Потеря напряжения в цепях питания приборов и авторегуляторов

4.23.1. Причиной потери напряжения на приборах, авторегуляторах может быть:

- короткое замыкание в цепях управления и сигнализации;

- обесточение цепей в результате неправильных действий оперативного персонала при переключениях или аварийных положениях в схеме электрических С.Н. станции;

- конструктивных и проектных недоработок в электрических схемах питания.

4.23.2. Признаками потери напряжения являются:

- погасание сигнальных лампочек на панелях, ключах управления и приборах;

- регуляторы не управляются ни дистанционно, ни автоматически;

- все остальные приборы показывают те величины параметров, которые были на блоке до момента потери напряжения.

4.23.3. Во всех случаях потери напряжения оперативный персонал не должен производить каких-либо переключений, изменений в режимах работы основного и вспомогательного оборудования блока, нагрузка на блоке должна оставаться неизменной.

4.23.4. Вызвать на БЩУ дежурного электрослесаря ЦАСУТП для подачи напряжения, сообщить о случившемся НСС. Перед подачей напряжения перевести все регуляторы в режим ручного управления.

4.23.5. Немедленно послать человека на барабан котла для наблюдения и контроля за уровнем по водомерным колонкам и передачи их показания на БЩУ.

4.23.6. При отсутствии уровня на водомерных колонках необходимо аварийно остановить котел (блок).

 

Аварийный останов котла.

4.24.1. Котел должен быть немедленно остановлен (отключен) персоналом при отказе в работе защит или при их отсутствии в случаях:

(указание о немедленном останове следует понимать буквально, т.е. в таких ситуациях оперативный персонал должен действовать самостоятельно, без согласования своих действий с руководством цеха и электостанции)

а) при повышении уровня в барабане до+200 мм;

б) при понижении уровня в барабане до -200 мм;

в) при выходе из строя всех приборов контроля уровня воды в барабане;

г) быстрого снижения уровня воды в барабане, несмотря на усиленное питание котла;

д) прекращения действия всех питательных устройств (насосов);

е) недопустимого повышения давления в пароводяном тракте:

-  при повышении давления в барабане котла до 110 % рабочего (бл.1,2,3―173,8кгс/см2, бл. 4,5―173,4 кгс/см2);

-  при повышении давления острого пара на выходе из котла до 110% рабочего (на всех блоках 153 кгс/см2);

- при повышении давления пара холодного промперегрева до 30 кгс/см2

ж) при прекращении действия более 50 % предохранительных клапанов или других заменяющих их предохранительных устройств (трёх и более предохранительных клапанов по острому пару, или трёх и более предохранительных клапанов по холодному промперегреву)

з) при разрыве труб пароводяного тракта или обнаружении трещин, вспучин в основных элементах котла (барабане, коллекторах, выносных циклонах, паро- и водоперепускных, а также водоопускных трубах), в паропроводах, питательных трубопроводах и пароводяной арматуре;

и) при погасании факела в топке;

к) при понижении давления мазута за регулирующим клапаном РТМ до 4 кгс/см2 или давления газа за регулирующим клапаном РТГ до 0,06 кгс/см2 (при работе котла на одном из этих видов топлива);

л) при одновременном понижении давления газа и мазута (при совместном их сжигании) за регулирующими клапанами ниже указанных пределов;

м) при отключении всех дымососов (для котлов с уравновешенной тягой- Блоки 4,5) или дутьевых вентиляторов либо всех РВП (для котлов всех блоков);

н) при взрыве в топке, взрыве или загорании горючих отложений в газоходах, разогреве докрасна несущих балок каркаса или колонн котла, при обвале обмуровки, а также других повреждениях, угрожающих персоналу или оборудованию;

о) при прекращении расхода пара через промежуточный пароперегреватель;

п) при возникновении пожара, угрожающего персоналу, оборудованию или цепям дистанционного управления отключающей арматуры, входящей в схему защиты котла;

р) при исчезновении напряжения на устройствах дистанционного и автоматического управления или на всех контрольно―измерительных приборах;

с) при разрыве мазутопровода или газопровода в пределах котла;

4.24.2. Котел должен быть остановлен по распоряжению главного инженера электростанции с уведомлением диспетчера Коми РДУ в следующих случаях:

а) при обнаружении свищей в трубах поверхностей нагрева, паро- и водоперепускных, а также водоопускных трубах котла, паропроводах, коллекторах, в питательных трубопроводах, а также течей и парений в арматуре, фланцевых и вальцовочных соединениях;

б) при повышении температуры металла поверхностей нагрева больше нижеприведенной, если понизить температуру изменением режима работы котла не удается:

―на выходе из радиационного пароперегревателя ―480 °С;

―на выходе ширмового пароперегревателя       ―530 °С;

―на выходе из конвективного пароперегревателя

(перед паросборными камерами)                         ―585 °С;

―на выходе из потолочного пароперегревателя ―450 °С;

―на выходе из промпароперегревателя                       ―595 °С;

в) при выходе из строя всех дистанционных указателей уровня воды в барабане котла;

г) при резком ухудшении качества питательной воды против установленных норм;

д) при неисправности отдельных защит или устройств дистанционного и автоматического управления оборудованием и контрольно-измерительных приборов (при этом учитывать, если есть вероятность опасных режимов работы оборудования и его повреждения - заброс воды в паропровод и турбину, пережог поверхностей нагрева котла и т.п., котёл должен быть остановлен немедленно);

 

Аварийный останов турбины.

4.25.1. Турбина должна быть немедленно отключена оперативным персоналом путем воздействия на выключатель (кнопку аварийного отключения на щите управления и по месту) при отсутствии или отказе в работе соответствующих защит в случаях:

а) при увеличении числа оборотов ротора сверх уставки срабатывания автомата безопасности (3360 об/мин);

б) при осевом сдвиге ротора (до 1,2 мм в сторону генератора или до 1,7 мм в сторону первого подшипника ТГ;

в) при относительном расширении роторов:

- высокого давления до +4,0 мм или -1,2 мм;

- среднего давления до +3,0 мм или -2,5 мм;

- низкого давления до +4,5 мм или -2,5 мм.

ПРИМЕЧАНИЕ: при относительном расширении роторов низкого давления до -2,5 мм срыв вакуума не производить;

г) при снижении давления масла в системе смазки турбины после маслоохладителей до 0,3 кгс/см2;

д) при снижении уровня в маслобаке турбины и невозможности его восстановления (аварийный уровень по колонке 60 мм);

е) при повышении температуры масла на сливе любого подшипника выше 75 °С;

ж) при повышении температуры баббита любого подшипника, любой колодки упорного подшипника турбоагрегата выше 90 °С;

з) при воспламенении масла на турбоагрегате;

и) при снижении перепада давлений масло-водород в системе уплотнений вала генератора до 0,3 кгс/см2;

к) при аварийном уровне в демпферном баке (70 мм ниже верхней образующей бака);

л) при отключении всех маслонасосов уплотнения вала генератора;

м) при отключении генератора из-за внутренних повреждений;

н) при понижении вакуума в конденсаторах турбины до 515 мм рт.ст. (0,7 кгс/см2);

о) если при установившемся режиме произошло одновременное внезапное и необратимое изменение оборотной частоты двух опор одного ротора, или смежных опор, или двух компонентов вибрации одной опоры на 1мм/с и более от любого начального уровня независимо от направления скачка (в сторону увеличения или уменьшения вибрации);

п) при явно слышимых металлических звуках и необычных шумах внутри турбины или турбогенератора;

р) при появлении искр или дыма из подшипников и концевых уплотнений турбины или турбогенератора;

с) при появлении гидравлических ударов в паропроводах острого пара, промперегрева или в турбине (признаки - резкое снижение температуры ОП или ХПП, появление влажного (белого) пара из фланцев паропроводов, АСК, АЗК, сальников арматуры, уплотнений турбины, металлический шум и удары в цилиндре турбины, увеличение осевого сдвига, удары в трубопроводах отборов);

т) при снижении температуры острого пара или пара после промперегрева до 450 °С;

у) при прекращении расхода охлаждающей воды через статор генератора и невозможностью в течение выдержки времени срабатывания защиты (2 мин) восстановить нормальную работу системы;

ф) при недопустимом снижении расхода охлаждающей воды через газоохладители и невозможностью в течение выдержки времени срабатывания защиты (3 мин) восстановить нормальную работу системы;

х) при исчезновении напряжения на устройствах дистанционного и автоматического управления или на всех контрольно-измерительных приборах;

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

4.25.2. Турбина должна быть немедленно отключена действием защит или персоналом без срыва вакуума в следующих случаях:

а) при понижении вакуума в конденсаторах турбины до 515 мм рт.ст. (0,7 кгс/см2);

б) при разрыве или обнаружении трещины в паропроводах острого пара, промперегрева и отборов, трубопроводах основного конденсата и питательной воды, маслопроводах, коллекторах, тройниках, фланцевых соединениях, а также в клапанах и парораспределительных коробках;

в) при появлении внезапно сильной вибрации маслопроводов турбоагрегата;

г) при резком понижении температуры острого пара перед турбиной до 450 °С;

д) при разрыве атмосферных диафрагм ЦНД, т.е. при переходе турбины на работу с выхлопом в атмосферу;

е) при повышении температуры в выхлопном патрубке выше 55 °С;

ж) при самопроизвольном закрытии АСК и АЗК;

з) при неисправностях ПН-100 или ПС-50,требующих их отключения;

4.25.3. Турбина должна быть остановлена в сроки, определяемые главным инженером электростанции:

а) при заедании стопорных клапанов острого пара или пара после промперегрева;

б) при заедании регулирующих клапанов или обрыва их штоков; заедании поворотных диафрагм или обратных клапанов отборов;

в) при неисправностях в системе регулирования;

г) при нарушениях в работе вспомогательного оборудования, схем и коммуникаций установки, если устранение причин нарушения невозможно без останова турбины;

д) при увеличении вибрации подшипниковых опор выше 7,1 мм/с;

е) при выявлении неисправности защит, действующих на останов оборудования;

ж) при обнаружении течей масла из подшипников, трубопроводов и арматуры, создающих опасность возникновения пожара;

з) при обнаружении свищей на неотключаемых для ремонта участках трубопроводов пароводяного тракта;

и) при отклонении качества свежего пара по химическому составу от норм;

к) при обнаружении недопустимой концентрации водорода в картерах подшипников, токопроводах, маслобаке, а также превышающей норму утечки водорода из корпуса турбогенератора.

При обнаружении любых из указанных неисправностей персонал должен принять немедленные меры по их устранению. В том случае, если это невозможно сделать без останова турбины, главный инженер определяет срок вывода турбоагрегата в ремонт. Время работы с перечисленными неисправностями должно быть минимальным.

 

Аварийный останов блока.

4.26.1. Блок должен быть немедленно остановлен действием защит или персоналом в случаях:

а) останова котла;

б) отключения турбины, связанного с ее повреждениями или опасными нарушениями режима работы указанными в п. 4.25.1, кроме случаев недопустимого понижения температуры свежего пара или пара после промперегрева, когда котел должен автоматически переводиться на растопочную нагрузку и лишь при отказе такой автоматики отключаться;

в) отключения генератора или трансформатора блока из-за внутренних повреждений;

г) отключения всех питательных насосов;

д) образования сквозных трещин или разрыва питательного трубопровода, паропровода, корпуса деаэратора;

е) исчезновения напряжения на устройствах дистанционного и автоматического управления или на всех измерительных приборах теплотехнического контроля энергоблока;

ж) пожара, угрожающего персоналу, оборудованию или цепям дистанционного управления отключающей арматуры, входящей в схемы защиты оборудования энергоблока;

В случаях, перечисленных в пунктах «а,б,в», производится останов блока технологическими защитами, действие которых оперативный персонал должен проконтролировать. При отказе защиты персонал обязан немедленно остановить блок вручную, так как попытка восстановить режим или удержать оборудование в работе, так же как и промедление с остановом энергоблока, могут привести к тяжелым повреждениям оборудования и представлять опасность для персонала.

В случаях, перечисленных в пунктах «д,е,ж», автоматический останов защитами не предусматривается. Это накладывает особую ответственность на оперативный персонал за своевременные и правильные действия.

Следует буквально трактовать требование о немедленном останове энергоблока оперативным персоналом, который в этих ситуациях не имеет права предварительно согласовывать свои действия с руководством электростанции, а обязан действовать самостоятельно.

4.26.2. Блок оснащен защитами для автоматического отключения и прекращения подачи пара в следующих случаях:

а) при повышении уровня воды в барабане котла до +200 мм (перепитка котла);

б) при понижении уровня воды в барабане до ―200 мм (упуск уровня в барабане);

в) при прекращении питания котла водой с выдержкой времени 9 сек. (отключение ПЭНов и отказ в работе АВР);

г) при отключении двух дутьевых вентиляторов;

д) при одновременном понижении температуры острого пара в одном из паропроводов на выходе из котла до 450 °С и до 450 °С перед турбиной;

е) при понижении давления масла в системе смазки турбины до 0,3 кгс/см2;

ж) при снижении вакуума в конденсаторе до 515 мм рт.ст. (0,7 кгс/см2);

з) при осевом сдвиге ротора турбины до 1,2 мм в сторону генератора или до 1,7 мм в сторону первого подшипника ТГ;

и) при закрытии АСК (если накладка защиты от посадки АСК введена);

к) при повышении уровня в любом из ПВД до второго предела;

л) при внутренних повреждениях генератора и блочного трансформатора.

4.26.3. При срабатывании любой из вышеперечисленных защит автоматически производятся следующие операции:

- закрывается газовая арматура к котлу, ПЗК, ГОК;

- отключается МУТ;

- отключается мазутное кольцо;

- закрываются АСК, АЗК и РК турбины;

- закрываются ГПЗ;

- открываются сбросные задвижки перед АЗК;

- закрываются обратные клапаны отборов турбины;

- отключается выключатель блока с выдержкой времени 4 минуты после посадки АСК. При срабатывании защиты от снижения вакуума, от недопустимого осевого сдвига и от недопустимого понижения давления в системе смазки турбины до третьего предела выключатель блока отключается одновременно с отключением турбины,

- отключается работающий ПЭН и накладывается запрет на включение резервного (только от защиты по повышению уровня в ПВД до второго предела).

4.26.4. Одновременно с действием защит оперативный персонал обязан:

а) закрыть подачу конденсата и питательной воды на впрыски в первичный и вторичный пароперегреватель;

б) отключить второй ПЭН и КЭН и сквитировать ключи отключающих механизмов;

в) при повышении давления пара перед турбиной до 136 кгс/см2 включить в работу БРОУ, открыв захолаживание и впрыск в БРОУ. В случаях останова турбины со срывом вакуума или при резком снижении вакуума на турбине включение БРОУ и другие сбросы пара в конденсатор не допускаются;

г) обеспечить перевод питания С.Н. по электроэнергии (если АВР секций неуспешное), по пару;

д) выполнить все операции по останову блока, если недопустимо повторное включение блока и набор нагрузки или временная работа турбины на холостом ходу.

4.26.5. При возникновении аварийного положения персонал обязан контролировать срабатывание защит и блокировок, не вмешиваясь в их работу, если их действие правильное.

4.26.6. Если по какой-либо причине защита не сработала или появилась необходимость аварийного останова блока, нужно нажать на кнопку "Останов котла" или "Останов турбины" проконтролировать выполнение операций по останову блока.

В случае неисправности цепей защиты и блокировок или не выполнения операций автоматически по останову блока, необходимо их выполнить вручную, согласно п.4.26.3.

4.26.7. Если при нажатии на кнопки дистанционного отключения котла или турбины не произошло отключение блока, надо повторно нажать на вышеуказанные кнопки до упора. Если и в этом случае блок не отключается, сделать попытку отключения блока квитированием на отключение КУ ДВ и потребовать отключения турбины кнопкой по месту.

4.26.8. Если после выполнения операций по п.4.26.6. и 4.26.7. блок не отключился, нужно отключить котел и отключить турбину путем закрытия ГПЗ и закрытия РК, АЗК, АСК дистанционно с БЩУ или по месту механизмом управления турбины. При этом переключатель скорости двигателя механизма управления установить на большие обороты.