Инструкция по эксплуатации паровой турбины К-800-240-5, страница 14

6)  повышения вибрации  турбогенератора более 11,2 мм х с^-1.

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

1) повышения частоты вращения ротора сверх уставки срабатывания автомата безопасности 3300÷3360 об/мин;

2)  недопустимого изменения положения роторов относительно цилиндров;

3)  недопустимого понижения уровня масла в масляном баке;

4)  повышения температуры масла на сливе из любого подшипника турбоагрегата до 75 ⁰С, температуры баббита любой колодки упорного подшипника до 110 ⁰С, или вкладышей опорных подшипников до 100 ⁰С; 

5)  недопустимого понижения перепада давлений «масло-водород» в системе уплотнений вала турбогенератора;

6)  отключения  турбогенератора из-за внутренних повреждений;

7)  повышения давления в  конденсаторе до 0,2 кГс/см ²;

8)  если при установившемся режиме происходит одновременное внезапное изменение вибрации оборотной частоты  двух опор одного ротора, или смежных опор, или двух компонентов вибрации одной опоры на  1 мм х с^-1  и более от любого начального уровня;

9)  появления металлических звуков и необычных шумов внутри турбины или турбогенератора;

10)  появления искр или дыма из подшипников и концевых уплотнений турбины или турбогенератора;

11)  понижения температуры свежего пара или пара промперегрева перед ТГ до 470 ⁰С (с подтверждением понижения температуры за котлом до 450 ⁰С);

12)  появление гидравлических ударов в паропроводах свежего пара, промперегрева или в турбине;

13)  обнаружении разрыва или сквозной трещины  на неотключаемых участках маслопроводов и трубопроводов пароводяного тракта, узлах парораспределения;

14)  понижения расхода охлаждающей воды через статор турбогенератора до 100 т/час;

15)  понижения расхода охлаждающей воды на газоохладители до 800 т/час;

16)  исчезновения напряжения на устройствах дистанционного и автоматического управления;

17)  возникновения кругового огня на контактных кольцах ротора турбогенератора  или коллектора возбудителя;

18)  отказ програмно-технического комплекса АСУ ТП, приводящего к невозможности управления всем оборудованием турбоустановки или его контроля;

19)  при повышении  уровня в любом из ПВД до 3-го предела – 3250 мм;

20)  при повышении  уровня в баке-аккумуляторе деаэратора до 3100 мм;

21)  при понижении расхода дистилята на тиристорные преобразователи до 4 т/час;

22)  при повышении температуры дистилята на тиристорные преобразователи до 70 ⁰С;

23)  при выплавлении  уплотняющих подшипников  генератора, что характеризуется следующими признаками:

а) резким изменением температуры баббита подшипника;

б) повышением температуры картера подшипника;

в) появление масло-водородных паров у подшипников №11, № 12;

г) резким изменением слива из подшипников;

24)  при пожаре, угрожающем обслуживающему персоналу, оборудованию или цепям дистанционного управления отключающей арматуры, входящей в схемы защит оборудования;

25)  при возникновении асинхронного режима работы генератора;

26)  при внешних повреждениях генератора.

8.2.3. Аварийный останов турбины производится воздействием на ключ ручного останова, ключ «Пожар» или действием защиты, при этом проконтролировать:

-  закрытие СК и РК ЦВД, ЦСД;

-  закрытие обратных клапанов (КОС) на отборах пара из турбины;

-  закрытие задвижки на трубопроводе подачи пара к деаэратору;

-  закрытие задвижек на подводе греющего пара к подогревателям высокого давления, ПНД-3, ПНД-4, сетевым подогревателям;

-  открытие клапанов на трубопроводах сброса из горячего промперегрева в конденсатор турбины;

-  давление в тракте промперегрева (менее 1,0 кГс/см^);

-  отсутствие активной  нагрузки на генераторе;

-  отключение  генератора от сети

8.2.4. При отключении турбины со срывом вакуума проконтролировать:

-  закрытие задвижек на трубопроводах сброса пара из горячего промперегрева в конденсатор;