Турбіна повинна бути негайно зупинена (відключена) персоналом, енергетика
при відмові в роботі зашитий або прііх відсутності у випадках:
а) підвищення частоти обертання ротора понад ус-тавки спрацьовування автомата безпеки;
в) недопустимого зміни положення роторів
щодо циліндрів;
г) недопустимого зниження тиску масла (вогнестійкої рідини) в системі мастила;
е) недопустимого підвищення температури масла
на зливі з будь-якого підшипника, підшипників уплот-нений вала генератора, будь колодки упорного підшипника турбоагрегату;
з) недопустимого зниження перепала тисків
"Масло-водень" в системі ущільнень вала тур-богенератора;
і) недопустимого зниження рівня масла вдемпферном баку системи маслоснабжения ущільненням-ний вала турбогенератора;
к) відключення всіх масляних насосів сістемиводородного охолодження турбогенератора (для безин-жекторних схем маслоснабжения ущільнень);
л) відключення турбогенератора через внутреннегоповрежденія;
н) недопустимого перепаду тисків на последнейступені у турбін з протитиском;
о) раптового підвищення вібрації турбоагрегату;
п) появи металевих звуків і незвичайних шумів усередині турбіни або турбогенератора;
р) появи іскор або диму з підшипників іконцевих ущільнень турбіни або турбогенератора;
з) недопустимого зниження температури свіжо-го пара або пара після промперегрева;
т) появи гідравлічних уларов в паропрово-дах свіжої пари, промперегрева або в турбіні;
у) виявлення розриву або наскрізний тріщини нанеотключаемих ділянках маслопроводів і трубопро-водів пароводяного тракту, вузлах паророзподілу;
ф) припинення протоку охолоджувальної води черезстатор турбогенератора;
х) недопустимого зниження витрати охолоджувальної води на Газоохолоджувачі;
і) зникнення напруги на пристроях Дистан-ційного та автоматичного управління або на всехКІП;
ч) виникнення кругового вогню на контактнихкольцах ротора турбогенератора, вспомогательногогенератора або колекторі збудника;
ш) відмови програмно-технічного комплексу АСУТП, що приводить до неможливості управління всім обладнанням турбоустановки або його контролю.
Необхідність зриву вакууму при отключеніітурбіни повинна бути визначена місцевої інструкціями-їй відповідно до вказівок заводу-виготовлювача.
У місцевій інструкції повинні бути дані четкіеуказанія про неприпустимих відхиленнях значень кон-троліруемих величин по агрегату.
Аналіз найбільш важких аварій показує, що в багатьох випадках обладнання залишилося б непошкоджений-ним або незначно пошкодженим, якби воно сво-евременно відключалася при появі на ньому ознак відхилення від нормального режиму роботи. Современ-ні турбіни забезпечені автоматичними захистами, пре-дупреждающімі виникнення і подальший розвиток
аварій устаткування при неприпустимих відхиленнях низки контрольованих величин. Однак не всі аварійні ситу-ації можуть бути зафіксовані датчиками, не виключено-ється повністю і можливість відмови в роботі мають-ся автоматичних захистів. Тому турбіни оснащені кнопками аварійного відключення (на щиті управління і за місцем). У всіх випадках, що розглядаються в даному пункті, турбіна повинна бути негайно відключена пер-соналом при відсутності або відмові в роботі автоматичні-ких захистів:
а) при підвищенні частоти обертання роторів турбоаг-регата понад номінальну, наприклад при скиданні навантаженням-ки, деталі ротора, особливо диски і робочі лопат-ки останніх ступенів турбін великої потужності, під-Вергал значним механічним напруженням під впливом відцентрових сил, що збільшуються пропор -ціонально квадрату частоти обертання. Вичерпання запа-са міцності може призвести до руйнувань дисків, ро-торів, підшипників і всього турбоагрегату. Підвищення частоти обертання до значень, що перевищують уставку сра-бативанія автомата безпеки, свідчить про те, що в системі регулювання, паророзподілу або са-мого автомата безпеки виникла несправність;
б) осьове зусилля, що діє на ротор, врівноважені-ється гідравлічними силами в наполегливому підшипнику турбіни. Значне збільшення осьового зусилля може привести до пошкодження наполегливої підшипника (виплав-лення баббита колодок) та в подальшому, в разі продовження подачі пари в турбіну, до серйозного пошкодження проточної частини турбіни через контакт обертаю-трудящих і нерухомих частин агрегату;
в) неприпустиме зміна відносного положення роторів турбіни, так само як і осьового положення, при-водить до зачіпанні в проточній частині та важким пошкоджень-деніям агрегату. Зміна відносного положення
роторів викликається нерівномірним прогріванням (охолонувши-ням) деталей статора і ротора турбіни, який, в свою чергу, визначається зміною температури або рас-ходу надходить в турбіну пара або (для циліндрів низького тиску) зміною вакууму в конденсаторі;
г) неполадки в системі змащення турбіни можуть приріст-ти до зменшення або повного припинення надхо-ня масла на підшипники. Подібні неполадки створюють небезпечну ситуацію на турбоагрегаті, що загрожує важкої аварією з виплавленням підшипників, тому насоси маслоснабжения мають резервні агрегати і влаштування їх аварійного включення в разі відмови працюючих насосів або падіння тиску масла на змащення. При отка-зе в спрацьовуванні пристрою АВР, несправності резер-вних насосів або значною течі масла тиск пос-Ледней на мастило може впасти до неприпустимо низького рівня;
д) зниження рівня масла в маслобаку може свиде-тельствовать про виниклу витік робочої рідини з системи. Якщо зниження рівня має місце лише в чи-стом відсіку, то це свідчить про забруднення сіток маслобака. Зниження рівня в маслобаку нижче гранично допустимого значення, що визначається заводом-виготовлювачем-телем, може привести до зриву масляних насосів і пре-кращения подачі масла на підшипники;
е) підвищення температури масла на зливі з підшипників може бути наслідком порушення механічні-кого стану підшипників, ущільнень вала генерато-ра, погіршення якості олії, незадовільною ра-боти маслоохладителей, системи кінцевих ущільнень турбіни. Підвищення температури масла, що зливається
з наполегливої підшипника, або підвищення температури його колодок може бути викликано також збільшенням сумарною-ного осьового зусилля, що діє на ротор. Своевремен-ве відключення турбіни через підвищення температури
масла на зливі з підшипників або колодок наполегливої під-шіпніка дозволить запобігти серйозним аварії з ушкодженнями підшипників, займанням масла і т.д;
ж) протікання через нещільності фланцевих з'єднань-ний маслосистеми, арматуру можуть привести до воспламе-рівняно масла при попаданні його на гарячі поверхні обладнання і трубопроводів. Особливо це небезпечно при появі тріщин, розривів маслопроводов, руйнуванні вузлів і механізмів турбіни, генератора, живильних пристроїв, пов'язаних з маслосистема, що призводить до силь-ним (фонтануючим) течам масла і сильному пожежі в машинному залі електростанції. Тому при возникно-веніі пожежі слід зупинити турбоагрегат негайно-но викликати спеціальну пожежну команду і приступити до ліквідації вогнища горіння, використовуючи первинні середовищ-ства пожежогасіння.
Якщо турбіна оснащена спеціальною системою запобігання утворення-рощення розвитку горіння масла, персонал вводить її в дію, що призводить до автоматичного відключення турбо-ни, генератора, зриву вакууму, останову робочих насосів змащення і введенню заборон на включення резервних і ава-рійних насосів змащення і насосів системи регулювання.
При експлуатації генераторів з водневим охлаж-ням небезпека виникнення пожежі полягає в можливості утворення вибухонебезпечної суміші водню з повітрям в корпусі генератора, в апаратах і трубо-проводах газової системи при порушеннях режимів експлуатації останніх, а також при загорянні водню, що виходить з системи через нещільності.
Суміш водню з повітрям є вибухонебезпечною при вмісті в ній водню від 4 до 75% за обсягом. Займання суміші може відбуватися від відкритого вогню, місцевого нагріву, при швидкому закінченні газу.
Особливо небезпечно утворення вибухонебезпечної суміші водню з повітрям в корпусі генератора, так як в великих замкнутих обсягах можливо детонационное займання суміші, що протікає при поширенні пла-мени з надзвуковими швидкостями і створює тиску-ня, якого не витримує оболонка корпусу.
При загорянні струменя водню слід припинити до-ступ кисню повітря до місця горіння, наклавши на міс-то витоку щільну асбестовую тканину або надіславши на полум'я струмінь інертного газу.
Якщо загораненіе водню не вдається ліквідувати, слід відключити турбіну, вимкнути генератор з мережі і вжити заходів до витіснення водню з системи інер-тним газом;
з) для нормального функціонування системи водо-родного охолодження генератора перепад тисків масло-водень повинен знаходитися в межах, що задаються заво-будинок - виробником генератора. У випадках відмови регу-ром перепаду тисків, відключення джерел маслоснабжения ущільнень і відмови пристроїв АВР тиску-ня масла на ущільнення знижується, що призводить до зменшення несучої здатності масляного клина і погіршення охолодження бабітового залив вкладишів підшипників. При цьому для ущільнень торцевого типу неминучі перегрів і виплавлення бабіту, а також по-врежденіе треться поверхні наполегливої диска. Для циліндричних ущільнень небезпека виплавлення баб-біта невелика. Однак для ущільнень будь-якого типу про-рив воднем масляного шару призводить до виходу газу з корпуса генератора, що створює аварійну ситуацію з можливістю пожежі і вибуху водню;
і) демпферний бак системи ущільнень генератора призначений для швидкодіючого резервування подачі масла при перемиканні масляних насосів, а також при вибігу турбоагрегату в разі відмови всіх ис-джерел маслоснабжения ущільнень. Висота установки демпферного бака відповідає сумі мінімально до-
допустимих перепаду тисків масла і водню і падіння напору в трубопроводі від бака до ущільнень. Демпфер-ний бак має обмежений обсяг (1,5 - 2 м 3), ніж забезпе-чується тривалість резервування при ви-бігу приблизно 6-15 хв в залежності від типу турбоге-нератора. При нормальній роботі рівень масла знаходиться над баком в трубі, з'єднаної з газовим об'ємом гені-ратора. При зниженні рівня персонал повинен вжити заходів до його відновлення. Неприпустиме зниження рівня масла в демпферному баку свідчить про наяв-ності несправностей в системі;
к) про небезпеку припинення подачі масла на уплот-вати генератора вже згадувалося у пунктах пропуску через "з". Очевидний-но, що така ж небезпека виникає при відключенні всіх масляних насосів системи ущільнень вала генератора (для безинжекторних схем маслоснабжения);
л) при відключенні генератора через внутрішні по-врежденій захист впливає також і на відключення турбіни. Негайний останов турбіни необхідний, так як продовження обертання ротора може викликати роз-нення пошкоджень в генераторі;
м) тиск в конденсаторі (вакуум) в значній мірі визначає температурний стан деталей частині низького тиску: діафрагм (соплових лопаток), вихлоп-ного патрубка і робочих лопаток останніх ступенів. При погіршенні вакууму елементи проточної частини - сопло-ші і робочі лопатки і циліндр) нагріваються за рахунок підвищення температури насичення, а також тепла, по-променя в результаті збільшуються втрат на тре-ня. Чим вище тиск в конденсаторі (нижче вакуум), тим втрати вище і, отже, вище температура де-талей частини низького тиску. Надмірний перегрів вих-лопни частини турбіни може привести до неприпустимого відносного зміни ротора і циліндра низького тиску, порушення центрування валопровода і, відповідно, вібрації і зачіпанні в проточній частині. Кро-ме цього, при значному перегріві вихлопної частини низького тиску може відбутися контакт обертають-ся і нерухомих деталей в опорних підшипниках і ущільненнях вала генератора. Граничні значення тиску-ня в конденсаторі для спрацьовування захисту на відключені-ня встановлюються заводом - виробником турбіни;
н) для останніх ступенів турбін з протитиском небезпечний режим з різким пониженням тиску пара в вих-лопни патрубку нижче розрахункового при високому навантаженні турбіни. У цих випадках збільшується перепад тисків на останньому щаблі, що може привести до її пошкоджень-ня і подальшого руйнування проточної частини і агрегати в цілому;
о, п, р) виникнення раптової сильної вібрації турбоагрегату свідчить про пошкодження проточної частини (поломки лопаток, сильних зачіпанні обертових і нерухомих деталей, прогині ротора) або ушкодженням-ниях в генераторі.
Крім вібрації ознаками пошкодження проточної частини можуть бути удари різної сили, сторонні зву-ки і шум в проточній частині, дим і іскри з ущільнень турбіни і генератора;
з) зниження температури свіжої пари при сохране-ванні номінального навантаження призводить до перевантаження про-точної частини, а також до збільшення вологості пара в останніх щаблях турбіни. В інструкціях по екс-плуатації турбоустановок зазвичай є вказівка про необхідність знижувати навантаження турбіни (аж до пів-ного розвантаження) при зниженні температури пара пе-ред турбіною;
Неприпустиме зниження температури свіжої пари чи пари промперегрева перед турбіною може бути слід-наслідком, наприклад, порушення режиму роботи котла, не-задовільної роботи засобів регулювання температури. Надходження "холодного" пара може приріст-ти до великим температурним напруженням в паровпуска-них органах, роторі турбіни, викликати прогин, неприпустимий-моє відносне скорочення ротора і інші негативні-тільні наслідки, пов'язані зі швидкою зміною температури деталей турбіни;
т) гідравлічні удари в паропроводах свіжої пари, промперегрева або в турбіні, як правило, свідченням-ють про забір води, що супроводжується:
-різання зниженням температури свіжої пари чи пари промперегрева;
-поява вологого (білого) пара з фланців па-ропроводов, стопорних клапанів, сальників арматури, ущільнень турбіни;
-Металевий шумом і ударами в циліндрі турбо-ни, збільшенням осьового зсуву ротора;
-удар в трубопроводах відборів;
у) про аварійні ситуації, пов'язаних з появою тріщин і розривів маслопроводов вже згадувалося в пункті "ж". Поява розривів і тріщин в головних паропроводах, паропроводах відборів, трубопроводах живильної води і основного конденсату також представ-ляет велику небезпеку для людей і обладнання;
ф, х) в сучасних потужних турбогенераторах ох-лажденіе обмоток статора проводиться дистилюється-ванною водою, що циркулює в спеціальному контурі з насосами охолодження обмоток статора. Ротори гені-ратора охолоджуються циркулюючим в корпусі гені-ратора воднем (повітрям - для генераторів невеликих шой потужності). У свою чергу, водень охолоджується в газоводяних теплообменниках охолоджуючої водою, яка подається, як правило, спеціальними насосами, на-зване часто насосами газоохолоджувачів. Припи-нення протоку води в системах охолодження генерато-ра може бути викликано відмовами в роботі насосів, арматури, неправильними діями персоналу при перемиканні в схемах і іншими причинами. У всіх випадках неприпустимого зниження витрати охолоджую-щей води або припинення її протоки і неможливо-сті (протягом витримки часу спрацьовування захисту і-ти - 2 хв для системи охолодження статора і 3 хв для системи газоохолоджувачів) відновлення нормаль-ної роботи систем охолодження турбоагрегат повинен бути відключений;
ц) при зникненні напруги на пристроях дис-танціонного і автоматичного управління або на всіх КВП стає неможливим не тільки управління, а й спостереження за роботою обладнання. Персонал ока-ни опиняються безсилим прийняти будь-які заходи до пре-дупреждения небезпечних режимів і запобігти мож-ли пошкодження обладнання, В цих умовах персонал повинен якомога швидше виконати дії по ручної зупинці турбіни. У місцевих посадових і протиаварійних інструкціях повинен бути вказаний порядок дій персоналу в даній аварійної ситуа-ції;
ч) порядок дій персоналу в разі возникнове-ня кругового вогню на контактних кільцях ротора турбо-генератора, допоміжного генератора або колекторі збудника повинен бути зазначений в місцевих посадових і протиаварійних інструкцій;
ш) при глобальних відмовах ПТК, пов'язаних з відмовою всіх операторських станцій в оперативному контурі щита управління, відмовою обох сегментів системної шини або відмовою однієї або декількох стійок нижньо-го рівня оператор повинен зупинити обладнання турбоустановки відповідними резервними або штатними органами управління, які діють через ПТК і (або) крім ПТК на управління виконавець-ними пристроями.