Глава 14. Общие положения

14.1. Ликвидация аварии.

14.1.1. Под аварийным положением понимаются нарушения нормальной работы турбоагрегата, отдельных его узлов, которые при несвоевременно принятых мерах создают угрозу сохранности оборудования, ограничения нагрузки, возникновения несчастного случая.

К аварии относятся:

• отключение потребителей общей мощностью 500 МВт или 100 Гкал;

• повреждение магистрального трубопровода теплосети при перерыве теплоснабжения на срок 36 ч и более;

• повреждение основного оборудования, приведшее к его останову на срок 25 суток и более;

• обрушение основных строительных сооружений;

• пожар, вызвавший останов всего оборудования на срок более трех суток или групповой несчастный случай.

14.1.2. При возникновении аварийного положения персонал обязан:

• немедленно принять меры для устранения опасности для жизни людей и сохранности оборудования;

• при первой же возможности информировать вышестоящее оперативное лицо и администрацию цеха;

• объявить по РПС об аварийном положении на данном участке и усилить контроль за работой основного оборудования;

• при возникновении загорания или появлении течи масла немедленно вызвать пожарную команду;

• при появлении на рабочем месте вышестоящего оперативного лица или администрации цеха, станции отдать краткий рапорт работоспособности оборудования и принятых мерах.

14.1.3. Ликвидация аварии производится под руководством НСЦ.

14.1.4. В аварийных ситуациях персонал обязан немедленно выполнить все распоряжения начальника смены и старшего дежурного электромонтера электроцеха, касающиеся электрической части блока. Перевод питания собственных нужд от резервного трансформатора производить через АВР отключением МВ рабочих трансформаторов обеих секций.

14.1.5. При всех случаях отключения турбогенератора или электродвигателя насоса аварийной кнопкой немедленно сообщить МБ причину отключения.

14.1.6. Оперативный персонал, независимо от присутствия администрации, несет личную ответственность за ликвидацию аварии, принимает решения и осуществляет мероприятия по восстановлению нормального режима.

14.1.7. Квитирование ключей оборудования и деблокирование защит допускается с разрешения лица, руководящего ликвидацией аварии после того, как будут переписаны все красные табло сигнализации и выпавшие блинкера срабатывания защит.

14.1.8. Для ликвидации аварии оперативному персоналу предоставляется максимально возможная самостоятельность. Все распоряжения должны отдаваться громким, четким голосом, получивший распоряжение обязан повторить его.

14.1.9. Всю ответственность за необоснованную задержку выполнения распоряжения вышестоящего оперативного персонала несут лица, невыполнившие это распоряжение, а также руководители, санкционировавшие его невыполнение.

14.1.10. Распоряжения руководителей, касающиеся компетенции вышестоящего оперативного лица, должны выполняться лишь с согласия последнего.

14.1.11. В случае необходимости НСС или администрация цеха имеет право поручить руководство по ликвидации аварии другому лицу или взять руководство на себя.

14.1.12.Пришедший на смену оперативный персонал во время ликвидации аварии используется по усмотрению лица, руководящего ликвидацией аварии. Передача смены допускается с разрешения вышестоящего оперативного лица в порядке исключения.

14.1.13. Беспрепятственный доступ на БЩУ и оборудование во время аварии, кроме оперативного персонала, имеют администрация цеха, станции и эксплуатационных цехов, руководитель пожарного подразделения, начальник ПТО и его заместитель, старший инженер-инспектор, а также отдельные лица с разрешения руководителя ликвидации аварии.

14.1.14. Ремонтные или наладочные работы на участке возникновения аварии должны быть немедленно прекращены и люди выведены в безопасную зону.

14.1.15. Разбор аварии производится непосредственно после сдачи смены, категорически исключается субъективизм в оценке развития аварии и действий оперативного персонала.

14.2. Действия персонала при срабатывании защиты блока

14.2.1. При срабатывании защиты блока оперативному персоналу до принятия каких-либо действий следует быстро оценить ситуацию на блоке по табло аварийной сигнализации и показаниям приборов, и принять решение о необходимости останова турбины со срывом вакуума, вытеснения водорода, вызова пожарной команды.

14.2.1. При отказе защит оперативный персонал выполняет необходимые операции вручную и принимает меры к его сохранности без нарушения правил эксплуатации и безопасности.

14.2.2. НСЦ руководит действиями подчиненного персонала в тесном контакте с НСС и начальниками смен смежных цехов, обеспечивая надежность работы остальных участков цеха и других потребителей.

14.2.3. При появлении табло «Аварийный останов турбины» проверить активную нагрузку, положение МВ и АГП генератора, давление масла на смазку подшипников, вакуум, осевой сдвиг ТГ, перепад давлений «масло-водород» генератора.

При аварийных параметрах /масло, осевой сдвиг, вакуум/ и неотключении генератора проверить отсутствие активной нагрузки и расхода пара на турбину, немедленно отключить МВ и АГП генератора. При наличии активной нагрузки проверить закрытие СК и открытие КИС отборов; при незакрытии СК попытаться закрыть его открытием ЭМВ с БЩУ или по месту, или механизмом расхаживания, дать на закрытие ГПЗ-1,2,3.

При неполнофазном отключении генератора выполнить операции согласно п.17.II.

14.2.4. При включенном в сеть генераторе проверить работу блокировок /п.9.5.1/, температуру свежего пара и уровень в ПВД. По месту проверить давление масла на смазку подшипников турбогенератора, уплотняющие подшипники, положение сервомоторов клапанов и поворотной диафрагмы, блинкеры на МЩ управления. Быстро обойти турбогенератор. Посмотреть подшипники, щеточный аппарат.

14.2.5. После отключения генератора проверить обороты турбины: при повышении оборотов выполнить указанные выше операции по прекращению поступления пара в турбину и сорвать вакуум /открыть вентиль срыва вакуума, задвижку отсоса воздуха на пусковой эжектор, закрыть вентиль подвода пара к рабочему эжектору/; при снижении оборотов ТГ включить РМНС, а при его отказе – АМНС или ПМН.

14.2.6. О причине отключения блока сообщить НСС, НСЦ, администрации цеха и при их прибытии на БЩУ кратко сообщить о принятых мерах и неполадках в работе оборудования. Зафиксировать время срабатывания защиты и отключения генератора.

14.2.7. До выяснения причины отключения блока персонал готовит ТГ к пуску из горячего состояния:

• отключить установку подпитки блока /п.7.6.10/;

• дать горячий пар на переднее уплотнение ЦВД/п.10.2.13.4/;

• отключить регенерацию, конденсат ПНД-2, ПВД перевести в конденсатор / при останове без срыва вакуума/;

• обеспарить паропровод к турбине;

• отключить по пару ПСГ-2, остановить КНВ, КНН, конденсат ПСГ перевести в конденсатор;

• включить в работу основной и пиковый бойлеры, КНБ с откачкой в циркканал;

• отрегулировать режим работы конденсатора и Д-7, при появлении гидроударов в трубопроводе основного конденсата немедленно закрыть пара на деаэратор и задвижку за ПНД-4;

• отрегулировать температуру воды, масла теплообменниками турбогенератора;

• прослушать турбину в процессе всего выбега с контролем температуры, вибрации подшипников, осевого положения и искривления ротора ТГ;

• после останова турбины включить ВПУ /п.13.16/ и записать время выбега;

• отключить РДП, РДТ, поставить на нуль МУТ.

14.2.8. Пуск турбины из горячего состояния или вывод в ремонт производится по указанию НСС.

14.3. Останов турбогенератора со срывом вакуума

14.3.1. Останов ТГ со срывом вакуума предполагает сокращение времени выбега ТГ более чем в два раза в целях избежания или уменьшения механических повреждении ТГ, быстрого снятия напряжения с электродвигателей, насосов смазки и уплотнения ТГ, вытеснения водовода, слива масла при возникновении аварии, пожара.

14.3.2. Турбина должна быть немедленно отключена закрытием клапанов кнопкой по месту или с БЩУ с отключением выключателя и АГП генератора и срывом вакуума в случаях:

• повышения числа оборотов ротора турбины свыше 3360 об/мин;

• осевого сдвига ТГ до 1,2 мм в сторону генератора или 1,7 мм в сторону переднего подшипника;

• появления металлических звуков и необычных шумов внутри ТГ, возбудителя или подвозбудителя;

• внезапного появления сильной вибрации подшипников турбогенератора;

• появления искр или дыма из подшипников или уплотнений ТГ;

• появления гидравлических ударов в паропроводах острого пара или в турбине;

• снижения давления масла в системе смазки ТГ до 0,3 кгс/см², разрыва маслопровода системы смазки, уплотнения генератора или регулирования турбины, снижения уровня в ГМБ до нижнего предела;

• резкого повышения температуры масла на сливе из любого подшипника ТГ до 75°С;

• резкого повышения температуры баббита опорного подшипника до 90°С, колодки упорного подшипника - до 95⁰С, вкладыша уплотняющего подшипника до 80°С;

• отключения всех МНУ при снижении перепада давления «масло-водород» до 0,3 кгс/см²;

• взрыва или загорания водорода на выводах генератора;

• воспламенения масла или кабельного хозяйства и невозможности ликвидировать пожар первичными средствами;

• разрыва трубопровода сетевой воды и угрозы затопления, запаривания подвального помещения блока.

14.4. Останов турбогенератора без срыва вакуума.

14.4.1. Турбина должна быть немедленно отключена с отключением выключателя и АГП генератора в случаях:

• снижения вакуума до 530 мм рт.ст. /-0,7 кгс/см²/;

• разрыва защитной диафрагмы на выхлопе ЦНД;

• предельных значений относительных расширений роторов;

• снижения давления в системе регулирования до 10 кгс/см²;

• разрыва корпуса деаэратора, трубопровода питательной воды;

• возникновения кругового огня на кольцах генератора или возбудителя;

• потери питания собственных нужд;

• работы форсировки возбуждения более 20 с;

• отключения генератора из-за внутренних повреждений.

14.4.2. Турбина должна быть немедленно отключена в случаях:

• отключения обоих корпусов котла;

• отключения всех питательных насосов;

• повышения уровня в каком-либо ПВД до II предела;

• повышения давления в У отборе до 2,4 кгс/см²;

• разрыва или обнаружения трещин в паропроводе свежего пара, отборов, клапанах и парораспределительных коробках, в трубопроводах питательной воды и основного конденсата, в коллекторах, тройниках и фланцевых соединениях;

• потери напряжения на всех КИП;

• отключения обоих НГО;

• появления замыкания на землю в цепи генераторного напряжения;

• появления водорода в линейных или нулевых выводах генератора;

• повышения температуры обмотки и сердечника статора более 120°С;

• повышения температуры холодного водорода до 55°С;

• появления замыкания на землю в цепи возбуждения /при работе на резервном возбуждении/;

• возникновения непрекращающихся в течение 2 минут качаний на генераторе /с разрешения НСС/;

• появления воды в корпусе генератора более 500 см³ за смену.

14.4.З. Турбину необходимо разгрузить и остановить с разрешения главного инженера в случаях:

• заедания стопорного клапана;

• заедания регулирующих клапанов, обрыва их штоков;

• заедания поворотной диафрагмы или обратных клапанов производственного отбора;

• появления свищей в маслопроводах, паропроводах свежего пара и отборов в трубопроводах основного конденсата и питательной воды, в коллекторах, тройниках, сварных и фланцевых соединениях, клапанах и парораспределительных коробках;

• нарушения нормальной работы вспомогательного оборудования, схем и коммуникаций турбоустановки;

• отклонения от нормы качества масла, воды, пара;

• увеличения вибрации подшипников более 7,1 мм/с;

• замыкания на землю в обмотке ротора;

• суточной утечки водорода более 5% или содержание его в картерах подшипников, ГМБ более 2%.

14.4.4. Турбина должна быть разгружена и остановлена при понижении параметров свежего пара:

• при понижении давления со 100 кгс/см²: разгрузка I МВт на I кгс/см² падения давления;

• при понижении температуры с 530⁰С: разгрузка 1 МВт на каждый градус.