Сделай Сам Свою Работу на 5

Действия персонала при ликвидации аварийных нарушений режима работы энергоблока





6.

6.1. Под аварийным нарушением режима работы энергоблока понимается отклонение от нормальной работы оборудования или его узлов, при несвоевременном устранении которого создается угроза сохранности оборудования, надежной и экономичной работы энергоблока (станции).

6.2. При нарушении режима работы оборудования нужно уяснить его характер и производить необходимые операции быстро, без излишней торопливости.

6.3. При возникновении аварийного режима, персонал обязан: на основании показаний приборов и по внешним признакам составить общее представление о происшедшем, немедленно принять меры для ликвидации и предотвращения развития аварии, обеспечивая безопасность людей и сохранность оборудования; установить характер нарушения режима работы и место повреждения оборудования, отключить поврежденное оборудование и, включив резервное, убедиться в его надежной работе; принять все меры к восстановлению нормальной работы оборудования.


6.4. При нарушениях режима, не предусмотренных инструкциями, персонал действует самостоятельно, согласовывая свои действия с начальником смены КТЦ и НСС. При всяком непонятном явлении, происходящем на работающем оборудовании, немедленно вызвать начальника смены, установить тщательное наблюдение за оборудованием и выяснить причины происходящих явлений.



6.5. При разрывах мазутопроводов:

6.5.1. Надежно отключить поврежденный участок.

6.5.2. Произвести обваловку вытекшего мазута и исключить попадание его в дренажные и кабельные каналы.

6.5.3. Не допускать попадания мазута на горячие поверхности оборудования; независимо от того, произошло возгорание или нет, вызвать пожарную команду по телефону - 01, перевести в готовность все средства пожаротушения до полной ликвидации всех последствий нарушения плотности мазутопровода.

6.5.4. В районе растекания мазута прекратить все огневые работы, не допускать включения рубильников, выключателей, предотвратить возгорание мазута.

6.5.5. При разрыве мазутопровода котлоагрегата (корпуса), отключить котлоагрегат; пуск котлоагрегата произвести после устранения последствий разрыва по распоряжению начальника цеха.



6.6. При загорании отложений в конвективной шахте котлоагрегата (корпуса):

6.6.1. Сообщить о пожаре в пожарную команду по телефону – 01.

6.6.2. Отключить котлоагрегат (корпус), отключить ДС, ДВ, ДРГ.

6.6.3. Закрыть все шиберы по газовоздушному тракту для прекращения доступа воздуха к очагам горения.

6.6.4. Через мазутные форсунки подать пар в топку, а пожарными шлангами − воду через ремонтные лазы и смотровые люки к очагам горения.

6.6.5. Собрать растопочную схему котлоагрегата (корпуса), включить ПЭН (сделать переход на ПЭН при отключении одного корпуса энергоблоков №1÷4), подать воду в котел (корпус), установить давление до ВЗ – 250 кг/см2 при расходе 150 т/час на нитку на блоках №1÷4 или 250 т/ч на нитку – на блоках №5÷8 со сбросом через РР-20 в конденсатор; ВЗ и Д-3 должны быть закрыты; при прокачке контролировать температуру воды за экономайзером и газов в конвективной шахте.

6.6.6. Прокачку вести до полной ликвидации загорания и снижения температуры газов в зоне очага горения до температуры питательной воды.

6.6.7. Пуск котлоагрегата (корпуса) произвести только после осмотра, очистки газохода и с разрешения начальника цеха.

6.7. При загорании отложений в РВП:

6.7.1. Отключить котлоагрегат (корпус), остановить ДС, ДВ, ДРГ, отключить РВП по воздуху и газу.

6.7.2. Сообщить о пожаре в пожарную команду по телефону – 01.

6.7.3. Подать воду по обеим ниткам водотушения РВП, воду пожарными шлангами через лючки.

6.7.4. После подачи воды на тушение РВП открыть дренажи с газовой и воздушной сторон; при необходимости собрать схему и включить в работу насос откачки отмывочных вод РВП на узел промстоков.



6.7.5. Во время пожара РВП не останавливать, а в случае останова и отказа привода проворачивать ротор вручную.

6.7.6. Степень повреждения РВП пожаром определяется временем от начала загорания до начала тушения, поэтому операции по тушению РВП производить быстро, четко.

6.7.7. Пуск РВП после пожара разрешается только после осмотра и ремонта с разрешения начальника цеха.


6.8. При взрыве в топке и газоходах:

6.8.1. Отключить котлоагрегат (корпус).

6.8.2. Осмотреть на возможность загорания отложений газоходы котлоагрегата, при необходимости ликвидировать.

6.8.3. Обеспарить и расхолодить котлоагрегат (корпус).

6.8.4. Выяснить причину взрыва, определить величину повреждений и состояние взрывных клапанов.

6.8.5. После устранения повреждений с разрешения начальника цеха произвести растопку котлоагрегата (корпуса).

6.9. Разрыв поверхностей нагрева котла определяется суммой следующих факторов:

а). небаланс расходов воды и пара по ниткам;

б). шум в топке или в конвективной шахте по приборам «орта» или на слух;

в). повышенные давления в топке (плюс в топке).

При появлении всех этих факторов вместе котёл должен быть немедленно остановлен ключом ручного останова котла. Для этого необходимо:

6.9.1. Отключить котлоагрегат (корпус).

6.9.2. Закрыть ВЗ, Д-1,3, РПК и определить нитку и район разрыва по снижению давления.

6.9.3. Обеспарить и расхолодить котлоагрегат; включение тягодутьевых механизмов разрешается одновременно с обеспариванием котлоагрегата (корпуса).

6.9.4. Расхолаживание производить на открытые окна улит ДВ, а при температуре газов за ВЭК ниже 200оС при остановленных РВП.

6.10. При отключении одного ДС или ДВ энергоблоков №5÷8 происходит автоматически:

6.10.1. Отключение ДВ или ДС этой нитки.

6.10.2. Перевод работающего ДВ на вторую скорость; немедленно загрузить работающие ДВ или ДС; полностью, не допуская снижения давления воздуха до уставки срабатывания защиты при работе на газе.

6.10.3. Отключение РВП этой нитки по воздуху и газам.

6.10.4. Разгрузка энергоблока до 50%.

6.10.5. Стабилизировать режим энергоблока исходя из полной загрузки оставшихся в работе ДВ или ДС.

6.10.6. Через начальника смены электроцеха выяснить причину отключения механизма.

6.10.7. При отказе в работе автоматики разгрузки энергоблока выполнить операции в той же последовательности вручную.

6.11. При отключении одного из РВП котлоагрегата энергоблоков №5÷8 автоматически отключаются ДС, ДВ этой нитки и закрываются шиберы по воздуху и газам; действия автоматики аналогичны п. 6.10, а при отказе автоматики выполнить эти операции вручную.

При отключении одного РВП корпуса энергоблоков №1÷4 автоматически закрываются шиберы по воздуху и газам, при этом необходимо:

6.11.1. Немедленно загрузить ДВ полностью, при необходимости перевести на вторую скорость.

6.11.2. Загрузить ДС, поддерживая нормальным разряжение в топке.

6.11.3. Разгрузить корпус по воде и топливу до 60%.

6.11.4. Установить максимальную нагрузку на корпусе исходя из обеспечения корпуса воздухом.

6.11.5. Контролировать температуры промперегрева, при необходимости прикрыть ППХ на корпусе с меньшей нагрузкой.

6.11.6. Принять меры к провороту ротора РВП вручную на 180 градусов через 30 минут.

6.11.7. При невозможности отключения РВП по газу и воздуху − отключить корпус.


6.12. При изменении теплотворной способности топлива на котлоагрегат (уменьшении при работе на мазуте или увеличении при работе на газе) необходимо:

6.12.1. Дистанционно регуляторами топлива увеличить или уменьшить расходы топлива до восстановления содержания кислорода в уходящих газах.

6.12.2. При выходе из зоны регулирования регуляторов топлива (по давлению топлива) уменьшить или увеличить расходы питательной воды по ниткам.

6.12.3. Предупредить о возможном нарушении режима соседние энергоблоки.

6.12.4. При необходимости через начальника смены потребовать перевода котлоагрегата на резервное топливо.

6.13. При отклонении параметров острого пара и промперегрева от номинальных машинист энергоблока обязан принять немедленные меры по их восстановлению. Номинальными параметрами пара считаются: давление острого пара в стопорных клапанах ЦВД – 240 кг/см2, температура острого пара и промперегрева за котлоагрегатом – 545оС. Давление острого пара в стопорных клапанах ЦВД в диапазоне нагрузок 120÷240 МВт поддерживать из условия полностью открытых 4-х клапанов ЦВД.

6.13.1. Изменение температуры острого пара может произойти из-за:

6.13.1.1. Неправильного соотношения топливо-вода; восстановить температуры в контрольных

точках по тракту согласно режимной карте.

6.13.1.2. Резкого изменения режима горения в топке, вызванного изменением расходов топлива,

воздуха или рециркуляции газов. Восстановить режим горения.

6.13.1.3. Неисправности регуляторов вспрысков (заклинивание, расчленение тяг, неисправность регулятора); отключить неисправный регулятор, подкорректировав режим расходом воды на нитку; нормальный режим работы впрысков в диапазоне 5÷15% по УП.

6.13.2. Изменение температуры промперегрева может произойти из-за:

6.13.2.1. Изменения расхода пара через промперегрев (отключение ПВД, изменение загрузки РОУ); изменить загрузку ДРГ.

6.13.2.2. Резкого изменения режима горения в топке; восстановить режим горения.

6.13.2.3. Изменения вида сжигаемого топлива; изменить загрузку ДРГ в соответствии с указаниями режимной карты.

6.13.2.4. Внезапном закрытии направляющего аппарата или шиберов в схеме рециркуляции газов; проверить и восстановить схему.

6.13.2.5. При неисправности регулятора аварийного впрыска; отключить неисправный регулятор; нормально работа аварийных впрысков допускается только для выравнивания перекосов по температуре промперегрева по одной из ниток корпуса.

6.13.2.6. Работа котлоагрегата при низкой нагрузке с температурой промперегрева ниже 510оС не допускается; потребовать перехода котлоагрегата (корпуса) на газ.

6.14. При внезапном отключении групп ПВД:

6.14.1. В один прием разгрузить энергоблок на 40 МВт ниже нормальной нагрузки.

6.14.2. На каждые 10оС снижения температуры питательной воды загрузить котлоагрегат по топливу на 1−2% до номинальных расходов топлива.

6.14.3. На каждые 10оС снижения температуры питательной воды расход питательной воды на 1−2% снизить по каждой нитке и стабилизировать режим энергоблока.

6.15. При отключении питательного турбонасоса:

6.15.1. По АВР или вручную включить ПЭН, обороты которого установить 7500 об/мин; закрыть его клапан рециркуляции.

6.15.2. Автоматически или вручную разгрузить энергоблок до 200 МВт, исходя из общего расхода питательной воды на котлоагрегат не более 550 т/час.

6.15.3. Давление пара в стопорных клапанах при работе на ПЭН поддерживать номинальным, давление питательной воды установить 280÷300 кг/см2 во всем диапазоне нагрузки энергоблока.

6.15.4. При отключении одного БЭН из двух работающих и отказе АВР и дистанционного управления резервного БЭН, действия персонала по снижению нагрузки аналогичны, кроме перевода на номинальное давление.

6.16. В случае зависания стопорного, отсечного, регулирующего клапанов отключение генератора от сети производить только после полного закрытия ГПЗ, ППГ, ППХ энергоблоков №1÷4 или полного закрытия ГПЗ энергоблоков №5÷8. При зависании отсечного или регулирующего клапанов ЦСД энергоблоков №5÷8 до отключения генератора выпустить пар из системы промперегрева через предохранительные клапаны холодного промперегрева в атмосферу. Убедиться в отсутствии пара в проточной части турбины.

6.17. При всех остановах энергоблока, связанных со снижения уровня масла в маслобаке и опасностью понижения давления масла на уплотняющие подшипники, немедленно дать команду персоналу электроцеха на вытеснение водорода из генератора.

6.18. При постепенном увеличении осевого сдвига ротора турбоагрегата против номинального, роста температуры колодок упорного подшипника при неизменной температуре масла и баббита опорных подшипников или роста температуры масла после упорного подшипника необходимо:

6.18.1. Убедиться в правильности показаний приборов осевого сдвига по указателям относительного положения роторов, показания которых должны измениться на такую же величину и в ту же сторону, что и показания прибора осевого сдвига.

6.18.2. Сообщить НСЦ и СМБ.

6.18.3. Разгрузить энергоблок до прекращения прироста осевого сдвига, температуры колодок упорного подшипника или температуры масла на сливе с упорного подшипника.

6.18.4. Проверить давление пара в регулирующей ступени, перед ЦСД, в VI отборе, которые не должны превышать допустимых.

6.18.5. Проверить параметры острого пара и промперегрева.

6.18.6. Усилить наблюдение за осевым положением ротора температурами колодок упорного подшипника и масла на сливе.

6.18.7. Если увеличение осевого сдвига ротора сопровождается появлением ненормальных звуков в проточной части турбины, быстрым ростом температур колодок упорного подшипника или температуры масла на сливе, остановить турбину аварийно со срывом вакуума.

6.18.8. При отключении энергоблока действием защиты от осевого сдвига убедиться по приборам осевого сдвига и относительного положения ротора в правильности срабатывания защиты и повести турбину на останов со срывом вакуума; тщательно прослушивать турбину на выбеге; пуск турбины производить с разрешения начальника цеха после устранения причин осевого сдвига.

6.19. При усилении виброскорости до 4,5 мм/сек любого подшипника турбогенератора необходимо:

6.19.1. Сообщить НСЦ, руководству цеха и станции.

6.19.2. Проверить параметры острого пара и промперегрева, температуру пара на уплотнении.

6.19.3. Проверить давление и температуру масла в системе смазки.

6.19.4. Проверить осевой сдвиг и относительное положение ротора, также абсолютное расширение турбины, разность температур верха и низа цилиндров.

6.19.5. Прослушать турбоагрегат.

6.19.6. Убедиться в нормальной работе клапанов регулирования турбины.

6.19.7. Попытаться снизить вибрацию путем снижения нагрузки турбины.

При явных систематических стуках в турбоагрегате, остановить его аварийно со срывом вакуума. Если вибрация турбоагрегата возросла при пуске, то отключить его автоматом безопасности и после останова включить ВПУ. Пытаться снизить вибрацию снижением оборотов запрещается. Обо всех случаях изменения вибрации докладывать руководству цеха и делать запись в оперативном журнале СМБ и НСЦ.


На подшипниках всех турбоагрегатов выполнен контроль вибрации по виброперемещению на аппаратуре 1-ВА, а также контроль по виброскорости на аппаратуре ВВК-331. При контроле за вибрационным состоянием турбоагрегата по одной аппаратуре при изменении вибрационного состояния следует получать подтверждение на другой аппаратуре.

 

 








Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском по сайту:



©2015 - 2024 stydopedia.ru Все материалы защищены законодательством РФ.