Инструкция по предупреждению и ликвидации аварийных ситуаций на энергоблоке Комсомольской ТЭЦ-3, страница 29

4.4.  При повышении абсолютного давления (падение вакуума) в конденсаторе турбины до 0,3 кгс/см² при работе в конденсационном режиме и до 0,4 кгс/см² при работе  по тепловому графику;

4.5.  При понижении температуры острого пара   до 480^оС перед турбиной;

4.6.  При повышении абсолютного давления в ПСГ-2 выше 2 кгс/см²;

4.7.  При отключении всех масляных насосов системы и уплотнения вала генератора на время более 9 сек;

4.8.  При уменьшении протока охлаждающей воды через обмотку статора генератора до 21,6 т/ч на время более 2мин;

4.10. При повышении  числа оборотов ротора турбины  сверх уставки срабатывания автомата безопасности –3360 об/мин.  И при неисправности автомата безопасности.

ПРИМЕЧАНИЯ: в  случаях, рассмотренных  в п. 4.1. ÷ 4.3.  турбина и блок  отключаются защитами  со срывом вакуума;

         в случаях, перечисленных в пунктах 4.1.÷4.4. турбина и блок отключаются защитами с закрытием и запретом на открытие   сбросов пара в конденсатор;

         в случаях, перечисленных в пунктах 4.1÷4.10, турбина и блок отключаются тепловыми защитами;

 Случаи аварийного останова турбины  оперативным персоналом:

4.9.  При сбросе электрической нагрузки, если до того турбина работала по тепловому графику;

4.10.  При появлении явно слышимого металлического стука внутри турбины или генератора;

4.11.  При внезапном повышении вибрации турбоагрегата на 1мм с^-1;

4.12.  При воспламенении масла на турбоагрегате и при невозможности быстро потушить пожар;

4.13.  При достижении предельных значений относительного положения роторов:

÷2,6мм Бл.1 ЦВД удлинение    ÷4,0 мм    Бл 2 ЦСД, удлинение ÷ 3,0мм  

                               укорочение  - 1,2мм                        укорочение –2,5мм           

                      ЦНД удлинение ÷ 5,5мм                          укорочение –3,мм

4.14.  При появлении искр или дыма  из  подшипников или уплотнений турбины  или генератора;

4.15.  При повышении температуры масла на сливе  из любого подшипника турбоагрегата до 75^оС или повышении температуры баббита любого подшипника турбины до 95^оС и любого подшипника генератора  до 80^оС;

4.16.  При понижении уровня масла в маслобаке турбины до 520 мм от  крышки бака, что соответствует положению «0» на шкале указателя уровня;

4.17.  При разрыве или обнаружении трещин в маслопроводах, паропроводах, трубопроводах, основного конденсата, питательной воды, коллекторах, тройниках, сварных и фланцевых соединениях, клапанах и парораспределительных коробках, деаэраторах;

5.10.При разрыве защитной диаграммы на выхлопе ЦНД турбины и при повышении температуры выхлопной части ЦНД свыше 80^оС;

5.11.При появлении гидравлических ударов в паропроводах или в турбине, которым, как правило, соответствует:

-  резкое  понижение температуры пара;

-  появление влажности (белого) пара из флнцев соединений; блоков парораспределения и арматуры.

 5.12. При понижении перепада давления «масло-водород» в системе уплотнения вала генератора до 0,3 кгс/см²;

5.13. При понижении уровня в ПП № 66 в деаэраторе до 100см по прибору принять все мерык повышению уровня вплоть до разгрузки энергоблока. При дальнейшем снижении уровня в деаэраторе до 50см по прибору энергоблок аварийно отключить.

ПРИМЕЧАНИЕ: в случаях, перечисленных в пунктах 5.1÷5.12., оперативный персонал должен немедленно отключить турбину и блок воздействием на ключ останова турбины;

в случаях, перечисленных в п.п. 5.2÷5.4, 5.6, 5.10, 5.11,персонал должен отключить турбину и блок со срывом вакуума;

          в случаях, перечисленных в п.п. 5.1÷5.4. запрещен сброс пара  в конденсатор турбины.

6. Случаи останова турбины по распоряжению главного инженера станции. ПТЭ 4.4.30:

6.1. При заеданиях стопорных клапанов свежего пара или пара промперегрева;

6.2. При заеданиях регулирующих клапанов или обрыва их штоков, заедания поворотных диафрагм или обратных клапанов отборов;

6.3. При неисправностях в системе регулирования;