Сдам Сам

ПОЛЕЗНОЕ


КАТЕГОРИИ







При нештатных и аварийных режимах





 

При возникновении аварийных ситуаций автоматически срабатывают технологические защиты турбоустановки. Команды защит обладают приоритетом по отношению ко всем другим командам автоматического и ручного управления. При их прохождении накладывается запрет на выполнение других команд.

Оперативный персонал должен контролировать срабатывание автоматики защит и блокировок, не вмешиваясь в их работу. В случае их отказа, выполнить необходимые операции дистанционно или вручную. Турбина аварийно останавливается подачей электрических импульсов на электромагниты защитного устройства (ЗУ) на БЩУ или нажатием на кнопку ЗУ непосредственно у турбины.

Рассмотрим нарушения в работе главных турбин К-1000-60/1500-2,2М и систем этих турбоустановок, при которых требуются автоматические или ручные (оператором) ее остановы.

Турбина должна быть немедленно остановлена со срывом вакуума в конденсаторе действием защит в случаях, указанных в табл. 15.2 (см. п. 15.3), оператором – при возникновении ситуаций, указанных в табл. 15.2, и отказе автоматики защиты, а также в следующих случаях:

· при снижении уровня масла в ГМБ менее «аварийного»;

· внезапном повышении температуры масла на сливе из подшипников – более 75оС или повышении температуры баббита любой из колодок упорного подшипника, или вкладышей опорных подшипников – более 100 оС, или баббита уплотняющих подшипников генератора – более 90 оС;

· повышении вибрации подшипников – более 11,2 мм ×с-1;

· внезапном увеличении вибрации любого из подшипников на 1 мм×с-1 более установившегося значения вибрации;

· гидравлическом ударе в проточной части турбины или в паропроводах турбоустановки;

· появлении признаков попадания воды в турбину:

а) явно слышимых ударов в паропроводах;

б) вытекании воды из концевых уплотнений турбины;

в) выбрызгивании воды из уплотнений штоков и фланцевых разъемов СРК;

г) резком увеличении осевого сдвига роторов;

д) ненормальных шумах в проточной части турбины, сопровождающихся повышенной вибрацией опор подшипников;

· при появлении трещин или разрывов паропроводов свежего пара, промежуточного пароперегрева, паропроводов отборов, конденсатопроводов ОК, трубопроводов питательной воды, маслопроводов и невозможности отключения поврежденного участка;

· явно слышимых металлических звуках и необычных шумах внутри работающей турбины;

· появлении искр или дыма из подшипников, концевых уплотнений турбины или генератора;

· повышении частоты вращения роторов более уставки срабатывания АБ турбины.

При воспламенении масла и невозможности быстро потушить пожар, турбина должна быть остановлена нажатием ключа защиты от развития пожара (КЗРП) и срывом вакуума в ГК. При останове турбины КЗРП, после отключения ЭГ от сети, автоматически подается команда на отключение рабочих масляных насосов САРЗ, с запретом действия АВР. После их отключения срабатывают электромагниты маслосбрасывающих устройств для слива масла из САРЗ.

После отключения генератора от сети с выдержкой времени 60 с:

а) подается команда на отключение рабочих масляных насосов системы смазки с запретом действия АВР;

б) налагается запрет на включение ВПУ и насосов гидроподъема роторов или подается команда на их отключение, если они находились в работе.

Возврат ключа КЗРП в положение «Отключено» дает разрешение на включение масляных насосов системы смазки, НГПР и ВПУ.

Дополнительно к этим операциям, выполняемым автоматически при возгорании масла, необходимо:

а) организовать тушение пожара средствами пожаротушения;

б) вызвать пожарную команду;

в) по возможности устранить течь масла и отвести потоки масла от горячих поверхностей;

г) если пожар не удается потушить, открыть задвижку автоматического слива масла из ГМБ и одновременно открыть вентиль аварийного сброса водорода из корпуса ЭГ.

Порядок отключения турбины со срывом вакуума в конденсаторах оператором:

· выбивается ЗУ турбины, контролируется закрытие СК, РК и заслонок ЦНД;

· отключается генератор КАГ-24 без выдержки времени;

· открываются электромагнитные клапаны и задвижка срыва вакуума в конденсаторах турбины;

· выводится блокировка на автоматическое включение резервных и пусковых эжекторов;

· отключаются работающие основные и пусковые эжекторы и эжектор концевых уплотнений турбины;

· прекращается подача пара на концевые уплотнения турбины, после повышения давления в любом корпусе конденсатора до 0,9 кгс/см2.

Турбина должна быть немедленно остановлена без срыва вакуума действием защит в случаях, указанных в табл. 15.3, оператором – при возникновении ситуаций, указанных в табл. 15.3 и отказе автоматики защиты, а также в следующих случаях:

· при постепенном повышении температуры баббита вкладыша любого из опорных подшипников или колодок упорного подшипника – более 100 оС;

· постепенном повышении температуры масла на сливе из подшипников – более 75 оС;

· отсутствии перелива масла хотя бы из одной индивидуальной емкости подшипников турбины, с подтверждением повышения температуры баббита вкладыша подшипника и (или) температуры масла на сливе из подшипника на 3 оС от установившегося значения;

· течи масла и невозможности ее устранить;

· повышении температуры металла выхлопных патрубков ЦНД более 75 оС или при разности температур левой и правой сторон патрубков – более 30 оС, чтобы избежать деформации патрубков и повышения вибрации ТА;

· увеличении разности температур металла ЦВД между верхней и нижней половинами корпуса – более 50 оС или разности температур по ширине фланца – более 80 оС;

· увеличении относительного расширения роторов более допустимой величины, приведенной в табл. 15.5;

· внезапном повышении давления в контрольных точках проточной части турбины сверх предельных значений, приведенных в табл. 15.6;

· разрыве предохранительных клапанов СПП(МПУРС);

· разрыве атмосферных мембран ЦНД, когда турбина перешла на работу с выхлопом в атмосферу;

· снижении температуры пара после промпрогрева со скоростью больше 2 оС/мин, более чем на 30 оС от номинальной, что приведет к росту влажности пара в последних ступенях ЦНД, повышению вибрации ЦНД и интенсивной эрозии ее последних ступеней;

· повышении давления свежего пара перед СРК более 79 кгс/см2;

· работе ТГ в моторном режиме более двух минут, что вызывает быстрый нагрев последних ступеней ЦНД из-за больших вентиляционных потерь (см. учеб. пособие [22]);

· отклонении частоты тока в сети более предельных величин (см. п. 15.8);

· отличии положения сервомоторов РК турбины на величину - более 20 %.

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

· при вибрации опор подшипников от 4,5 до 7,1 мм/с – в течение 30 сут;

· вибрации опор подшипников более 7,1 мм/с – в течение 7 сут;

· непрерывном, в течение 3 суток, возрастании любой составляющей вибрации одной из опор подшипников на 2 мм/с от начального уровня;

· заедании стопорных, обратных клапанов и заслонок турбины и невозможности произвести их расхаживание;

· заедании регулирующих клапанов;

· выходе из строя устройств АСРЗ ГТ и ТПН, блокировок; средств контроля: ОРР, абсолютного расширения корпусов турбины, осевого сдвига роторов, температурного состояния цилиндров, температурного и вибрационного состояния подшипников и других средств контроля, обеспечивающих надежную работу ТУ;

· выявлении неисправности технологических защит, действующих на останов оборудования;

· нарушении нормальной работы вспомогательного оборудования ТУ, если устранение причин нарушения невозможно без останова турбины;

· обнаружении течей масла из подшипников, маслопроводов и арматуры, создающих опасность возникновения пожара;

· обнаружении свищей на неотключаемых для ремонта участках паропроводов и трубопроводов воды;

· обнаружении недопустимой концентрации водорода в картерах подшипников, маслобаке, а также превышающей норму утечки водорода из корпуса генератора.

При плавном (в течение 3-х суток) увеличении любой составляющей виброскорости одной из опор подшипников на 2 мм/с от начального уровня, необходимо ступенчато разгрузить турбину до уменьшения значения вибрации, а также, изменяя температуру масла в пределах ± 2 оС от предыдущей установившейся температуры, добиться стабилизации вибрации на меньшем уровне, не допуская, при этом, превышения значения вибрации – более 7,1 мм/с.

При появлении признаков аварии или неполадок, не рассмотренных в соответствующих противоаварийных инструкциях турбоустановок (энергоблоков), оперативный персонал ТО (ТЦ) должен действовать в соответствии с требованиями, изложенными в должностных и производственных инструкциях, распоряжениями старших по должности, а также в соответствии со своим опытом и знаниями по вопросам эксплуатации оборудования ПТУ.

Инструкции по ликвидации нештатных (аварийных) ситуаций турбоустановок, как правило, содержат разработки, состоящие из одного или нескольких разделов описания нештатной ситуации на одном или нескольких исходящих режимах нормальной эксплуатации. Каждый из этих разделов может состоять из четырех подразделов [28, 30, 31, 32].

1. Вводная часть, которая определяет исходное состояние турбоустановки, причины и границы рассматриваемой нештатной ситуации.

2. Признаки развития нештатной ситуации. В этом подразделе приводится перечень сигналов и отклонений параметров, по которым оперативный персонал может установить причину нарушения нормальной эксплуатации.

3. Описание развития переходного процесса при возникновении нештатной ситуации.

4. Действия оперативного персонала. В этом подразделе приводится последовательность контроля воздействия защит и блокировок. В случае их отказа, оперативный персонал обязан выполнить эти переключения дистанционным воздействием на защитные устройства, необходимую арматуру или выполнить оперативные переключения вручную для приведения режима работы оборудования ТО(ТЦ) к условиям, при которых обеспечивается условия безопасной эксплуатации.

Такие разработки выполняются для нештатных (аварийных) ситуаций, приведенных в табл. 15.2, 15.3 и в настоящей главе. В качестве примера приведем одну из них для турбин К-1000-60/1500-2,2М ЗАЭС [30].

 

Осевой сдвиг ротора

Вводная часть.

Рассматривается увеличение осевого сдвига ротора турбины до значения (+) 1,2 мм в сторону генератора или до значения (–) 2,0 мм в сторону регулятора.

Увеличение осевого сдвига может быть вызвано:

а) разрушением элементов проточной части турбины;

б) забросом влаги и гидравлическим ударом в проточной части турбины;

в) разрушением упорного подшипника из-за выплавления баббита упорных колодок;

г) нарушением подачи масла в упорный подшипник;

е) отказами в работе СИТ упорного подшипника.

Примечание. Наибольшая вероятность выноса влаги из главных паропроводов в проточную часть турбины и образования ее в проточной части возникает при развороте роторов турбины, работе ТГ на холостом ходу (электрические испытания генератора), при несении нагрузки до 200 МВт. При этом могут быть недостаточно прогреты паропроводы свежего пара, элементы корпуса и ротора турбины, что вызовет интенсивную конденсацию пара.

За исходное состояние принимается работа турбины в режимах:

· пуска – останова;

· холостого хода;

· несения нагрузки (от нагрузки собственных нужд до номинальной нагрузки).







Что вызывает тренды на фондовых и товарных рынках Объяснение теории грузового поезда Первые 17 лет моих рыночных исследований сводились к попыткам вычис­лить, когда этот...

Система охраняемых территорий в США Изучение особо охраняемых природных территорий(ООПТ) США представляет особый интерес по многим причинам...

Живите по правилу: МАЛО ЛИ ЧТО НА СВЕТЕ СУЩЕСТВУЕТ? Я неслучайно подчеркиваю, что место в голове ограничено, а информации вокруг много, и что ваше право...

Что способствует осуществлению желаний? Стопроцентная, непоколебимая уверенность в своем...





Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском гугл на сайте:


©2015- 2024 zdamsam.ru Размещенные материалы защищены законодательством РФ.