить все три ИПУ;

           к) подать напряжение на ЭКМ ИПУ острого пара;

           л) поочередно подавая напряжение на питание соленоидов, дважды               опробовать при давлении за котлом 255 ати работу клапанов,   убеждаясь в срабатывании каждого клапана при уставке на ЭКМ открытия и закрытия 260 ати. Настройку предохранительных    клапанов котла и РР производит КЦ-1.

46. После настройки предохранительных клапанов котла произвести проверку плотности стопорных и регулирующих клапанов острого пара и промперегрева в следующей последовательности:

          а) прогреть паропроводы перепускных труб высокого давления, бло-           ков клапанов ВД и паропроводов до ГПЗ-1 через существующие    дренажи с "хвоста" турбины, паропроводы промперегрева до клапанов среднего давления паром от соединительной магистрали согласно эксплуатационной инструкции;

        б) после прогрева паропроводов и блоков клапанов промперегрева и  высокого давления, клапаны блоков промперегрева в процессе  прогрева и проверки плотности остаются закрытыми;

        в) медленным открытием байпасов ГПЗ-2 поднять давление до 80 ати,            при вакууме 710 мм.рт.ст. ротор турбины не должен вращаться.

    Примечание: при вращении роторов выше 600 об/мин проверку  плотности клапанов приостановить путем прекращения доступа пара.

        г) при выполнении условий пункта "в" приступить к раздельной проверке стопорных и регулирующих клапанов.

   При полном закрытии только регулирующих клапанов или только  стопорных  установившаяся частота вращения ротора турбины при тех же условиях (Р=80 ати, вакуум 710 мм.рт.ст.) не должна   превышать 600 об/мин.

    После окончания прогрева паропроводов, клапанов, ЦВД, открытия пусковых дренажей и готовности ТГ к толчку  проверить плотность клапанов промперегрева при закрытых ППХ и давлении перед БКСД 20 ати, вакууме в конденсаторе 710 мм.рт.ст. При этом ротора ТГ сойти с ВПУ не должны. Во время проверки плотности контролировать обороты ТГ и показатели надежности ТГ.

  47. После проверки плотности регулирующих и стопорных клапанов, настройки предохранительных клапанов высокого давления снизить параметры за котлом до Р=25-30 ати, Т=320-350 ^оС.

  При форсировке котла для настройки предохранительных клапанов  вторичный пароперегреватель должен охлаждаться паром от соединительной магистрали.

  48. При давлении острого пара 25-30 ати и температуре 320-350^оС произвести толчок роторов турбины согласно действующей инструкции по  пуску и эксплуатации турбины К-300-240.

  49. При оборотах на турбине 600-800 об/мин при помощи ППГ-2 поднять  давление до 43,0 кг/см² для настройки предохранительных клапанов горячего промперегрева. После настройки предохранительных клапанов на горячем проме приступить к поднятию давления до 44 кг/см²  путем прикрытия ППХ для настройки предохранительных клапанов на   холодном промперегреве.

  50. Порядок проверки:

      а) производится регулировка одного импульсного клапана № 1 на срабатывание 43,0 кг/см²  на горячем промперегреве или на 44 кг/см²  на холодном промперегреве, закрепляется груз на рычаги и опломбируется;

    б) снижается давление до 37-40 кг/см², освобождается ИПУ № 2 и   заклинивается настроенный ИПУ № 1 соответственно холодного или горячего промперегрева. Настройка и выставление груза производится также,  как на ИПУ № 1;

    в) аналогично настраиваются остальные ИПУ промперегрева.

    г) выставить уставки срабатывания ИПУ Р=43 кг/см²  и Р ХПП=44 кг/см²  на открытие.    Р ХПП=40 кг/см²   и Р ГПП=40 кг/см² на закрытие;       

    д) освободить все ИПУ;

    е) поднять напряжение на ЭКМ ИПУ;

    ж) поочередно подавая напряжение на питание соленоидов опробовать   работу предохранительных клапанов. Настройку предохранительных  клапанов совместно с ИТР КТЦ-2 производит КЦ-1.

    Примечание: оперативному персоналу следует заострить внимание на осевом сдвиге, ОРР, температуре упорного подшипника и температуре выхлопа ЦВД и других показателях надежности ТГ. При  отклонении этих параметров действовать согласно противоаварийных   указаний инструкции по эксплуатации.

51. С момента включения валоповорота ТГ, набора оборотов, включения   газовых горелок, прогрев металла паропроводов и турбины, настройки  предохранительных клапанов высокого и среднего давления, проверки плотности стопорных и регулирующих клапанов турбины, проверки автомата безопасности турбины и снятия статической характеристики   регулирования турбины и электрических испытаний генератора вести     тщательный контроль:

-за расходом питательной воды;

-за давлением перед ВЗ и ГПЗ-2;

-за средними температурами воды и пара на выхлопе из поверхностей            нагрева;

-за скоростью изменения температуры до ВЗ;

-за температурами газовоздушного тракта;

-за качеством питательной воды;

-за давлением и уровнем в растопочном расширителе (РР);

-за температурой среды за РОУ, не допуская ее повышения выше   210^о С;

-за температурой острого пара;

-за температурой промперегрева;

-за вибрацией турбоагрегата (не выше 30 мк);

-за вакуумом в конденсаторе ( не менее 650 мм.рт.ст.);

-за температурой выхлопного патрубка (не более 90^о С);

-за уровнем конденсата в конденсаторе;

-за уровнем в деаэраторе 7 ата;

-за перепадом "масло-водород" (Р=0,9 кг/см²);

-за состоянием проточной части (тщательно прослушивать ТГ);

-за давлением водорода в генераторе;

-за давлением масла на смазку и уплотнение ТГ и его температурой (Р=0,9 кг/см², Т=40-42^оС);

-за абсолютным расширением цилиндров;

-за температурой пара в сбросных устройствах конденсатора (не более 90^оС);

-за температурой металла на выхлопе ЦВД (не более 400^оС);

-за осевым сдвигом роторов (-1, +1,5);

-за ОРР ЦВД: бл. 7,9,10      -2,0  +5,0;      бл. 8  -5,5  +3,5;

-за ОРР ЦСД: бл. 7              -2,5  +4,0;      бл. 8   -2,5  +4,5;     бл. 9,10    -5,0  +2,0;

-за ОРР ЦНД: бл. 7,9,10      -5,0  +7,0;       бл.8   -5,0  +8,0;

-за разностью температур металла "верх-низ" ЦВД - 35 ^оС;

-за разностью температур металла "верх-низ" ЦСД - 35 ^оС;

-за разностью температур "левая-правая" сторона ЦВД,ЦСД - 20^оС;

-за разностью температур "левая-правая" сторона ЦНД - 25 ^оС;

-за разностью температур металла фланцев (на глубине от шпильки) и шпилькой ЦВД и ЦСД - 45 ^оС;

-за разностью температур по ширине фланца ЦВД и ЦСД - 100 ^оС;

-за температурой баббита подшипников (не более 90^оС);

-за температурой масла на сливе с подшипников ТГ(не более 70^оС);

-   за перемещение второго стула в соответствии и графиком ХТГЗ в  зависимости от температуры ЦСД;

-   эксцентриситет ротора высокого давления не более 0,05 мм, ротора среднего давления не более 0,05 мм.

52. Подъем оборотов в соответствии с эксплуатационной инструкцией и графиком.

53. Произвести замер вибрации на турбине и при необходимости произвести балансировку.

54. При нормальном вибрационном состоянии машины на 3000 об/мин произвести опробование автомата безопасности маслом и разгоном по  отдельной программе (прилагается).

55. После проверки автомата безопасности включить резервный возбудитель, проверить управляемость ШР, просмотреть щеточный аппарат РВ.

56. Собрать схему возбуждения ТГ.

57. При подъеме оборотов на ТГ с 600 до 3000 прослушивать генератор и           следить за перепадом "масло-водород", сливами с уплотняющих подшипников.                   58. После достижения 3000 об/мин:

а) закрыть противопомпажный клапан;

б) подать воду на ГО генератора;

59. Произвести электроиспытания согласно спец.программы ЭЦ.

60. Поднять возбуждение генератора для замера вибрации подшипников и        щеточного аппарата и снятия статической характеристики регулирования, прослушать генератор.

61. Собрать эл.схему, включить ТГ в сеть и взять 10 МВт активной и 50 реактивной нагрузки.

62. Ввести накладку тепловой защиты на панелях защит генератора.

63. Собрать схему КРУ - 6 кВт и перевести собственные нужды на рабочий трансформатор.

64. Пустить турбину ПТН без насоса и проверить работу автомата безопасности разгоном по отдельной программе (прилагается).

Прикрытием задвижки на выхлопе турбинки насоса настроить предохранительные       клапана на Р=2,0 ати.

65. Приступить к пуску второго корпуса аналогично первому.

66. Настроить предохранительные клапаны на втором корпусе.

67. После окончания центровки ПТН собрать тепловую схему согласно инструкции и дополнения к инструкции по эксплуатации ПТН. Проверить защиты, блокировки, сигнализацию в полном объеме. Поставить  ПТН на обороты и проверить работу на оборотах не более 3000 об/мин.

68. После настройки предохранительных клапанов на котле состыковать пускаемый корпус.

69. Произвести переход с ПЭН на ПТН.

70. Нагрузить блок до номинальной активной нагрузки и проверить вибрационное состояние ТГ.

71. Взять хим.анализ воздуха в картерах подшипников, сверить результаты с показаниями автогазоанализатора. Проверить температурный режим генератора и отсутствие масла и воды в корпусе генератора.

72. Опломбировать арматуру маслосистемы турбогенератора в соответствующем рабочему режиму положении.

73. В оперативном журнале четко и ясно записывать результаты проверки защит и АВР механизмов, а также всех операции выполняемых при подготовке к пуску блока.

74. На время пуска блока и взятия номинальной нагрузки руководство ТЦ, КЦ-1, ЦТАИ обеспечивает 3-х сменное дежурство ремонтного персонала в котельном и турбинном отделениях.