Аварийный останов

Может быть осуществлен от воздействия автоматической системы защиты или от воздействия обслуживающего персонала на соответствующие органы управления (кнопка останова ТГ по месту, ключ дистанционного воздействия на электромагнитный клапан на щите управления).

В первом случае, аварийный останов или отключение из работы турбины осуществляется автоматически при выходе контролируемого параметра из диапазона соответствующих значений. При этом защита может срабатывать на отключение мгновенно или с некоторой задержкой времени (это сопровождается звуковой и световой сигнализацией). Отключений ТГ от действия защит может быть столько, сколько задействовано защит на конкретном ТГ.

Эксплуатация ТГ с отключенными защитами не допускается.

Во втором случае, аварийное отключение Т осуществляет непосредственно обслуживающий персонал.

Причинами отключения могут быть:

Неисправность системы защиты ТГ и явном отклонении контролируемого параметра от нормы.

При возникновении пожаров, угрожающих жизни обслуживающего персонала и которые нельзя ликвидировать без останова ТГ.

Во всех случаях появления дефектов, которые нельзя локализовать и которые могут усугубить и привести к аварии.

Аварийный останов может осуществляться двумя способами:

Со срывом вакуума

Без срыва вакуума

Останов со срывом вакуума не желателен по двум причинам:

Во-первых, из-за возникновения больших динамических нагрузок на лопаточный аппарат ротора. Во-вторых – из-за резкого охлаждения воздухом концевых уплотнений и шеек ротора.

Частое использование останова со срывом приводит к появлению микротрещин на лопатках, втулках роторов и т.п.

Случаи аварийного останова со срывом должны быть четко зафиксированы в местных инструкциях.

Останов со срывом осуществляется при:

аварийном отключении турбины по осевому сдвигу ротора

аварийном отключении турбины, когда произошел заброс оборотов до момента срабатывания байков безопасности

снижении масла в системе смазки ниже 0,3 ати

понижении уровня в демпферном баке

внезапновозникшей вибрации

Выбор способа останова осуществляет оперативный персонал после выяснения причины срабатывания защиты или аварийного останова от действий персонала.

Вакуум срывается открытием задвижки аварийного срыва вакуума после штатного срабатывания исполнительных органов защиты и отключения ТГ от сети. При этом воздух засасывается в проточную часть турбины, сопротивление вращению ротора увеличивается и время выбега снижается примерно на половину.

При останове без срыва вакуума отключение ТГ производится согласно штатных операций при срабатывании защиты, в результате прекращается допуск пара в турбину, генератор отключается от сети и ротор идет на выбег. В конденсационной установке поддерживается нормальный вакуум, который срывается после постановки ротора на ВПУ.

Для нормальной ликвидации аварийных ситуаций на турбине, необходимо знать следующее:

Случаи немедленного останова турбины со срывом или без срыва вакуума, а также случаи останова турбины по согласованию с техническим руководителем предприятия.

Знать перечень защит и блокировок по основному и вспомогательному оборудованию и уставки их срабатывания.

Персонал должен четко знать обязанности при аварийном останове турбины.

Плановый останов ТГ неблочной ТЭС в резерв

Плановый останов в резерв осуществляется при избытке мощности в системе, когда

требуется нагрузка от ТГ ниже минимально допустимой в определенном регулирующем диапазоне нагрузки.

Команду на останов дает ДИС.

Исходя из условий максимального сохранения теплового состояния турбины при отключении ее в резерв, рациональней было бы осуществить мгновенный останов турбины с номинальной нагрузки.

Сточки зрения надежности работы турбины, останов осуществляют только после предварительной ее разгрузки до уровня (20 – 30)% от номинальной. При этом разгрузка может вестись при постоянном или при скользящем давлении.

Второй способ разгрузки используется на блочных ПТУ. Он более рационален и экономичен, т.к разгрузка ведется при постоянной температуре острого пара перед турбиной.

Останов турбин неблочных ТЭС осуществляют после разгрузки на номинальных параметрах, при этом выполняются следующие операции:

Оповещается персонал котельного цеха о предстоящей разгрузке

При разгрузке котла и снижении давления острого пара разгружается соответствующая турбина, при этом скорость разгрузки контролируется, исходя из условий поддержания постоянного давления острого пара в процессе разгрузки котла.

В процессе разгрузки осуществляется отключение пара к потребителю и КСН.

Разгружается и отключаются ПВД в соответствии с местными инструкциями. При невозможности удержания уровня в ПНД отключают перекачивающие насосы, и дренаж греющего пара каскадно переводится в конденсатор.

Если подача пара основного эжектора на концевые уплотнения велась с отборов отключаемого ТГ, то эти потоки переводят на пар от КСН.

Контролируются уровни и тепломеханическое состояние ТГ. При необходимости делаются выдержки при постоянном нагревании для стабилизации тепломеханического состояния.

Непосредственно перед остановом ТГ (20 – 30)% от номинальной мощности, включают в работу пусковой маслонасос. Опробуется с контролем по месту посадка КОС от регенеративных отборах турбины.

Отключается турбина по пару, воздействуя на исполнительные органы защиты, контролируется полноты их срабатывания, при наличии отрицательной мощности на ТГ он отключается от сети. При этом ротор ТГ должен идти на выбег (должно наблюдаться резкое снижение оборотов).

Контролируется и фиксируется в документации время выбега ротора.

После останова ротора немедленно включается валоповоротное устройство

После контроля тепломеханического состояния турбины в первую очередь внимание обращается на:

маслосистему смазки подшипников

температуру выхлопного патрубка

относительные расширения ротора

Срывается вакуум. Для этого открывается соответствующая задвижка, отключается подача пара на концевые уплотнения турбины и отключается подача пара на эжекторную установку.

При останове обращается внимание на то, чтобы удержать уровень в конденсаторе турбины. Для этого перед остановом подготавливается схема аварийной подпитки добавочной воды.

Первые 8 часов валоповоротное устройство работает непрерывно. Далее согласно местных инструкций осуществляется периодический поворот ротора на 180 градусов. Все операции по останову фиксируются в документации, а параметры тепломеханического состояния турбины и моменты проворачивания ротора валоповоротным устройством фиксируется в специальном журнале.

Плановый останов ТГ в ремонт

Осуществляется по команде ДИСа и по предварительно разрешенной заявке диспетчерской системы. Заявку на ремонт подает администрация цеха.

Как правило, СР и КР ТА выполняются по утвержденному графику.

Этим ремонтам предшествует подготовительная работа, при которой готовится соответствующая ремонтная документация, запасные части, приспособления малой механизации, выделяются денежные средства, заключается договор с соответствующими организациями для проведения ремонтов. Данное мероприятие регламентируется соответствующим руководящим документом.

Текущие ремонты (ТР) выполняются по мере накопления дефектов или при выявлении дефекта, препятствующего дальнейшей эксплуатации ТА.

Срок проведения КР и СР регламентируется и для того, чтобы уложиться в этот регламент, останов турбины в КР или СР может происходить с предварительным расхолаживанием металла турбины. Суть расхолаживания состоит в том, что после соответствующей разгрузки ТГ и отключения системы регенерации снижается температура и давление острого пара.

При расхолаживании температура металла порядка 300 может быть достигнута за 8 часов вместо 90 при останове без расхолаживания. Существует большое разнообразие схем для расхолаживания ТА, как маломощных, так и мощных турбин.

При этом расхолаживание должно осуществляться по заранее разработанной и утвержденной технологическим руководителем программе, в которой должны быть предусмотрены ответственные лица, последовательность выполнения операций, очередность снятия защит и блокировок, возможные типовые аварийные ситуации и способы выхода из них.

Дата добавления: 2015-07-15