12.3. Турбина должна быть разгружена и остановлена в период, определяемый главным инженером (с уведомлением диспетчера энергосистемы) в случаях:

12.3.1. Заедания стопорного клапана.

12.3.2. Заедание регулирующих клапанов турбины или обрыва их штоков.

12.3.3. Заедание регулирующих диафрагм.

12.3.4. Неисправностей в системе регулирования.

12.3.5. Возникновении утечек водорода в корпусе подшипников более 1 % и если в отсасываемых парах из маслобака, появился водород.

12.3.6. Заедания обратных клапанов отборов.

12.3.7. Попадания масла, воды в корпус генератора.

12.3.8. Нарушения нормальной работы вспомогательного оборудования, схемы турбогенератора, если устранение причин нарушения невозможно без останова турбины. При обнаружении вышеперечисленных неполадок турбина должна быть остановлена в ремонт. Время останова турбогенератора определяется главным инженером электростанции.

12.3.9. Увеличения вибрации опор выше 7,1 мм с^-1 (65 мкм).

Примечание. При превышении нормативного значения вибрации должны быть приняты меры к ее снижению в срок не более 30 суток.

При вибрации свыше 7,1 мм с^-1 (65 мкм) эксплуатировать турбоагрегат более 7 сут. запрещается.

12.3.10. Неисправности технологических защит действующих на останов турбины.

12.3.11. Обнаружение свищей в маслопроводах, паропроводов свежего пара, пара отборов, в трубопроводах основного конденсата и питательной воды, в коллекторах, тройниках, сварных и фланцевых соединениях, а также в клапанах и парораспределительных коробках.

12.3.12.При обнаружении течи масла из подшипников, трубопроводов и арматуры, создающих опасность возникновения пожара.

12.3.13.При отклонении качества пара по химическому составу от норм.

12.4. Турбина должна быть разгружена и остановлена также в следующих случаях:

12.4.1. При повышении давления острого пара перед стопорным клапаном до 140 кгс/см² (14,0 МПа) и невозможности понизить давление пара дросселированием главной паровой задвижкой. Время работы при 140 кгс/см² (14,0 МПа) не более 30 минут.

12.4.2. При повышении температуры острого пара до 565⁰С. Время работы при 565 ⁰С не более 30 минут.

12.4.3. При понижение температуры острого пара ниже 545 ⁰С. Турбина должна разгружаться по 2 МВт на каждый градус падения температуры и при 495 ⁰С, должна быть остановлена.

12.4.4. При падении вакуума ниже 670 мм рт.ст.(повышение давления в конденсаторах более 0,12 кгс/см² (0,012 МПа). Снижать электрическую нагрузку до восстановления вакуума, не ожидая устранения причин его падения. При падении вакуума до 0,3 кгс/см² (0,03 МПа). Загорается сигнал "Вакуум низок", турбина должна быть остановлена.

12.5. Порядок операций при аварийном останове турбины.

12.5.1. При необходимости немедленного останова если блокировки и защиты включены, турбоустановка должна быть остановлена с помощью ключа останова. Убедиться, что блокировки сработали правильно. При отказе блокировок отключить требуемое оборудование вручную.

12.5.2. При отключении турбины от действия технологических защит или с помощью ключа останова необходимо:

• по световым сигналам определить защиту, отключившую турбину;

• установить, какие выключатели отключились автоматически, какие задвижки и клапаны закрылись, какие открылись;

• привести в соответствие ключи выключателей, отключившихся автоматически;

• проверить и записать все вспыхнувшие световые табло ("выпавшие" бликеры).

12.5.3. При срабатывании отдельных технологических защит выяснить причину срабатывания и действовать в соответствии с инструкциями по эксплуатации оборудования.

12.5.4. В случае ложного срабатывания защиты немедленно принять все меры по восстановлению нарушенного режима работы турбоустановки.

12.5.5. При невозможности останова турбины с помощью ключа останова (при отключенных блокировках) обслуживающий персонал должен нажатием на кнопку автомата безопасности прекратить подачу пара в турбину при этом проконтролировать по световому табло:

• стопорный клапан закрыт;

• обратные клапаны ПВД закрыты;

• обратные клапаны ПНД отопительных отборов закрыты;

• сервомотор ЧНД на упоре.

12.5.6. Убедиться, что мегаваттметр показывает ниже "0" МВт, а реле обратной мощности показывает влево от "0" шкалы. Давление пара в регулирующей ступени упало до "0" атм.

12.5.7. Убедиться, что стопорный клапан, регулирующие клапаны ЦВД и ЦНД закрылись. Проверку на ЦТЩУ провести по указателям положения сервомоторов, а по месту по указателям шкал сервомоторов.

12.5.8. Убедиться, что ГПЗ, паровые задвижки на ПСГ-2 закрываются. При отказе в работе электропривода, закрыть вручную.

12.5.9. Дать сигнал на ГЩУ командоаппаратом "Машина в опасности".

12.5.10. Персонал ГЩУ, получив такой сигнал, убедившись, что электрическая нагрузка с турбогенератора снята и стрелка мегаваттметра показывает ниже "0" МВт, обязан немедленно отключить турбогенератор от электрической сети и дать сигнал на ЦТЩУ "Генератор отключен".

12.5.11. После отключения генератора от сети убедиться, что обороты турбины снижаются.

12.5.12. Включить в работу РМН турбины.

12.5.13. Включить в работу РМНУ генератора.

12.5.14. При 2800 об/мин (46,7 с-1) переключатель блокировки защиты поставить в положение "Сигнал", т.е. отключить защиту по падению вакуума и снижению температуры острого пара.

12.5.15. Включить в работу прибор прогиба вала РВД при включенном ВПУ.

12.5.16. Проверить давление масла на смазку подшипников. Вывести синхронизаторы скорости и давления на "0".

12.5.17. Отключить бойлера турбины. Подать на ПСГ-1 охлаждающую химобессоленную воду со сливом через воронку в канализацию.

12.5.18. Отключить ПВД турбины. Закрыть задвижки подачи пара на ПВД. Отключение произвести с ЦТЩУ ключом защиты ПВД, а по месту нажатием на кнопки электроприводов паровых задвижек ПО-1, ПО-2, ПО-3.

12.5.19. При выбеге турбины прослушивать турбину. Проверять отсутствие прогиба вала РВД по прибору.

12.5.20. Проверять вибрацию подшипников турбогенератора по приборам и на ощупь при прослушивании турбогенератора.

12.5.21. Производить регулирование температуры масла на подшипники турбогенератора и на МСУ. Температура масла должна быть 40-45 ⁰С.

12.5.22. Производить регулирование температуры водорода в корпусе генератора задвижками на сливе охлаждающей воды из каждого газоохладителя.

12.5.23. При выбеге, особенно тщательно контролировать температуру баббита водородных уплотнений генератора, упорных колодок опорно - упорного подшипника и вкладышей опорных подшипников.

12.5.24. Проверять показания приборов относительного расширения роторов и осевого сдвига РВД.

12.5.25. При снижении оборотов обеспечить подачу свежего пара в камеру переднего уплотнения РВД.

12.5.26. При оборотах турбины 500 об/мин (8,4 с^-1) начать прикрывать пар на эжектора, с тем расчетом, чтобы к моменту полной остановки турбины, вакуум в конденсаторе был полностью снижен. При снижении оборотов ниже 500 об/мин (8,4 с^-1) закрыть подвод острого пара на переднее уплотнение РВД.

12.5.27. Прекратиь подачу пара на эжектор сальникового подогревателя, а затем на уплотнение турбины (только после полного снижения вакуума).

12.5.28. Немедленно после остановки ротора турбины, включить в работу ВПУ. Убедиться, что сила тока электродвигателя, не превышает 23--24 А.

12.5.29. Зафиксировать в оперативном журнале и суточной ведомости время выбега ротора.

12.5.30. Проверить бой ротора индикаторным приспособлением, который должен показывать не более 0,03 мм, а по прибору, ключ которого поставить в положение "Валоповорот", не более 0,05 мм.

12.5.31. После отключения подачи острого пара в паропровод отсоса от штоков регулирующих клапанов, закрыть задвижки отсоса пара на ДВД Ш-1, Ш-2.

12.5.32. При работе конденсатных насосов по водомерным стеклам в ПНД проверить плотность трубной системы. (Уровень в ПНД на должен повышаться), после чего остановить конденсатный насос, предварительно закрыв задвижку К-31 на выходе из ПНД-4.

12.5.33. После останова конденсатных насосов, вести постоянное наблюдение за уровнем воды в конденсатосборниках конденсаторов, бойлерах.

11.5.34. Стравить давление из перепускных труб и после того, когда давление станет равным нулю - стравить давление между ГПЗ и стопорным клапаном.

12.5.35. После снижения температуры холодного газа в генераторе ниже 20 ⁰С, остановить в резерв насос газоохлаждения генератора.

12.5.36. Во время выбега турбины и её останова вести тщательное наблюдение за разностью температур металла ЦВД, шпилек и фланцев.

12.5.37. При работе турбины на ВПУ тщательно прослушать турбину, генератор. Все выявленные замечания записать в суточную ведомость и оперативный журнал КТЦ.