Инструкция по эксплуатации турбины Т-100/110-3, страница 43

12.9.8.  Дальнейшее снижение температуры пара перед турбиной с 290 до 260 ⁰С – выполнить за счет уменьшения подачи топлива на горелки нижнего яруса котла, придерживаясь (Приложения-4).

12.9.9.  При доведении параметров свежего пара перед турбиной Т=260 ⁰С; Р=30 кгс/см²; - необходимо разгрузить турбину до 5 МВт путем прикрытия регулирующих клапанов ВД, при этом, давление свежего пара выдерживать на постоянном уровне – 30 кгс/см2, сбрасывая пар на собственные нужды или в продувку.

12.9.10.  Сделать выдержку времени на нагрузке 5МВт в течение 1 часа, к концу выдержки – температура металла ЦВД должна составить примерно 200 ⁰С.

12.9.11.  По окончании выдержки прекратить подачу пара от штоков клапанов и закрыть пар на переднее уплотнение ротора ЦВД, если он использовался к этому времени, а также прекратить подачу пара на фланцы и шпильки.

12.9.12.   После 10-15 минутной выдержки – ключом с БЩУ отключить турбину, при этом проследить за закрытием стопорного клапана СК и регулирующих клапанов РК ВД. Отключение турбины можно также произвести путем нажатия кнопки выключения турбины расположенной на корпусе переднего подшипника.

12.9.13.  Дальнейшее снижение температуры металла корпуса ЦВД -  возможно проводить только путем принудительного расхолаживания.

12.10.  Аварийный останов турбины.

12.10.1.  При аварийном отключении турбины системой защит или оперативным персоналом – проконтролировать все воздействия на механизмы и арматуру, предусмотренные системами защит и блокировок. Особенно внимательно проследить за закрытием защитной и запорной арматуры, СК и РК ВД, поворотной диафрагмы, обратных клапанов на отборах. Проконтролировать отключение генератора от сети. Сквитировать ключи управления отключенного оборудования.

12.10.2.  Турбина должна быть немедленно остановлена персоналом при отказе в работе защит или при их отсутствии в случаях:

a)  повышения частоты вращения ротора сверх уставки срабатывания автомата безопасности (выше 3400 об/мин);

b)  недопустимого осевого сдвига ротора (+1,2 мм) (- 1,2 мм);

c)  недопустимого изменения положения роторов относительно цилиндров –             ЦВД +3,0 мм ÷ - 1,2 мм;

o  ЦСД +3,0 мм ÷ -2,5 мм;

o  ЦНД +4,0 мм ÷ - 4,0 мм;

d)  недопустимого понижения давления масла в системе смазки (ниже 0,35 кгс/см²);

e)  недопустимого повышения температуры масла на сливе из любого подшипника (более 80 ⁰С);

f)  недопустимого повышения температуры баббита опорных вкладышей подшипников (более 90 ⁰С), упорных колодок (более 98 ⁰С);

g)  недопустимого ухудшения вакуума в конденсаторе (выше – 0,71 кгс/см²);

h)  Внезапного повышения виброскорости на любом из подшипников (более 11,2 мм .сек^-1);

i)  недопустимого понижения температуры свежего пара перед турбиной (ниже 500 ⁰С);

j)  недопустимого повышения температуры свежего пара перед турбиной (более 570 ⁰С в течении не более 2 минут);

k)  недопустимого повышения давления в паровом пространстве ПСГ-1 (не более 1,8 кгс/см²);

l)  недопустимого понижения перепада давлений «масло-водород» (не более 1,2 и не менее 0,2 кгс/см²);

m)  воспламенения масла и водорода на турбоагрегате и невозможности быстрой ликвидации очагов;

n)  недопустимого понижения уровня масла в демпферном баке (ниже минимального уровня по нижнему «УЖу» с выдержкой не более 10 секунд);

o)  недопустимого понижения уровня масла в маслобаке (не более 500 мм от крышки бака);

p)  появление металлических звуков и необычных шумов внутри турбины или генератора;

q)  появление искр или дыма из подшипников или концевых уплотнений турбогенератора;

r)  появление гидравлических ударов в главном паропроводе или в турбине;

s)  обнаружения разрыва или сквозной трещины на не отключаемых участках маслопроводов, трубопроводов пароводяного тракта и узлах парораспределения турбины;