4.4.29. Турбина должна быть немедленно остановлена (отключена) персоналом
при отказе в работе зашит или при их отсутствии в случаях:
а) повышения частоты вращения ротора сверх уставки срабатывания автомата безопасности;
б) недопустимого осевого сдвига ротора;
в) недопустимого изменения положения роторов
относительно цилиндров;
г) недопустимого понижения давления масла (огнестойкой жидкости) в системе смазки;
л) недопустимого понижения уровня масла в масляном баке;
е) недопустимого повышения температуры масла
на сливе из любого подшипника, подшипников уплотнений вала генератора, любой колодки упорного подшипника турбоагрегата;
ж) воспламенения масла и водорода на турбоагрегате;
з) недопустимого понижения перепала давлений
“масло—водород” в системе уплотнений вала турбогенератора;
и) недопустимого понижения уровня масла в демпферном баке системы маслоснабжения уплотнений вала турбогенератора;
к) отключения всех масляных насосов системы водородного охлаждения турбогенератора (для безынжекторных схем маслоснабжения уплотнений);
л) отключения турбогенератора из-за внутреннего повреждения;
м) недопустимого повышения давления в конденсаторе;
н) недопустимого перепада давлений на последней ступени у турбин с противодавлением;
о) внезапного повышения вибрации турбоагрегата;
п) появления металлических звуков и необычных шумов внутри турбины или турбогенератора;
р) появления искр или дыма из подшипников и концевых уплотнений турбины или турбогенератора;
с) недопустимого понижения температуры свежего пара или пара после промперегрева;
т) появления гидравлических уларов в паропроводах свежего пара, промперегрева или в турбине;
у) обнаружения разрыва или сквозной трещины на неотключаемых участках маслопроводов и трубопроводов пароводяного тракта, узлах парораспределения;
ф) прекращения протока охлаждающей воды через статор турбогенератора;
х) недопустимого снижения расхода охлаждающей воды на газоохладители;
и) исчезновения напряжения на устройствах дистанционного и автоматического управления или на всех КИП;
ч) возникновения кругового огня на контактных кольцах ротора турбогенератора, вспомогательного генератора или коллекторе возбудителя;
ш) отказа программно-технического комплекса АСУ ТП, приводящего к невозможности управления всем оборудованием турбоустановки или его контроля.
Необходимость срыва вакуума при отключении турбины должна быть определена местной инструкцией в соответствии с указаниями завода-изготовителя.
В местной инструкции должны быть даны четкие указания о недопустимых отклонениях значений контролируемых величин по агрегату.
Анализ наиболее тяжелых аварий показывает, что во многих случаях оборудование осталось бы неповрежденным или незначительно поврежденным, если бы оно своевременно отключалось при появлении на нем признаков отклонения от нормального режима работы. Современные турбины снабжены автоматическими защитами, предупреждающими возникновение и дальнейшее развитие
аварий оборудования при недопустимых отклонениях ряда контролируемых величин. Однако не все аварийные ситуации могут быть зафиксированы датчиками, не исключается полностью и возможность отказа в работе имеющихся автоматических защит. Поэтому турбины оснащены кнопками аварийного отключения (на щите управления и по месту). Во всех случаях, рассматриваемых в данном пункте, турбина должна быть немедленно отключена персоналом при отсутствии или отказе в работе автоматических защит:
а) при повышении частоты вращения роторов турбоагрегатов сверх номинальной, например при сбросе нагрузки, детали ротора, в особенности диски и рабочие лопатки последних ступеней турбин большой мощности, подвергаются значительным механическим напряжениям под влиянием центробежных сил, увеличивающихся пропорционально квадрату частоты вращения. Исчерпание запаса прочности может привести к разрушениям дисков, роторов, подшипников и всего турбоагрегата. Повышение частоты вращения до значений, превышающих уставку срабатывания автомата безопасности, свидетельствует о том, что в системе регулирования, парораспределения или самого автомата безопасности возникла неисправность;
б) осевое усилие, действующее на ротор, уравновешивается гидравлическими силами в упорном подшипнике турбины. Значительное увеличение осевого усилия может привести к повреждению упорного подшипника (выплавлению баббита колодок) и в дальнейшем, в случае продолжения подачи пара в турбину, к серьезному повреждению проточной части турбины из-за контакта вращающихся и неподвижных частей агрегата;
в) недопустимое изменение относительного положения роторов турбины, так же как и осевого положения, приводит к задеваниям в проточной части и тяжелым повреждениям агрегата. Изменение относительного положения
роторов вызывается неравномерным прогревом (остыванием) деталей статора и ротора турбины, который, в свою очередь, определяется изменением температуры или расхода поступающего в турбину пара либо (для цилиндров низкого давления) изменением вакуума в конденсаторе;
г) неполадки в системе смазки турбины могут привести к уменьшению или полному прекращению поступления масла на подшипники. Подобные неполадки создают опасную ситуацию на турбоагрегате, грозящую тяжелой аварией с выплавлением подшипников, поэтому насосы маслоснабжения имеют резервные агрегаты и устройства их аварийного включения в случае отказа работающих насосов или падения давления масла на смазку. При отказе в срабатывании устройства АВР, неисправности резервных насосов или значительной течи масла давление последнего на смазку может упасть до недопустимо низкого уровня;
д) понижение уровня масла в маслобаке может свидетельствовать о возникшей утечке рабочей жидкости из системы. Если понижение уровня имеет место лишь в чистом отсеке, то это свидетельствует о загрязнении сеток маслобака. Понижение уровня в маслобаке ниже предельно допустимого значения, определяемого заводом-изготовителем, может привести к срыву масляных насосов и прекращению подачи масла на подшипники;
е) повышение температуры масла на сливе из подшипников может явиться следствием нарушения механического состояния подшипников, уплотнений вала генератора, ухудшения качества масла, неудовлетворительной работы маслоохладителей, системы концевых уплотнений турбины. Повышение температуры масла, сливающегося
с упорного подшипника, или повышение температуры его колодок может быть вызвано также увеличением суммарного осевого усилия, действующего на ротор. Своевременное отключение турбины из-за повышения температуры
масла на сливе из подшипников или колодок упорного подшипника позволит предотвратить серьезные аварии с повреждениями подшипников, воспламенением масла и т.д;
ж) протечки через неплотности фланцевых соединений маслосистемы, арматуру могут привести к воспламенению масла при попадании его на горячие поверхности оборудования и трубопроводов. Особенно это опасно при появлении трещин, разрывов маслопроводов, разрушении узлов и механизмов турбины, генератора, питательных насосов, связанных с маслосистемой, что приводит к сильным (фонтанирующим) течам масла и сильному пожару в машинном зале электростанции. Поэтому при возникновении пожара следует остановить турбоагрегат немедленно вызвать специальную пожарную команду и приступить к ликвидации очага горения, используя первичные средства пожаротушения.
Если турбина оснащена специальной системой предотвращения развития горения масла, персонал вводит ее в действие, что приводит к автоматическому отключению турбины, генератора, срыву вакуума, останову рабочих насосов смазки и введению запретов на включение резервных и аварийных насосов смазки и насосов системы регулирования.
При эксплуатации генераторов с водородным охлаждением опасность возникновения пожара заключается в возможности образования взрывоопасной смеси водорода с воздухом в корпусе генератора, в аппаратах и трубопроводах газовой системы при нарушениях режимов эксплуатации последних, а также при загорании водорода, выходящего из системы через неплотности.
Смесь водорода с воздухом является взрывоопасной при содержании в ней водорода от 4 до 75% по объему. Воспламенение смеси может происходить от открытого огня, местного нагрева, при быстром истечении газа.
Особенно опасно образование взрывоопасной смеси водорода с воздухом в корпусе генератора, так как в больших замкнутых объемах возможно детонационное воспламенение смеси, протекающее при распространении пламени со сверхзвуковыми скоростями и создающее давление, которого не выдерживает оболочка корпуса.
При загорании струи водорода следует прекратить доступ кислорода воздуха к месту горения, наложив на место утечки плотную асбестовую ткань или направив на пламя струю инертного газа.
Если загоранение водорода не удается ликвидировать, следует отключить турбину, выключить генератор из сети и принять меры к вытеснению водорода из системы инертным газом;
з) для нормального функционирования системы водородного охлаждения генератора перепад давлений масло-водород должен находиться в пределах, задаваемых заводом — изготовителем генератора. В случаях отказа регулятора перепада давлений, отключения источников маслоснабжения уплотнений и отказа устройств АВР давление масла на уплотнениях понижается, что приводит к уменьшению несущей способности масляного клина и ухудшению охлаждения баббитовой заливки вкладышей подшипников. При этом для уплотнений торцевого типа неизбежны перегрев и выплавление баббита, а также повреждение трущейся поверхности упорного диска. Для цилиндрических уплотнений опасность выплавления баббита невелика. Однако для уплотнений любого типа прорыв водородом масляного слоя приводит к выходу газа из корпуса генератора, что создает аварийную ситуацию с возможностью пожара и взрыва водорода;
и) демпферный бак системы уплотнений генератора предназначен для быстродействующего резервирования подачи масла при переключениях масляных насосов, а также при выбеге турбоагрегата в случае отказа всех источников маслоснабжения уплотнений. Высота установки демпферного бака соответствует сумме минимально до-
пустимого перепада давлений масла и водорода и падения напора в трубопроводе от бака к уплотнениям. Демпферный бак имеет ограниченный объем (1,5 — 2 м3), чем обеспечивается продолжительность резервирования при выбеге примерно 6—15 мин в зависимости от типа турбогенератора. При нормальной работе уровень масла находится над баком в трубе, соединенной с газовым объемом генератора. При понижении уровня персонал должен принять меры к его восстановлению. Недопустимое понижение уровня масла в демпферном баке свидетельствует о наличии неисправностей в системе;
к) об опасности прекращения подачи масла на уплотнения генератора уже упоминалось в пунке “з”. Очевидно, что такая же опасность возникает при отключении всех масляных насосов системы уплотнений вала генератора (для безынжекторных схем маслоснабжения);
л) при отключении генератора из-за внутренних повреждений защита воздействует также и на отключение турбины. Немедленный останов турбины необходим, так как продолжение вращения ротора может вызвать развитие повреждений в генераторе;
м) давление в конденсаторе (вакуум) в значительной мере определяет температурное состояние деталей части низкого давления: диафрагм (сопловых лопаток), выхлопного патрубка и рабочих лопаток последних ступеней. При ухудшении вакуума элементы проточной части — сопловые и рабочие лопатки и цилиндр) нагреваются за счет повышения температуры насыщения, а также тепла, получаемого в результате увеличивающихся потерь на трение. Чем выше давление в конденсаторе (ниже вакуум), тем потери выше и, следовательно, выше температура деталей части низкого давления. Чрезмерный перегрев выхлопной части турбины может привести к недопустимому относительному изменению ротора и цилиндра низкого давления, нарушению центровки валопровода и, соответственно, вибрации и задеваниям в проточной части. Кроме этого, при значительном перегреве выхлопной части низкого давления может произойти контакт вращающихся и неподвижных деталей в опорных подшипниках и уплотнениях вала генератора. Предельные значения давления в конденсаторе для срабатывания защиты на отключение устанавливаются заводом — изготовителем турбины;
н) для последних ступеней турбин с противодавлением опасен режим с резким понижением давления пара в выхлопном патрубке ниже расчетного при высокой нагрузке турбины. В этих случаях увеличивается перепад давлений на последней ступени, что может привести к ее повреждению и последующему разрушению проточной части и агрегата в целом;
о, п, р) возникновение внезапной сильной вибрации турбоагрегата свидетельствует о повреждении проточной части (поломке лопаток, сильных задеваниях вращающихся и неподвижных деталей, прогибе ротора) или повреждениях в генераторе.
Кроме вибрации признаками повреждения проточной части могут быть удары различной силы, посторонние звуки и шум в проточной части, дым и искры из уплотнений турбины и генератора;
с) понижение температуры свежего пара при сохранении номинальной нагрузки приводит к перегрузке проточной части, а также к увеличению влажности пара в последних ступенях турбины. В инструкциях по эксплуатации турбоустановок обычно имеется указание о необходимости снижать нагрузку турбины (вплоть до полного разгружения) при понижении температуры пара перед турбиной;
Недопустимое понижение температуры свежего пара или пара промперегрева перед турбиной может быть следствием, например, нарушения режима работы котла, неудовлетворительной работы средств регулирования температуры. Поступление “холодного” пара может привести к большим температурным напряжениям в паровпускных органах, роторе турбины, вызвать прогиб, недопустимое относительное сокращение ротора и другие отрицательные последствия, связанные с быстрым изменением температуры деталей турбины;
т) гидравлические удары в паропроводах свежего пара, промперегрева или в турбине, как правило, свидетельствуют о заборе воды, сопровождающемся:
—резким понижением температуры свежего пара или пара промперегрева;
—появлением влажного (белого) пара из фланцев паропроводов, стопорных клапанов, сальников арматуры,уплотнений турбины;
—металлическим шумом и ударами в цилиндре турбины, увеличением осевого сдвига ротора;
—ударами в трубопроводах отборов;
у) об аварийных ситуациях, связанных с появлением трещин и разрывов маслопроводов уже упоминалось в пункте “ж”. Появление разрывов и трещин в главных паропроводах, паропроводах отборов, трубопроводах питательной воды и основного конденсата также представляет большую опасность для людей и оборудования;
ф, х) в современных мощных турбогенераторах охлаждение обмоток статора производится дистиллированной водой, циркулирующей в специальном контуре с насосами охлаждения обмоток статора. Роторы генератора охлаждаются циркулирующим в корпусе генератора водородом (воздухом — для генераторов небольшой мощности). В свою очередь, водород охлаждается в газоводяных теплообменниках охлаждающей водой, подаваемой, как правило, специальными насосами, называемыми часто насосами газоохладителей. Прекращение протока воды в системах охлаждения генератора может быть вызвано отказами в работе насосов, арматуры, неправильными действиями персонала при переключениях в схемах и другими причинами. Во всех случаях недопустимого снижения расхода охлаждающей воды или прекращения ее протока и невозможности (в течение выдержки времени срабатывания защиты — 2 мин для системы охлаждения статора и 3 мин для системы газоохладителей) восстановления нормальной работы систем охлаждения турбоагрегат должен быть отключен;
ц) при исчезновении напряжения на устройствах дистанционного и автоматического управления или на всех КИП становится невозможным не только управление, но и наблюдение за работой оборудования. Персонал оказывается бессильным принять какие-либо меры к предупреждению опасных режимов и предотвратить возможное повреждение оборудования, В этих условиях персонал должен как можно быстрее выполнить действия по ручной остановке турбины. В местных должностных и противоаварийных инструкциях должен быть указан порядок действий персонала в данной аварийной ситуации;
ч) порядок действий персонала в случае возникновения кругового огня на контактных кольцах ротора турбогенератора, вспомогательного генератора или коллекторе возбудителя должен быть указан в местных должностных и противоаварийных инструкциях;
ш) при глобальных отказах ПТК, связанных с отказом всех операторских станций в оперативном контуре щита управления, отказом обоих сегментов системной шины или отказом одной или нескольких стоек нижнего уровня оператор должен остановить оборудование турбоустановки соответствующими резервными или штатными органами управления, действующими через ПТК и (или) помимо ПТК на управление исполнительными устройствами.