Аварийные случаи останова турбины

5.

5.1. Турбина должна быть немедленно отключена действием защит или персоналом (в случае отказа защит) и остановлена со срывом вакуума в следующих случаях:

5.1.1. Недопустимого осевого сдвига ротора турбины на 1,7 мм в сторону генератора и на 1,2 мм в сторону первого подшипника (защита работает с выдержкой времени 0,2 секунды).

5.1.2. Снижения давления в системе смазки до 0,5 кг/см² (защита работает с выдержкой времени 3 секунды).

5.1.3. Снижения уровня в демпферном баке системы масляных уплотнений вала генератора до II предела − на 60 мм ниже верхней образующей демпферного бака (защита работает с выдержкой времени 9 секунд).

5.1.4. Отключение всех насосов системы уплотнений вала генератора (защита работает с выдержкой времени 9 секунд).

5.1.5. Внезапного повышения виброскорости турбоагрегата до 11,2 мм/сек (защита действует от датчиков, установленных на подшипниках №1÷9 с выдержкой времени 2 сек.).

5.2. Турбина должна быть немедленно отключена действием защит или персоналом (в случае отказа защит) без срыва вакуума в следующих случаях:

5.2.1. Повышения частоты вращения ротора на 10÷12% сверх номинальной (до 3300÷3360 об/мин), срабатывания электрического автомата безопасности (ЭАБ) (3240 об/мин – I предел, 3340об/мин – II предел) на блоках №2, 4, 5.

5.2.2. Повышения давления в конденсаторе до 0,2 кг/см² (снижение вакуума до 600 мм рт. ст.).

5.2.3. Понижения температуры острого пара в любом из стопорных клапанов турбины до 425^оС с подтверждением понижения температуры пара в соответствующем паропроводе (без выдержки времени).

5.2.4. Повышения температуры острого пара в любом из стопорных клапанов турбины до 585^оС с подтверждением повышения температуры пара в соответствующем паропроводе (с выдержкой времени 3 минуты). Защита выполнена только на блоках №5÷8.

5.2.5. Повышения температуры пара промперегрева в любом из отсечных клапанов турбины до 585^оС с подтверждением повышения температуры пара в соответствующем паропроводе (с выдержкой времени 3 минуты). Защита выполнена только на блоках №5÷8.

5.2.6. Понижения расхода охлаждающей воды через статор генератора до 18 т/час блоки ст.№1, 3, 6, 7, 8 и до 20т/час блоки ст.№2, 4, 5 (с выдержкой времени 2 минуты).

5.2.7. Понижения расхода охлаждающей воды на газоохладителе генератора до 150 т/час (выдержкой времени 3 минуты).

5.3. Турбина должна быть немедленно отключена персоналом и остановлена со срывом вакуума в случаях:

5.3.1. Резкого снижения уровня масла в маслобаке до нуля по шкале указателя в чистом отсеке с одновременным снижением уровня масла в грязном отсеке и невозможности долить масло в маслобак.

5.3.2. Резкого повышения температуры масла на сливе из любого подшипника до 75^оС, из подшипников уплотнений вала генератора до 65^оС; повышения температуры баббита любого опорного подшипника до 95^оС, температуры любой из колодок упорного подшипника до 110^оС, температуры баббита уплотняющих подшипников генератора до 75^оС.

5.3.3. Воспламенения масла на турбоагрегате и невозможности потушить силами обслуживающего персонала.

Примечание: насосы смазки отключить только в случае значительного пожара после снижения частоты вращения ротора турбоагрегата до 1500 об/мин. Аварийный слив масла из ГМБ производить в исключительных случаях для локализации пожара после начала подачи азота в корпус генератора.

5.3.4. Повышения виброскорости подшипниковых опор до 11,2 мм/с, внезапного повышения на 1мм/сек от любого начального значения.

5.3.5. Появление металлических стуков и необычных шумов внутри турбины или генератора.

5.3.6. Появление искр или дыма из подшипников и концевых уплотнений турбины или генератора.

5.3.7. Появление гидравлических ударов в паропроводах свежего пара или пара промперегрева и попадание воды в турбину.

5.3.8. Обнаружения разрывов или сквозной трещины на не отключаемых участках маслопроводов.

5.3.9. Понижения перепада «масло-водород» до 0,3 кг/см² в системе уплотнений вала генератора или выплавления уплотняющих подшипников генератора, которое характеризуется следующими признаками:

- резким увеличением слива масла из подшипников;

- выбиванием водородно-масляных паров из подшипников №6 и №7;

- резким увеличением температуры баббита уплотняющих подшипников выше 75^оС;

- резким повышением температуры корпуса подшипников.

5.4. Турбина должна быть немедленно отключена персоналом и остановлена без срыва вакуума в случаях:

5.4.1. Недопустимого изменения положения роторов относительно цилиндров:

- для РВД − укорочения более 1 мм, удлинения более 4 мм;

- для РСД − укорочения более 2,5 мм, удлинения более 4 мм;

- для РНД − укорочения более 3,5 мм, удлинения более 7,5 мм.

5.4.2. Обнаружения разрывов или сквозной трещины на не отключаемых участках трубопроводов пароводяного тракта, узла парораспределения.

5.4.3. При появлении течи огнестойкой жидкости, которую нельзя устранить силами обслуживающего персонала. В случае разрыва трубопроводов огнестойкой жидкости и снижения давления на напоре насосов регулирования до 20 кг/см² с подтверждением по посадке стопорных клапанов турбины работает защита, отключающая насосы регулирования.

5.4.4. Исчезновения напряжения на устройствах дистанционного и автоматического управления или на всех контрольно-измерительных приборах.

5.4.5. Увеличения абсолютного давления в конденсаторе до 0,13 кг/см² и выше (снижения вакуума до 660 мм рт. ст. и ниже) в течение 15 минут, если принятыми мерами (в том числе и разгрузкой блока) уменьшить абсолютное давление в конденсаторе не удалось.

5.5. Турбина должна быть остановлена в период, определяемый главным инженером электростанции в следующих случаях:

5.5.1. Заедание стопорных клапанов свежего пара или пара после промперегрева.

5.5.2. Заедание регулирующих клапанов или обрыва их штоков.

5.5.3. Неисправности в системе регулирования.

5.5.4. Нарушение нормальной работы вспомогательного оборудования, схемы и коммутации установки, если устранение причин нарушения невозможно без останова турбины.

5.5.5. Увеличение вибрации опор выше 7,1 мм/сек.

5.5.6. Выявление неисправностей технологических защит, действующих на останов оборудования.

5.5.7. Обнаружение свищей на не отключаемых участках трубопроводов пароводяного тракта.

5.5.8. Отклонение качества свежего пара по химическому составу от норм.

5.5.9. Обнаружение недопустимой концентрации водорода в картерах подшипников, токопроводах, маслобаке, а также превышающей норму утечки водорода из корпуса генератора.

Производить пуск турбины, остановленной из-за отклонения от нормального режима работы, только после детального анализа причины останова.

5.6. Энергоблок должен быть немедленно остановлен действием защит или персоналом в случаях:

5.6.1. Останова котла моноблока или двух корпусов дубль блока.

5.6.2. Отключения турбины, связанные с ее повреждениями или опасными нарушениями режима работы, указанными в п.п.

5.6.3. Отключения всех питательных насосов.

5.6.4. Образования сквозных трещин или разрыва питательного трубопровода, паропровода, корпуса деаэратора.

5.6.5. Потери напряжения на всех приборах тепломеханического контроля.

5.6.6. Пожара, угрожающего обслуживающему персоналу или оборудованию.

5.6.7. Отключения генератора или трансформатора блока из-за внутренних повреждений (при отключении генератора от сети в зависимости от положения накладки блок может быть остановлен или переведен на холостой ход).

5.6.8. Повышения уровня в подогревателях высокого давления до II предела – 3250 мм.

5.7. Порядок операций при аварийном отключении энергоблока:

5.7.1. Аварийное отключение котла (корпуса), турбины или энергоблока в целом осуществляется системой защит или персоналом, путем воздействия на ключи останова.

5.7.2. После аварийного отключения защитой или персоналом операции по останову энергоблока без срыва вакуума в конденсаторе турбины производится в порядке, указанном в разделе II по останову энергоблока без расхолаживания, если не предусматривается пуск энергоблока после внезапного останова.

5.7.3. При аварийном отключении энергоблока, требующем срыва вакуума в конденсаторе турбины, операции по останову производятся в следующем порядке:

- убедиться в правильности срабатывания защиты и осуществляемого ею воздействия на механизмы и электрифицированную арматуру;

- убедиться в посадке стопорных, отсечных и регулирующих клапанов турбины, отключении автоматикой генератора от сети и снижении частоты вращения роторов турбины (в случае несрабатывания автоматики, отключающей генератор от сети, действовать в соответствии с указаниями п. 1.4.2);

- закрыть все сбросы в конденсатор: БРОУ, задвижки СЗГ-А, Б, дренажи ПВД и т.д.; давление пара в трактах СКД и промперегрева при необходимости снизить предохранительными клапанами;

- на блоках №1÷4 проконтролировать работу АВР питания собственных нужд энергоблока;

- открыть задвижку срыва вакуума;

- закрыть задвижку ВТ-600 и отключить ПНЭ;

- закрыть подачу пара на уплотнения турбины;

- сообщить об аварийном отключении начальнику смены станции и руководству цеха;

- во время выбега ротора тщательно прослушать турбоагрегат;

- после останова ротора турбины включить в работу ВПУ;

- произвести запись всех аварийных табло в порядке их срабатывания; совместно с персоналом цеха АСУ отключить группы защит.

5.7.4. Если блок отключен защитой − выяснить причины аварийного останова. В случае невозможности пуска энергоблока из-за необходимости ремонта оборудования дальнейшие операции по останову провести в зависимости от характера предстоящих ремонтных работ.

Если установлено, что причина аварийного отключения не препятствует пуску энергоблока немедленно приступить к подготовке и пуску блока в соответствии с его тепловым состоянием – из неостывшего состояния (раздел 5) или из горячего состояния (раздел 6).

Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском по сайту: