2015-10-13
1199
2.
2.1. НАЗНАЧЕНИЕ И ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ.
В настоящей Инструкции приведен порядок предупреждения и ликвидации технологических нарушений на ТЭЦ ВАЗа.
В Инструкции рассматриваются только наиболее характерные аварийные ситуации.
В ситуациях, не указанных в Инструкции, персонал должен действовать в соответствии с производственными инструкциями и реальной обстановкой.
При ликвидации аварийных ситуаций действия оперативного персонала направляются:
· на устранение опасности для обслуживающего персонала и оборудования, не затронутого технологическим нарушением;
· на предотвращение развития и локализацию технологического нарушения;
· на восстановление в кратчайший срок электро- и теплоснабжения потребителей;
· на создание наиболее надежной послеаварийной электрической и тепловой схем и максимально возможной нагрузки электростанции.
2.2. ОБЩИЕ УКАЗАНИЯ ОПЕРАТИВНОМУ ПЕРСОНАЛУ
ПРИ ЛИКВИДАЦИИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ НАРУШЕНИЙ.
Аварийной ситуацией является всякое изменение в нормальной работе
оборудования, которое создает угрозу бесперебойной работе по диспетчерскому графику котла, турбины, электростанции в целом или сохранности оборудования и создает опасность для обслуживающего персонала.
Каждый работник электростанции во время дежурства является лицом, ответственным за правильное обслуживание и безаварийную работу всего оборудования на порученном участке.
Важным условием бесперебойной работы является сохранение персоналом спокойствия при изменении режима или возникновении неполадок, дисциплинированное и сознательное выполнение указаний, производственных инструкций и распоряжений вышестоящего персонала, недопущение суеты, растерянности, вмешательства в работу посторонних лиц и нарушения единоначалия в смене.
При возникновении аварийной ситуации перед эксплуатационным персоналом стоят следующие задачи:
· составить общее представление о том, что случилось, по показаниям приборов, сигнализации, телемеханики, по внешним признакам;
· устранить опасность для персонала и оборудования, вплоть до отключения последнего, если этого требует необходимость;
· не вмешиваться в работу автоматических устройств, если это не предусмотрено производственными инструкциями;
· обеспечить нормальную работу оборудования, оставшегося в работе, а также механизмов с.н. электростанции;
· выяснить место, характер и объем повреждения.
ПРИ ЛИКВИДАЦИИ АВАРИНОЙ СИТУАЦИИ В ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЧАСТИ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ В ПЕРВУЮ ОЧЕРЕДЬ ДОЛЖНЫ БЫТЬ ПРИНЯТЫ МЕРЫ ПО ОБЕСПЕЧЕНИЮ ПИТАНИЯ МЕХАНИЗМОВ С.Н. И СИСТЕМ УПРАВЛЕНИЯ.
Оперативный персонал должен производить ликвидацию технологических нарушений, не отвлекаясь на операции связанные с решением второстепенных задач, сосредоточив свое внимание на решении главных вопросов.
Все переключения в аварийных условиях производятся оперативным персоналом в соответствии с нормативными документами, должностными и производственными инструкциями при обязательном применении всех защитных средств без специального напоминания об этом со стороны вышестоящего оперативного персонала, отдающего команды.
При ликвидации технологических нарушений дежурный персонал не должен приближаться на опасное расстояние к токоведущим частям и проникать за ограждение.
Оперативный персонал должен помнить, что при технологических нарушениях, связанных с потерей напряжения, оно может быть подано вновь в любой момент без предупреждения.
В работу защит оперативному персоналу вмешиваться ЗАПРЕЩАЕТСЯ, лишь при отказе действия защиты, персонал должен выполнять ее функции.
Распоряжения, отдаваемые оперативному персоналу, должны быть краткими и понятными. Полученная команда должна быть повторена исполняющим ее лицом.
Отдающий и принимающий команду должны четко представлять порядок производства всех намеченных операций и допустимость их выполнения по состояния схемы и режиму оборудования. Исполнению подлежат только те распоряжения, которые получены от непосредственного руководителя, лично известного лицу, получающему распоряжение.
Немедленно, после ликвидации аварийной ситуации, оперативный персонал должен записать в оперативный журнал или суточную ведомость все обстоятельства с указанием времени возникновения или нарушения режима и времени проведения основных мероприятий.
2.3. ОБЯЗАННОСТИ, ВЗАИМОДЕЙСТВИЯ И ФУНКЦИИ ОПЕРАТИВНОГО ПЕРСОНАЛА ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ ПРИ ЛИКВИДАЦИИ
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ НАРУШЕНИЙ.
Ликвидация аварийных ситуаций на электростанции осуществляется оперативным персоналом, находящимся на смене, под непосредственным руководством начальника смены электростанции. Ликвидацией аварийных ситуаций в цехе руководит начальник смены цеха.
О каждой операции по ликвидации аварийной ситуации следует докладывать вышестоящему оперативному персоналу, не дожидаясь опроса. Руководство цеха и электростанции извещается о происшедшем и о принятых мерах после проведения тех операций, которые следует выполнять немедленно.
При ликвидации технологического нарушения все команды диспетчера Самарского РДУ по вопросам входящим в его компетенцию, должны выполняться немедленно, за исключением команд, выполнение которых может создать угрозу жизни и здоровью людей, угрозу повреждения оборудования.
Если команда диспетчера Самарского РДУ представляется подчиненному персоналу ошибочной, начальник смены электростанции обязан указать на это диспетчеру. В случае подтверждения диспетчером своей команды, начальник смены электростанции обязан ее выполнить.
О своем отказе выполнить заведомо неправильную диспетчерскую команду, начальник смены электростанции обязан сообщить диспетчеру, отдавшему такую команду, и техническому руководителю предприятия.
Диспетчер РДУ, ДКДЦ должны быть информированы начальником смены электростанции о возникновении аварийной ситуации немедленно и по мере выявления ее обстоятельств. Об аварийных ситуациях ликвидируемых оперативным персоналом самостоятельно, сообщается после их ликвидации.
В аварийной ситуации оперативный персонал обеспечивается первоочередной связью, а в случае необходимости по его требованию прерываются остальные переговоры.
Лицам, не из числа оперативного персонала, использовать оперативно-диспетчерские каналы связи запрещается.
Начальник смены электростанции во время ликвидации общестанционной аварийной ситуации должен находиться, как правило, в помещении ГЩУ, а уходя из него должен указать свое местонахождение.
Начальники смен тепловых цехов и старшие машинисты во время ликвидации аварийных ситуаций должны находиться, как правило, на своих рабочих местах и принимать все меры, направленные на поддержание нормальной работы оборудования. Начальники смен цехов, покидая рабочее место, обязаны указать свое местонахождение. Местонахождение начальника смены электроцеха при ликвидации аварийной ситуации определяется сложившейся обстановкой, о чем уведомляется начальник смены электростанции.
Во время ликвидации аварийной ситуации персонал, непосредственно обслуживающий оборудование, остается на рабочих местах, принимая все меры к сохранению оборудования в работе, а если это невозможно – к его отключению. Уходя, персонал сообщает о своем местонахождении вышестоящему оперативному персоналу. Оставлять рабочее место можно только:
а) при явной опасности для жизни;
б) для оказания первой помощи пострадавшему при несчастном случае;
в) для принятия мер к сохранению целостности оборудования;
г) по распоряжению лица, руководящего ликвидацией технологического нарушения.
Персонал смены станции, на оборудовании которого режим не был нарушен, обязан усилить контроль за работой оборудования, внимательно следить за распоряжениями руководителя ликвидации аварийной ситуации и быть готовым к действиям в случае распространения аварийной ситуации на его участок.
Персонал, не имеющий постоянного рабочего поста (обходчик, дежурный слесарь и др.) при возникновении аварийной ситуации немедленно поступает в распоряжение непосредственного руководителя.
Приемка и сдача смены во время ликвидации технологического нарушения не производится. Пришедший на смену оперативный персонал используется по усмотрению лица, руководящего ликвидаций технологических нарушений.
При затянувшейся ликвидации технологического нарушения, в зависимости от его характера, допускается сдача смены с разрешения вышестоящего оперативно-диспетчерского персонала.
В тех случаях, когда при ликвидации технологического нарушения, операции проводятся на оборудовании, не находящемся в оперативном управлении или ведении вышестоящего оперативно- диспетчерского персонала, сдача смены допускается с разрешения вышестоящего оперативного персонала энергообъекта, на котором произошло технологическое нарушение.
После ликвидации аварийной ситуации лицо, руководящее ликвидацией аварийной ситуации, обеспечивает сбор объяснительных записок персонала, участвовавшего в ликвидации аварийной ситуации, составляет сообщение об аварийной ситуации в установленной форме, организует разбор аварийной ситуации с персоналом, участвовавшим в ее ликвидации и другими лицами, необходимыми для выяснения причин аварийной ситуации и определения мер по восстановлению нормального положения.
Начальник смены электростанции помимо сообщения о технологических нарушениях и нарушениях режима на самой электростанции ставит в известность диспетчера Самарского РДУ, ДКДЦ также о следующих нарушениях:
· автоматических включениях, отключениях ВЛ и оборудования;
· исчезновении напряжения;
· перегрузках и резких изменениях режима работы транзитных ВЛ и
трансформаторов, по которым осуществляется связь с системой;
· возникновении несимметричных режимов на генераторах, ВЛ,
трансформаторах;
· снижении напряжения в контрольных точках;
· повышении напряжения в контрольных точках;
· перегрузке генераторов и работе форсировки АРВ;
· возникновении качаний;
· внешних признаках коротких замыканий, как на электростанции, так и вблизи
нее;
· работе защит на сигнал и отключение, о работе АВР, АПВ, АЧР, ЧДА;
· о потере собственных нужд, оперативного тока;
· о неисправности в системе воздухоснабжения выключателей;
· о перегрузке трансформаторов;
· о резких изменениях напряжения и частоты;
· о неисправностях устройств релейной защиты и противоаварийной автоматики
или их цепей;
· о причинах отключения оборудования, ВЛ.
Оперативному персоналу предоставляется право на самостоятельные действия по ликвидации с последующим уведомлением вышестоящего оперативного персонала:
а) независимо от наличия или потери связи с вышестоящим оперативным персоналом;
б) только при потере связи с соответствующим вышестоящим оперативным персоналом.
ПРИМЕЧАНИЕ: потерей связи считается не только нарушение всех видов связи, но и невозможность в течение 2-3 минут связаться с вышестоящим оперативным персоналом из-за его занятости, плохой слышимости и перебоев в работе связи. Наряду с действиями по ликвидации аварийной ситуации необходимо принять все меры для восстановления связи.
2.3.1. ПЕРЕЧЕНЬ САМОСТОЯТЕЛЬНЫХ ДЕЙСТВИЙ ДЕЖУРНОГО
ПЕРСОНАЛА ТЭЦ ВАЗА ВЫПОЛНЯЕМЫХ ПРИ
ВОЗНИКНОВЕНИИ НАРУШЕНИЙ НОРМАЛЬНОГО РЕЖИМА.
1. При несчастных случаях, при непосредственной угрозе безопасности людей или целостности оборудования разрешается отключать любое оборудование.
2.При возникновении пожара, тушение которого возможно только после снятия
напряжения с оборудования (участка распредустройства), разрешается отключение этого оборудования.
3. При аварийном отключении транзитной ВЛ-220 кВ при наличии встречного (от системы) напряжения производить синхронизацию на выключателе линии с помощью устройства АПВ с контролем синхронизма или методом точной ручной синхронизации. Наличие напряжения от системы должно быть подтверждено диспетчером Самарского РДУ.
4. При отделении части станции (или всей станции) от системы по причине, не связанной с понижением частоты в системе, персонал должен незамедлительно отрегулировать частоту и напряжение на генераторах и произвести синхронизацию отделившейся части станции.
5. Во время аварийной ситуации при отключении генераторов без повреждения оборудования персонал должен немедленно синхронизировать их с системой (в соответствии с указаниями инструкции по эксплуатации т/генераторов ТЭЦ ВАЗа).
6. При снижении частоты в системе до уровня 47,0 Гц, угрожающего срывом работы С.Н. и при отказе (выводе из работы) частотной делительной автоматики персонал вручную производит отделение 1, 2, 3, 4 сек. 110 кВ со всеми работающими генераторами на сек.110 кВ. Собственные нужды ТГ-9,10,11 запитываются от резервных шинопроводов 6,3 кВ с перерывом питания. В зависимости от баланса мощностей отделение происходит отключением В-110-5ГТ и В-110-6ГТ (при положительном балансе) и отключением В-220-5ГТ, В-220-6ГТ (при отрицательном балансе мощностей).
7. При обесточении сборных шин 110 кВ от действия ДЗШ или НДЗШ, или резервных защит питающих присоединений и при отказе АПВ шин (при выводе его из работы), персонал должен немедленно однократно вручную поставить под напряжение сборные шины во время аварийной ситуации без их предварительного осмотра.
8. При обесточении сборных шин 110 кВ от действия УРОВ, вызванного к.з. на присоединении и отказом его выключателя, персонал должен попытаться дистанционно отключить отказавший выключатель и при успешном его отключении однократно вручную подать напряжение на сборные шины без их осмотра.
9. После успешной подачи напряжения на обесточенные шины 110 кВ (220 кВ) от АПВ шин или вручную, персонал должен немедленно включить тупиковые линии, отключившиеся от ДЗШ или УРОВ, (не включать дефектное присоединение).
10. При обнаружении при осмотре поврежденных участков распредустройств и поврежденного оборудования, персонал должен немедленно отделить его от действующей схемы ближайшими выключателями и разъединителями.
11. При потере С.Н. станции, персонал должен принять меры к скорейшему восстановлению их питания с шин 110 кВ, при отсутствии напряжения на шинах, сообщить об этом диспетчеру и подготовить схему подачи напряжения на шины 110 кВ:
· по ВЛ 220 кВ ВАЗ-1(ПС Левобережная)
· по ВЛ 220 кВ ВАЗ-3 (ПС Азот) (см. Схемы подачи напряжения на собственные нужды ТЭЦ Волжского автозавода в условиях наиболее тяжелых нарушений работе Тольяттинского энергорайона Самарской энергосистемы, связанных с полной остановкой оборудования ТЭЦ Волжского автозавода и отсутствием напряжения на шинах собственных нужд)
· от ТоТЭЦ по ВЛ-110кВ, ВДН –1 и ВДН –2 (или Стройбаза и Город –2) (см. инструкцию по обеспечению питания С.Н. ТЭЦ ВАЗ и Указания по обеспечению питания С.Н. ТЭЦ ВАЗа от других объектов при аварийном погашении станции).
12. При отключении генератора защитой от внешних к.з. (например, МТЗ) из-за к.з. в сети или на шинах станции, персонал должен включить его в сеть без предварительного осмотра.
13. При отключении трансформаторов защитами от внешних к.з. (защиты от внутренних повреждений не работали) и отсутствии или отказе АПВ шин (или АВР) персонал должен немедленно без осмотра включить отключившийся трансформатор.
14. В случае автоматического отключения трансформатора действием защит от внутренних повреждений (дифференциальной или газовой защиты), трансформатор можно включать в работу только после осмотра, испытаний, анализа газа, масла и устранения выявленных нарушений.
15. При срабатывании газовой защиты трансформатора на «сигнал», оперативный персонал обязан сообщить диспетчеру Самарского РДУ, ДКДЦ, разгрузить и отключить трансформатор и с соблюдением требований ПТБ произвести внешний осмотр, отбор газа из реле для анализа и проверки на горючесть (время выполнения мероприятий по разгрузке и отключению трансформатора должно быть минимальным). Если газ в реле не горючий, отсутствуют признаки повреждения трансформатора, а его отключение вызвало недоотпуск электроэнергии, то трансформатор может быть немедленно включен в работу до выяснения причин срабатывания газового реле на «сигнал». Продолжительность работы трансформатора в этом случае устанавливается директором-главным инженером ТЭЦ ВАЗа.
16. При изменении схемы коммутаций во время ликвидации аварийной ситуации, персонал должен своевременно производить необходимые изменения уставок РЗА в соответствии с указаниями инструкций и оперативно-ремонтных схем.
17. Производя указанные самостоятельные действия при ликвидации технологических нарушений, оперативный персонал должен руководствоваться следующим:
а) подавать напряжение толчком без осмотра на погашенное оборудование следует лишь в том случае, когда имеется срочная необходимость по вводу этого оборудования для восстановления энергоснабжения потребителей, питания С.Н., создание схемы синхронизации, устранение перегрузки оборудования;
б) при включении оборудования на к.з. (о чем свидетельствует показание приборов: бросок стрелки амперметра до упора, глубокое, почти до ноля снижение напряжения, отсутствия потребления активной мощности), следует отключить его вручную.
В отличие от к.з., при режиме самозапуска напряжение снижается незначительно, а активная нагрузка будет значительной;
в) подача напряжения на оборудование без его осмотра разрешается только в том случае, если в распредустройстве отсутствуют люди, при наличии людей в распредустройстве (обход, переключение, ремонтные работы) подача напряжения после его аварийного исчезновения разрешается только после получения сообщения о безопасности людей;
г) подача напряжения толчком во время ликвидации технологических нарушений производится независимо от числа к.з., отключенных выключателем до технологических нарушений: если после ликвидации аварийной ситуации окажется, что выключатель отключил больше допустимого числа к.з., он должен быть выведен в ремонт в кратчайший срок.
1.3.2. ПЕРЕЧЕНЬ САМОСТОЯТЕЛЬНЫХ ДЕЙСТВИЙ ДЕЖУРНОГО
ПЕРСОНАЛА, ВЫПОЛНЯЕМЫХ ПРИ ОТСУТСТВИИ СВЯЗИ
С ДИСПЕТЧЕРОМ САМАРСКОГО РДУ, ДКДЦ.
1. При отделении станции от системы с недостатком мощности и недопустимом снижении частоты до уровня 47,0 Гц, если использованием всех резервов активной мощности, в том числе и за счет теплосети, поднять частоту не удается, персонал обязан отключением тупиковых ЛЭП–110 кВ (по графику отключения потребителей) поднять частоту и синхронизироваться с системой, по мере роста частоты по команде диспетчера Самарского РДУ, ДКДЦ.
2. При отделении ТЭЦ от системы дежурный персонал самостоятельно применяет местный график отключения потребителей 110 кВ при снижении напряжения на шинах 110 кВ ниже допустимых пределов (см. таблицу аварийной перегрузки генераторов, блочных трансформаторов) по истечении времени перегрузки и других технологических нарушений на объекте, требующих аварийного снижения нагрузки.
3. Включение тупиковых ЛЭП, если их отключение не вызвано действием противоаварийной автоматики.
4. При отключении транзитных ВЛ-220 кВ ВАЗ-1 и ВАЗ-2 и ВЛ ВАЗ-3 (пропадание перетоков мощности) НСС (НСЭ) после появления встречного напряжения включает линию с контролем синхронизма, либо методом ручной синхронизации.
1.3.3. ПЕРЕЧЕНЬ ДЕЙСТВИЙ, КОТОРЫЕ ЗАПРЕЩАЕТСЯ
САМОСТОЯТЕЛЬНО ВЫПОЛНЯТЬ ОПЕРАТИВНОМУ
ПЕРСОНАЛУ ТЭЦ ВАЗ ПРИ ОТСУТСТВИИ СВЯЗИ
С ДИСПЕТЧЕРОМ САМАРСКОГО РДУ, ДКДЦ
1.Отключать коммутационные аппараты транзитных и тупиковых ЛЭП –220 кВ и ЛЭП –110 кВ при исчезновении напряжения на сборных шинах, за исключением случаев повреждения оборудования.
2.Включать тупиковые ЛЭП –110 кВ, отключенные по графикам аварийного ограничения потребителей, действием АЧР в связи с дефицитом мощности в системе.
3.Без проверки синхронизма включать транзитные ВЛ-220 кВ, автотрансформаторы 5ГТ, 6ГТ, несинхронное включение которых недопустимо.
1.3.4. ПРАВА И ОБЯЗАННОСТИ РУКОВОДЯЩЕГО
ТЕХНИЧЕСКОГО ПЕРСОНАЛА ПРИ ЛИКВИДАЦИИ
ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО НАРУШЕНИЯ.
Начальники и ИТР цехов, находящиеся на электростанции во время аварийной ситуации, должны участвовать в ее ликвидации, оказывать помощь оперативному персоналу, включая оценку ситуации и принятия оптимального решения.
Оперативный персонал, независимо от присутствия лиц административно-технического персонала несет личную ответственность за ликвидацию аварийной ситуации, единолично принимая решения и осуществляя мероприятия по восстановлению нормального режима.
Распоряжения руководителей электростанции и подразделений соответствующему оперативному персоналу по вопросам, входящих в компетенцию вышестоящего оперативного персонала, выполняются лишь по согласованию с последним.
Все оперативные переговоры с момента возникновения по ликвидации аварийной ситуации должны быть записаны на магнитофон или жесткий диск компьютера.
Директор-главный инженер электростанции имеет право отстранить от руководства ликвидации аварийной ситуации начальника смены электростанции, не справляющегося с ликвидацией аварийной ситуации, приняв руководство ликвидацией аварийной ситуации на себя или поручив его другому лицу. О замене необходимо поставить в известность диспетчера Самарского РДУ и подчиненный оперативный персонал.
Начальник цеха или заместитель имеет право отстранить от руководства ликвидации
аварийной ситуации начальника смены цеха, приняв руководство ликвидацией аварийной ситуации на себя или поручив его другому лицу. О замене необходимо поставить в известность начальника смены электростанции и оперативный персонал смены.
Передача руководства ликвидацией аварийной ситуации оформляется записью в оперативном журнале. Персонал, отстраненный от ликвидации аварийной ситуации, обязан оставаться на своем рабочем месте и выполнять распоряжения и указания лица, принявшего на себя руководство ликвидацией аварийной ситуации.
Во время ликвидации аварийной ситуации на щите управления имеют право находиться лишь лица непосредственно участвующие в ликвидации аварийной ситуации и лица из числа руководящего административно-технического персонала. Список последних утверждается техническим руководителем электростанции и вывешивается при входе на ГЩУ.
2. ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ И ЛИКВИДАЦИЯ АВАРИЙНЫХ СИТУАЦИЙ
ТЕПЛОМЕХАНИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ.
2.1. НАРУШЕНИЕ ТОПЛИВОСНАБЖЕНИЯ.
Подача мазута может быть прекращена или ограничена вследствие:
а) остановки мазутонасосной;
б) подачи в котельную сильно увлажненного мазута;
в) срыва работы мазутных насосов;
г) разрыва магистральных мазутопроводов или мазутопроводов в пределах котла;
д) ошибочных переключений в схеме мазутопроводов.
Наиболее характерными признаками нарушений в системе подачи мазута являются:
а) резкое понижение давления мазута в магистрали и после регулирующих мазутных
клапанов;
б) снижение или колебание расхода мазута;
в) снижение паропроизводительности барабанного котла;
г) появление течи мазута, а в случае разрыва мазутопровода в котельном отделении –
увеличение расхода и падение давления мазута.
Останов оборудования мазутонасосной может произойти в результате потери питания С.Н. из-за недостаточно надежной схемы питания мазутонасосной, а также при отказе АВР мазутных насосов.
Для восстановления нормального режима необходимо восстановить питание С.Н. мазутонасосной или полностью перейти на сжигание газообразного топлива.
Поступление к котлам сильно увлажненного мазута может быть вызвано:
· недостаточным удалением замазученных вод;
· недостаточным разогревом и перемешиванием мазута в расходных резервуарах;
· отсутствием контроля за влажностью мазута в расходных резервуарах.
При появлении признаков, характеризующих поступление в топку котла увлажненного мазута (резкое падение нагрузки, резкое изменение содержания кислорода, колебание разряжения в топке), необходимо срочно принять меры по предотвращению попадания влаги с топливом: увеличить рециркуляцию в расходных резервуарах, перейти на другой расходный резервуар, произвести перевод котла (котлов) на полное или частичное сжигание газа, принять меры к поддержанию нагрузки на котлах не ниже 300 т/час, чтобы не допускать обрыва факела.
При погасании факела в топке из-за поступления увлажнённого мазута котёл останавливается. Последующая растопка котла осуществляется на мазуте после выявления и устранения причины попадания воды с мазутом, а если это невозможно – производится растопка котла на газе.
Срыв работы мазутных насосов может произойти из-за недостаточного уровня мазута в мазутных баках, «запаривания» насосов, если не удален воздух из насосов перед их пуском и т.д.
При угрозе срыва работы насосов из-за малого запаса жидкого топлива необходимо:
· сосредоточить остатки жидкого топлива в одной из емкостей;
· потребовать увеличения подачи газа на электростанцию;
· перевести котлы на сжигание газа.
При разрыве магистрального мазутопровода с обильным выходом мазута и опасностью его возгорания, сопровождающимся резким снижением давления и возможным погашением котлов, работающих на мазуте, оперативный персонал должен:
· перевести газомазутные котлы на сжигание природного газа, принять меры к надежному отключению поврежденного мазутопровода задвижками со стороны котельной и мазутонасосной, вплоть до останова мазутонасосной, если это необходимо;
· немедленно организовать уборку пролитого мазута. В зоне разлива мазута немедленно прекратить все виды огневых работ. Одновременно с выполнением неотложных работ необходимо вызвать пожарную команду.
Техника пожаротушения должна быть развернута, и находиться в готовности к ликвидации возгорания до полной уборки пролитого мазута.
При разрыве мазутопровода в пределах котла (на участке мазутного кольца) оперативный персонал обязан:
а) немедленно погасить котел, отключить поврежденный участок мазутопровода, для чего закрыть на котлах 1-14 М-11,12,13, МО-3,4;
б) в случае невозможности немедленного отключения мазутопровода котла, закрыть секционные задвижки на группу котлов, а при отказе их в работе остановить мазутонасосную;
в) приступить к уборке пролитого мазута, не допуская его растекания;
г) убедиться, что течь мазута прекратилась;
д) вызвать пожарную команду, не дожидаясь загорания мазута (техника пожаротушения должна быть, развернута и находится в готовности к ликвидации загорания до полной уборки пролитого мазута) и организовать тушение в случае загорания, до прибытия пожарной команды;
е) оградить опасное место, не допуская посторонних лиц к месту повреждения;
ж) отключить на аварийном котле разводку газа и сжатого воздуха, электродвигатели и кабели, оказавшиеся в зоне пожара.
з) загрузить оставшиеся в работе котлы;
и) уровень в барабане остановленного котла поддерживать растопочным (+100 мм);
к) подготовить котел к растопке на газе, если это не угрожает загоранию мазута.
Подача газа может быть прекращена или ограничена вследствие:
а) повреждения или разрыва газопроводов;
б) снижения давления газа до аварийного значения, из-за неисправностей регуляторов давления на ГРС или ГРП;
в) ошибочных действий эксплуатационного персонала.
Характерным признаком разрыва газопровода является:
· внезапное появление сильного шума истекающего газа;
· падения давления газа в газопроводе.
В случае разрыва газопровода внутри котельной необходимо немедленно отключить поврежденный участок газопровода ближайшими задвижками с обеих сторон, открыть имеющиеся на поврежденном участке газопровода продувочные свечи. При значительной загазованности в цехе, во избежание взрыва в цехе отключить все котлы, находящиеся в зоне загазованности, прекратить огневые работы и удалить персонал, находящийся в зоне загазованности.
Забор воздуха должен быть переведен с улицы.
Значительное снижение давления газа в газопроводе влечет за собой опасность затягивания факела в устье горелки, обрыва факела и взрыва в топке. В связи с этим запрещается работать на газе при давлении газа перед горелками ниже 0,05 кгс/см2 (если не сработала защита).
При резком снижении давления газа перед котлом до уровня, не достигшего уставки срабатывания защиты, котлы должны быть немедленно разгружены и переведены на сжигание мазута. Параллельно необходимо выяснить причину снижения давления газа.
Время перевода одного котла на сжигание мазута 15-20 минут, на сжигание
газа – 1 минута.
В случае резкого снижения давления газа в газопроводе перед котлами необходимо провести следующие мероприятия, обеспечивающие сохранность собственных нужд электрической станции.
В котельном цехе:
При работе котлов на газе, на ЦТЩУ-2 при любом распределении нагрузки должен оставаться в работе один из котлоагрегатов ТГМ-84 № 7,8,9, на котором установлено не менее 2-х дежурных форсунок с включенной блокировкой по их автоматическому розжигу в случае снижения давления газа до 0,2 кгс/см2.
В случае резкого снижения давления газа, в газопроводе перед котлами, начальник смены КЦ, старший машинист КЦ, а в их отсутствие машинист ЦТЩУ обязан оценить скорость снижения давления газа, число работающих котлов, их нагрузку и должен самостоятельно принять решение, обеспечивающее сохранение «живучести» электростанции:
а) при снижении давления газа до 0,66 кгс/см2 в газопроводе перед котлами машинисты ЦТЩУ-1,2 контролируют открытие регуляторов РГ-1-6, сообщают о понижении давления газа НСС, НСКЦ, предупреждают машинистов-обходчиков и персонал ТТЦ о возможном переводе котлов на мазут;
б) при дальнейшем снижении давления газа ниже 0,66 кгс/см2, машинисты
ЦТЩУ-1,2,3 осуществляют разгрузку котлов с одновременным переводом их на мазут, причем, скорость перевода (разгрузки) должна обеспечивать восстановление давления газа в газопроводе перед котлами до номинального;
в) при дальнейшем снижении давления газа в газопроводе перед котлами
до 0,22 кгс/см2 машинист ЦТЩУ обязан, без согласования со старшим машинистом или
начальником смены, срочно перевести выбранный им котел на мазут, а остальные поочередно гасить до роста давления газа в магистральном газопроводе;
г) машинист ЦТЩУ обязан сообщить НСС и персоналу ТЦ о разгрузке или останове части котлов, а также потребовать останова ПЭНов для восстановления номинального давления питательной воды перед котлами.
В турбинном цехе:
а) при понижении давления и температуры свежего пара в главном паропроводе машинист ЦТЩУ должен немедленно сообщить об этом НСТЦ и потребовать от машиниста котлоагрегатов восстановить параметры;
б) при дальнейшем понижении параметров свежего пара, а именно: давление 125 ати, температура 540°С, машинист обязан снизить нагрузку и установить ее в соответствии с изменившимися параметрами пара. При этом при разгрузке не допускать снижения давления пара производственного отбора ниже 12 кгс/см2;
в) если параметры пара снижаются и дальше, а именно: давление 100 ати, температура 510°С, машинист котлоагрегатов не может установить параметры пара, то машинист ЦТЩУ обязан без согласования со старшим машинистом или начальником смены срочно приступить к отключению турбоагрегатов, не допуская снижение параметров острого пара в главных паропроводах ниже: температура 510°С, давление 100 кгс/см2, давление пара
производственного отбора 12 кгс/см2.
Первыми отключаются турбины Т-100-130. Если их отключение не привело
к восстановлению давления и температуры, то отключаются последовательно в зависимости от работающих котлов турбины ПТ-135 или ПТ - 60.
Если при переводе котлов на мазут в работе остается один из котлоагрегатов ТГМ-84 №7, 8, 9, то исходя из паровой загруженности котла оставить в работе следующие турбоагрегаты:
Вариант № 1:
- ПТ-60/75-130/13 ст № 1 либо ПТ 60-130/13 ст. № 2
Вариант № 2:
-ПТ-135 №11(9,10).
НСС:
При снижении давления газа немедленно сообщает диспетчерам Самарского РДУ, ДКДЦ, в газоснабжающую организацию, требует восстановления параметров газа и
руководит действиями персонала КЦ, ТЦ, ТУ КЦ, согласно данной инструкции.
Примечание: в случае погашения всех котлов, продувку пароперегревателей не открывать, главные паровые задвижки остановить в промежуточном положении для сохранения давления пара в общем паропроводе, обеспечивающего «собственные нужды» и дальнейший разворот отключившегося оборудования.
В случае повышения давления газа в магистрали цеха необходимо убедиться в исправности РГ – 1-6 на ГРП – 1,2. В случае закрытия регуляторов РГ – 3,6 менее 15% по УП необходимо закрыть поочередно ВГ – 1,2,4,5. Если давление газа не снижается, то это свидетельствует об аварийно высоком (свыше 12 кг/см2) давлении до ГРП – 1,2.
В этом случае НСС обязан немедленно поставить в известность газоснабжающую организацию, а персонал КЦ должен поочередно прикрывать задвижки ВГ – ГРП и
ВГ – ГРП – 2, не допуская при этом их полного закрытия.
После восстановления нормального давления необходимо произвести обход газопроводов ТЭЦ для выявления разгерметизации ГРП и газопроводов.
2.2. ЗАГОРАНИЕ ХВОСТОВЫХ ПОВЕРХНОСТЕЙ НАГРЕВА КОТЛОВ
При возникновении пожара в газовом тракте:
а) немедленно погасить котел;
б) отключить тягодутьевые механизмы, плотно закрыть их направляющие аппараты;
в) закрыть шибера, отключающие РВП по воздуху и газу:
г) подать воду по линии обмывки РВП и по линии водотушения, пар по линии паротушения, открыть задвижки на сливе воды с коробов;
д) вызвать пожарную команду;
е) ротор РВП не останавливать до полной ликвидации пожара (в случае вынужденного останова электродвигателя, ротор РВП проворачивать вручную).
При загорании в газоходе, кроме того, необходимо:
а) включить станцию пенотушения, подключить ПГВ –600 и подать пену в газоход котла;
б) подключить шланги и подать воду в газоход по линии обмывки хвостовых поверхностей котла.
Последствия пожара зависят в основном от времени, прошедшего с момента загорания до начала тушения, а также от быстроты проведения всех операций по ликвидации пожара.
2.3. ПОВРЕЖДЕНИЕ ТРУБОПРОВОДОВ В ПРЕДЕЛАХ КОТЛА
Повреждение водяного экономайзера.
Признаки:
а) шум в газоходе в районе свища;
б) возможно увеличение расхода воды и снижение температуры уходящих газов на поврежденной стороне (при образовании свища);
в) поступление воды через нижние бункера дробеструйной установки;
Действия:
а) путем тщательного осмотра определить характер и место повреждения;
б) разгрузить котел, подгрузить остальные котлы;
в) погасить котел по распоряжению директора-главного инженера.
Повреждение пароперегревателя.
Признаки:
а) резкий шум истекающего пара;
б) снижение разрежения вверху топки;
в) при разрыве трубки пароперегревателя снижается нагрузка на 20-30 т/час, повышается температура перегретого пара;
Действия:
а) контроль за температурой перегретого пара, уровнем в барабане;
б) определить характер и место повреждения;
в) увеличить разрежение в верху топки до 3-5 мм. в. ст., при полной загрузке дымососов, разгрузить котел;
г) подгрузить остальные котлы, погасить котел по распоряжению директора-главного инженера
2.4. ПОВРЕЖДЕНИЕ ТРУБОПРОВОДОВ ПИТАТЕЛЬНОЙ
ВОДЫ И ГЛАВНЫХ ПАРОПРОВОДОВ.
Аварийные ситуации, связанные с повреждениями трубопроводов питательной воды (свищи, пробои прокладок, трещины, разрывы) относятся к разряду наиболее тяжелых аварийных ситуаций по электростанции. Они могут привести к повреждениям основного и вспомогательного оборудования струей воды, а также создать серьезную угрозу безопасности эксплуатационного персонала.
Повреждение трубопроводов питательной воды могут произойти в результате:
а) эрозионного износа;
б) гидравлических ударов в трубопроводах;
в) недостаточной компенсации тепловых расширений при защемлении на опоре;
г) неисправности подвижных опор;
д) некачественной сварки трубопроводов или дефектной технологии обработки стыков.
Наиболее характерными признаками повреждения трубопроводов питательной воды являются:
· внезапное появление шума и удара в зоне расположения трубопроводов;
· уменьшение общего расхода питательной воды по потокам;
· снижение давления питательной воды в напорном коллекторе перед котлами;
· перегрузка питательных насосов;
· понижение уровня воды в барабане;
· заполнения помещения паром.
При появлении признаков повреждения трубопроводов питательной воды, оперативный персонал обязан в первую очередь обеспечить безопасность людей, несение заданной электрической и тепловой нагрузки, отключить поврежденный участок трубопровода, принять меры по защите оборудования и попадания на него воды, закрыть проходы в опасную зону и вывесить предупреждающие плакаты. На электростанциях с поперечными связями при повреждении общестанционных коллекторов питательной воды отключается поврежденный участок задвижками, и выполняются необходимые схемные переключения с целью удержания в работе котлов и турбин. Если поврежденный участок трубопровода отключить невозможно, аварийно останавливается часть котельного и турбинного оборудования.
Значительные повреждения (разрывы) главных паропроводов относятся к числу наиболее тяжелых аварийных ситуаций, требующих немедленного принятия мер для останова основного работающего оборудования и аварийного снижения давления пара.
Причинами разрыва главных паропроводов могут быть:
а) недостаточная компенсация тепловых расширений при защемлении паропроводов;
б) неудовлетворительное качество металла;
в) некачественная сварка;
г) снижение прочности металла в результате ползучести;
д) гидравлические удары на паропроводах.
При разрывах или появлении прогрессирующего пропуска пара через фланцевые соединения необходимо:
а) при необходимости немедленно остановить котел, турбину;
б) принять меры к немедленному отключению и ограждению поврежденного участка;
в) принять меры по вентиляции помещений, заполненных паром и предупреждению попадания влаги на эл. оборудование.
2.5. ПОВРЕЖДЕНИЕ КОРПУСОВ ПВД.
В процессе эксплуатации на электростанциях имели место тяжелые повреждения оборудования турбин из-за отрыва корпусов ПВД, поставленных под давление питательной воды. При этом давлении питательной воды корпус ПВД выталкивался на высоту в несколько десятков метров, разрушая фермы и перекрытия машзала, а при падении оборудование машзала, вызывая пожары.
Основными причинами таких аварийных ситуаций являются:
а) недопустимый износ и утонение входных (выходных) участков змеевиков ПВД;
б) несрабатывание сигнализации и защиты ПВД при повышении уровня конденсата греющего пара до 1 и II предела;
в) неправильные действия оперативного персонала;
Подогреватели высокого давления считаются отключенными, когда полностью закрыта запорная арматура на трубопроводе отбора пара, закрыты задвижки на трубопроводах питательной воды, закрыта арматура на дренаже конденсата греющего пара, открыты воздушники.
Работа ПВД при выведенной или неработоспособной защите или отдельных ее элементов ЗАПРЕЩАЕТСЯ.
При возникновении аварийного положения, связанного с переполнением ПВД и несрабатыванием защиты I предела, необходимо выполнить все операции по отключению ПВД, предусмотренные действием защиты I предела и выяснить причину переполнения ПВД и несрабатывания защиты.
Если результаты опрессовки по воде укажут на течь трубной системы, ПВД должны быть выведены в ремонт.
После определения причины несрабатывания защиты ПВД должны быть проведены испытания защиты с проверкой быстродействия входного клапана и ПВД включены в работу с разрешения директора-главного инженера ТЭЦ.
Если ПВД переполнился и защита не сработала, то наряду с выполнением операций по отключению ПВД необходимо установить непрерывный контроль за уровнем в ПВД по приборам и водомерным колонкам и при дальнейшем повышении уровня отключение производить закрытием задвижек на тройниках, т.е. с отключением ПЭН (ВП-2,6) и погашением котлов (ВП-5,8).
При отрыве корпуса ПВД, разрушении им ферм перекрытий и оборудования, необходимо принять меры по останову поврежденного оборудования и отключению поврежденных трубопроводов и маслопроводов, выпуску водорода, не заходя в зону возможного падения металлоконструкций и плит перекрытий.
При несрабатывании защиты ПВД и повышении давления в любом из корпусов, необходимо немедленно удалить из зоны возможного выброса горячей воды весь персонал.
2.6. ПОВРЕЖДЕНИЕ МАСЛОСИСТЕМЫ ТУРБИНЫ, СОПРОВОЖДАЮ-
ЩЕЕСЯ ВЫБРОСОМ МАСЛА И ЕГО ВОСПЛАМЕНЕНИЕМ.
Маслохозяйство турбоустановок представляет собой значительную пожарную опасность.
Для предупреждения разуплотнения маслопроводов и других элементов маслосистемы необходимо, прежде всего, выполнить указания п.4.7 сборника директивных материалов (тепломеханическая часть) относительно установки стальной арматуры, соответствующих прокладочных материалов и заключения маслопроводов, находящихся в зоне горячих поверхностей, в специальные кожухи. Паропроводы в районе маслосистем и маслобаков должны быть тщательно изолированы и обшиты металлом.
На маслосистеме действующей турбины запрещается производить какие-либо работы, которые могли бы привести к ее разуплотнению.
Пожароопасные работы на маслосистеме и в непосредственной близости от нее ЗАПРЕЩАЮТСЯ.
При работающем масляном насосе запрещается проведения работ на маслопроводах и узлах системы регулирования, парораспределения и маслоснабжения, за исключением работ по замене манометров и наладочных работ по специальной программе, утвержденной директором-главным инженером ТЭЦ ВАЗа.
В случае возникновения чрезмерной или опасной вибрации маслопроводов, пульсации давления масла и гидравлических ударов, угрожающих плотности маслосистемы, турбоагрегат необходимо аварийно остановить, выявить и устранить причины нарушений в работе маслосистемы. Маслопроводы и другие сборные единицы маслосистемы тщательно осмотреть и подвергнуть гидравлической опрессовке при давлении, превышающем рабочее 1,5 раза или указанном заводом-изготовителем турбины.
При воспламенении масла, вызванном нарушением плотности маслосистемы и невозможности немедленно ликвидировать пожар имеющимися средствами пожаротушения, турбину необходимо остановить автоматом безопасности со срывом вакуума при этом обеспечивается подача масла на смазку при минимальном избыточным давлением
0,3÷0,4 кг/см2 до останова роторов. Подача масла на подшипники турбины до останова роторов прекращается в случаях, угрожающих целостности оборудования из-за больших утечек масла и распространения пожара. Снабжение уплотняющих подшипников системы водородного охлаждения генератора маслом производить их масляными насосами до останова ротора агрегата и в течение не менее 15 мин. от начала вытеснения водорода.
Аварийный слив масла из масляного бака производить в исключительных случаях для локализации пожара, с учетом наличия масла в демпферном баке аварийный слив можно открыть на 20 минут до полного вытеснения водорода, в течение которого будет происходить снабжение уплотнений генератора от демпферного бака.
На аварийных турбинах и генераторах необходимо отключать разводки масла, водорода, сжатого воздуха.
Быстрота и четкие действия персонала при появлении течи масла и загорания его, как показывают результаты расследования аварийных ситуаций, могут предотвратить выход из строя оборудования турбогенератора и аварийный слив масла из системы, который, как правило, сопровождается выплавлением подшипников.
При пожаре из-за разрушения нескольких подшипников (разрушение валопровода турбины), разрыва маслопроводов турбина должна быть отключена автоматом безопасности, генератор должен быть отключен без выдержки времени с одновременным остановом всех маслонасосов смазки, выпуском водорода, срывом вакуума, сливом масла из маслобака. Отключение маслонасосов уплотнений вала генератора выполняется после полного вытеснения водорода.
2.7. ПОВРЕЖДЕНИЕ ТУРБИНЫ ИЗ-ЗА РАЗГОНА РОТОРОВ.
Разгон турбины до частоты вращения, повышающий значение, указанное заводом-изготовителем, при несрабатывании автомата безопасности и дополнительной защиты приводит к разрушению лопаточного аппарата, поломке валопровода. Разрушение валопровода приводит к повреждению подшипников турбины и генератора, загоранию масла и водорода, выходу из строя турбоагрегата на длительное время.
Наиболее опасными режимами с точки зрения возможности разгона роторов является:
а) испытание автомата безопасности повышением частоты вращения, сопровождающееся неправильными действиями персонала;
б) неконтролируемый пуск турбины с самопроизвольным набором частоты вращения из-за неисправности систем парораспределения, регулирования и ошибок персонала;
в) внезапный сброс нагрузки с отключением генератора и динамическим забросом частоты вращения ротора, не удержанием холостого хода и несрабатыванием автомата безопасности.
При появлении неисправности отдельных элементов системы регулирования безопасности турбины, следует принять меры к их немедленному устранению, а если это не удается – остановить турбину.
Особую опасность представляют заедание и недозакрытие стопорных и регулирующих клапанов на линиях свежего пара и паропромперегрева, при которых должны быть приняты меры, обеспечивающие безопасный останов турбины согласно ПТЭ.
Решение о необходимости немедленного отключения турбины или об оставлении ее кратковременно в работе, должно быть принято директором-главным инженером в зависимости от конкретных условий.
Перед остановом турбины:
· понижается давление пара в паропропроводах свежего пара;
· разгружается турбина до значения, которое допускает неисправный клапан полным закрытием главного сервомотора системы регулирования;
· закрывается полностью ГПЗ;
· после проверки, с целью убедиться в том, что нагрузка генератора отрицательна, отключается турбина автоматом безопасности и отключается генератор от сети. При внезапном отключении генератора и разгоне роторов необходимо:
а) выбить машину ключом или кнопкой, при неисправности ключа и кнопки вывести маховик регулятора скорости на «0» по лимбу;
б) немедленно дать на закрытие первые и вторые по ходу ГПЗ турбины;
в) закрыть задвижки производственного и теплофикационных отборов, в том числе и вторые по ходу;
г) закрыть дистанционно обратные клапана отборов;
д) сорвать вакуум открытием задвижки «срыв вакуума» и прекращением подачи пара на эжектора и уплотнения турбины;
е) по приборам определиться с поступлением пара в турбину;
ж) произвести ручную обтяжку арматуры, открыть дренажи на отключенных участках. При отсутствии результата продолжить отключение и обеспаривание трубопроводов, из которых пар поступает в ТГ.
Если имеется реальная угроза разрушения лопаточного аппарата (резкое увеличение уровня вибрации валопровода), необходимо принять меры по обеспечению безопасности персонала.
2.8. АВАРИЙНОЕ ОТКЛЮЧЕНИЕ ТРУБОПРОВОДОВ
СЕТЕВОЙ ВОДЫ, БАКОВ-АККУМУЛЯТОРОВ НГВ.
Отключение трубопроводов производится запорной арматурой, предусмотренной в схеме.
В случаях повреждения трубопровода, дежурный персонал должен быстро выявить места повреждений и локализовать их.
Независимо от масштаба повреждений трубопровода и времени на их ликвидацию, необходимо стремиться удержать нормальный эксплуатационный режим.
При отклонениях в работе оборудования от нормального режима или аварийных ситуациях, снижающих теплофикационную мощность водоподогревательной установки, НСС обязан немедленно известить дежурного диспетчера теплосети, указав количественное изменение отпуска тепла.
При разрыве бака-аккумулятора НГВ необходимо:
а) немедленно отключить бак аварийной кнопкой;
б) при посадке уровня в баках до 1,5 м. и невозможности обеспечить баланс между расходом и подпиткой через вакуумную деаэрацию, открыть, предварительно согласовав с директором-главным инженером ТЭЦ, аварийную перемычку В-ОЗГ.
2.9. НАРУШЕНИЕ ТЕХНИЧЕСКОГО ВОДОСНАБЖЕНИЯ
И ВОДНО-ХИМИЧЕСКОГО РЕЖИМА.
Повреждение циркуляционных насосов и циркводоводов приводит к уменьшению расхода циркуляционной воды и необходимости быстрой разгрузки турбоагрегатов вследствие снижения вакуума, к их останову при полном прекращении расхода циркуляционной воды через конденсаторы турбин, а также затоплению помещений ЦНС и отметки -1,6м машзала.
Уменьшение расхода циркуляционной воды может также являться следствием засорения трубных досок конденсаторов, а также понижением уровня на всасе циркуляционных насосов вследствие забивания решеток на сливе из градирен частями разрушенного оросителя или шугой в зимнее время вследствие понижения температуры циркводы ниже +10 гр. С.
Признаками неисправностей в системе циркводоснабжения, определяемых по приборам на ГРЩУ и по месту, являются: снижение давления циркуляционной воды перед конденсатором, снижение вакуума, повышение температуры выхлопных патрубков, повышение температуры масла после маслоохладителей и газа в генераторе. При первых признаках забивания льдом решеток на сливе из градирен необходимо открытием байпасов задвижек Ц-5, Ц-6 и закрытием щитов не допускать понижение температуры циркуляционной воды ниже + 16-17 гр.С.
При засорении трубных досок конденсаторов, следует выполнять их поочередную чистку.
При повреждении (разрывах) циркводоводов следует немедленно отключить поврежденный участок коллектора циркуляционной воды и отключить циркуляционный насос (насосы), работающий на поврежденный участок.
При любых нарушениях циркводоснабжения должны быть немедленно приняты меры по разгрузке турбогенераторов в зависимости от снижения вакуума, переводу половин конденсаторов от ЦНС, имеющей резерв по циркнасосам, резервирование подачи охлаждающей воды на маслоохладители турбины и в систему газоохлаждения, а также на газомаслоохладители ПЭН и др. вспомогательное оборудование.
Для предотвращения разрыва напорных циркуляционных водоводов необходим тщательный контроль работы циркнасосов, их вибрационного состояния, а также заблаговременная проверка сварных стыков, монтажных люков, компенсаторов циркуляционных водоводов.
В случае резкого сокращения расхода добавочной воды на подпитку градирен из-за разрыва трубопровода добавочной воды необходимо немедленно отключить поврежденный водовод совместно с персоналом ВАЗа и закрыть продувку градирен.
Перерыв в снабжении ТЭЦ сырой водой ведет к срыву циркнасосов и останову турбин. При существующих расходах сырой воды на восполнение потерь в градирнях, работоспособность ТЭЦ составит 8,7 час зимой, летом 3,9 час.
При крупных повреждениях и прекращении подпитки добавочной водой на продолжительный срок должны своевременно приниматься меры по разгрузке и останову части турбин, циркнасосов для дополнительной экономии циркуляционной воды.
В аварийных ситуациях, связанных со значительными повреждениями циркуляционных водоводов, и невозможностью быстрого их устранения, необходимо перевести маслоохладители, газоохладители, прочие агрегаты на охлаждение от коллектора технической воды.
Нарушение в подаче химобессоленной воды с химцеха могут происходить вследствие крупных повреждений трубопроводов, резкого изменения режима обессоливания, снижения качества обессоленной воды, а также выхода из строя насосов НЧК.
При нарушениях в подаче обессоленной воды вследствие разрыва трубопровода необходимо немедленно отключить поврежденный участок.
Снижение качества обессоленной воды может явиться следствием попадания в нее, за счет неплотности арматуры, растворов реагентов при регенерации отключенных фильтров, при этом необходимо:
а) перейти на подпитку, регулировку уровней в ДВД от резервного БЗК (I или II очереди);
б) восстановить качество обессоленной воды.
При всех нарушениях качества обессоленной воды следует предпринять срочные меры по выявлению и устранению их причин.
Вынужденными являются меры по ограничению подпитки цикла.
Немедленно должны быть выполнены все мероприятия по максимальному сокращению потерь конденсата в цикле.
В случаях недопустимого снижения уровня (после всех принятых мер) в баках – аккумуляторах ДВД до 50 см и их дальнейшего снижения, необходимо принять меры по сбалансированию нагрузки котлов с поступлением воды в деаэраторы, т.е. немедленно разгрузить котлы и турбины.
При появлении жесткости на котлах, оперативный персонал, совместно с персоналом химической лаборатории, должен принять срочные меры по отысканию причины повышенной жесткости. При повышенной жесткости конденсата турбин, подогревателей и т.д. оперативный персонал должен немедленно принять меры по прекращению подачи на котлы некондиционной питательной воды (устранить источник заражения): перевести конденсат турбогенератора на БЗГК, отключить оборудование и т.д.
Если источник жесткости - конденсатор турбины, то после перевода ОК на БЗГК необходимо, отключая последовательно половинки конденсатора и встроенные пучки, определить источник жесткости.
2.10. ПОВРЕЖДЕНИЕ ЭЛЕГАЗОВЫХ ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ.
2.10.1. На ТЭЦ ВАЗа на ОРУ-110 кВ смонтированы и включены в работу элегазовые выключателя (ЭВ) типа ВГТ-110 II -40/2500 УI, которые имеют следующие показатели
надежности и долговечности:
- Ресурс по механической стойкости до капитального ремонта 5000 циклов " включение - произвольная пауза - отключение".
- Срок службы до первого планового ремонта-20 лет.
- Срок службы - 40 лет.
2.10.2.В случае повреждения ЭВ следует помнить, что замену колонн выключателя нужно производить только на колонны, собранные в заводских условиях. Не допускается разборка и ремонт подвижного контакта, он должен заменяться на новый ввиду особых требований, предъявляемых к квалификации персонала и оборудованию и невозможностью их выполнения в условиях эксплуатации.
2.10.3. При обнаружении нагревов, коронирования, свечения (в ночное время суток), обнаруженных при плановых и внеплановых обходах, оперативному персоналу необходимо принимать меры по снижению нагрузки на данном присоединении. При необходимости – переводить присоединение на ОВ и выводить ЭВ в ремонт.
2.10.4. При появлении табло " Снижение давления элегаза ниже 0.43 МПа" или " Блокировка схемы управления при снижении давления элегаза 0,32 МПа" и марки соответствующего выключателя, НСЭ должен:
- Осмотреть ЭВ;
- При подтверждении информации о снижении давления элегаза (что свидетельствует об утечки элегаза) – поставить в известность руководство цеха и мастера участка главной схемы;
· С разрешения НСС, по ТБП заменить ЭВ на ОВ, подготовить рабочее место для ремонта ЭВ (поднятие давления элегаза в выключателе производит ремонтный персонал электроцеха).
3. ЛИКВИДАЦИЯ ОБЩЕСТАНЦИОННЫХ АВАРИЙНЫХ СИТУАЦИЙ.
3.1. ПОНИЖЕНИЕ ЧАСТОТЫ ТОКА В ЭНЕРГОСИСТЕМЕ (Работа АЧР).
В нормальных режимах Единой энергетической системы (ЕЭС) частота электрического тока нормируется в диапазонах:
· для длительных отклонений 50,00 ± 0,05 Гц
· для отклонений длительностью не более 15 минут 50,00 ± 0,20 Гц
Понижение частоты в энергосистеме происходит из-за дефицита генерирующей мощности, а также из-за отключения межсистемных и внутрисистемных электрических связей.
Ответственность за поддержание частоты в энергосистеме возложена на диспетчеров Самарского РДУ.
При внезапном снижении частоты до 49,8 Гц диспетчер Самарского РДУ в зависимости от причин снижения частоты принимает меры к восстановлению частоты до уровня, не выходящего за пределы нормативных значений, путем использования резервов мощности. В этих условиях оперативный персонал обеспечивает по команде диспетчера Самарского РДУ увеличение мощности всех работающих генераторов до значения, требующегося для поддержания частоты.
Если, несмотря на принятые меры, снижение частоты продолжается, то НСС обязан
с разрешения диспетчера Самарского РДУ и контролем нагрузок на отходящих от ТЭЦ линиях электропередачи:
а) поднять, если это еще не сделано, полную электрическую нагрузку на всех агрегатах, работавших ранее и введенных в работу из резерва (в том числе и на агрегатах с теплофикационной нагрузкой);
б) задержать отключение в ремонт (вывод в резерв) агрегатов;
в) принять меры к включению в сеть отключенных, но вращающихся генераторов и котлов, находящихся под давлением;
г) ввести в работу электрооборудование, выведенное из ремонта в резерв в пределах аварийной готовности;
д) взять аварийные перегрузки на турбогенераторах за счет резерва паровой мощности и уменьшения расхода пара в теплофикационные отборы турбин.
О взятии аварийных перегрузок докладывается диспетчеру с указанием времени и величины перегрузки.
По истечении срока перегрузки персонал станции обязан самостоятельно разгрузить оборудование до номинальных значений.
Величина перегрузки т/генераторов должна составлять 1,3-1,4 по току статора и 1,15-1,2 по току ротора (из предлагаемой длительности перегрузки 3-5 минут). По истечении допустимого времени перегрузки генераторов, дежурный персонал обязан потребовать от диспетчера системы снятия перегрузок.
Если проведенные мероприятия не обеспечили повышение частоты до 49,80 Гц то по указанию диспетчера Самарского РДУ, ДКДЦ, дежурный персонал должен производить отключения ЛЭП 110 кВ, согласно графика местной аварийной разгрузки в строгом соответствии с утвержденной очередностью. Диспетчер Самарского РДУ, ДКДЦ в распоряжении указывает либо величину нагрузки (в МВт), либо оперативное название ЛЭП-110 кВ, либо очереди графика, подлежащие отключению.
Объем отключений энергопотребляющих установок потребителей определяется как 1% мощности нагрузки потребления на 0,05 Гц восстанавливаемой частоты.
Для предотвращения опасного снижения частоты при внезапном возникновении дефицита мощности на ТЭЦ ВАЗа установлены устройства АЧР.
АЧР состоит из 3 категорий: АЧР-1, АЧР-2 и спецочередь АЧР.
АЧР-1 является быстродействующей и предназначена для предотвращения быстрого снижения частоты.
АЧР-2 имеет большие уставки по времени и предназначена для предотвращения медленного снижения частоты (зависания) и подъема частоты после работы АЧР-1.
Включение линий отключенных от АЧР –110 кВ и отключенных вручную по указанию диспетчера Самарского РДУ производится после восстановления частоты по цепям ЧАПВ или по указанию диспетчера Самарского РДУ.
3.2. ПОНИЖЕНИЕ ЧАСТОТЫ ТОКА В ЭНЕРГОСИСТЕМЕ (Работа ЧДА).
При больших дефицитах мощности, недостаточности АЧР, ее отказе вследствие глубокого снижения напряжения, как правило, связанных с разделением энергосистемы на несбалансированные части, вероятно, снижение частоты ниже 47 Гц. В таких случаях частотная делительная автоматика (ЧДА) отделяет от системы 1, 2, 3, 4 секции 110 кВ со всеми работающими генераторами на шины 110 кВ, с резервными трансформаторами 1ТР и 2ТР и всеми потребителями 110 кВ. В зависимости от баланса мощностей ЧДА действует на отключение В-110-5ГТ, В-110-6ГТ (при положительном балансе мощностей), на отключение В-220-5ГТ, В-220-6ГТ (при отрицательном балансе мощностей) или на выделение одной или двух сек.110 кВ с одним или двумя резервными трансформаторами 1ТР или 2ТР.
При отказе ЧДА НСС самостоятельно проводит мероприятия по отделению ТЭЦ ВАЗа от системы и обеспечивает надежную работу механизмов собственных нужд.
На отделившейся части ТЭЦ НСС:
1.Объявляет по ТЭЦ об отделении станции от системы.
2.Определяет какое оборудование отделилось в систему, а какое осталось на отделившейся части ТЭЦ.
3. Принимает на себя регулирование частотой на отделившейся части ТЭЦ.
4.Дает команду на перевод с перерывом питания секции С.Н. 6кВ, электрически связанных с системой, на резервные трансформаторы 1ТР, 2ТР
5.НСС определяет и сообщает НС ТЦ номер турбогенератора, с помощью которого будет поддерживаться номинальная частота отделившейся части ТЭЦ.
6. НСС определяет и сообщает НСЭ с помощью какого выключателя будет происходить синхронизация отделившейся части ТЭЦ с системой, и с разрешения диспетчера Самарского РДУ производит синхронизацию.
7.Определяет резерв мощности (тепловой и электрической) и при необходимости вводит его в работу.
Примечание.
1. ввиду предшествовавшей работы АЧР – 110 на отключение ряда ЛЭП – 110 кВ, на генераторах отделившейся части возможен значительный сброс нагрузки, поэтому персонал ГЩУ должен своевременно информировать персонал котельного и турбинного цехов о предполагаемых сбросах (набросах) нагрузки, о выделении части генераторов (или всей станции) на раздельную работу.
При питании секций С.Н. от резервных (или блочных) трансформаторов С.Н. допустимо использовать аварийные перегрузки трансформаторов. В целях уменьшения перегрузки резервных трансформаторов С.Н., что позволит обеспечить нормальный уровень напряжения на С.Н.(автоматика РПН трансформаторов блокируется при 1,5 кратном перегрузе) НСС должен:
а) в первую очередь на резервные трансформаторы С.Н. перевести секции С.Н. с работающими питательными электронасосами, т.к. именно эти агрегаты наиболее чувствительны к понижению частоты и именно они могут быть первой причиной полного сброса нагрузки агрегатами станции;
б) перевести часть общестанционной нагрузки на генератор, выделенный на С.Н.;
в) отключить часть неответственных электродвигателей С.Н.;
г) при отделении части ТЭЦ ВАЗ от системы, при наличии резерва мощности, дежурный персонал должен включить часть потребителей, контролируя частоту в отделившейся части станции. Подключение потребителей, которые могут иметь встречное несинхронное напряжение, выполняется по согласованию с соответствующим диспетчером с погашением потребительских подстанций.
Снижение частоты приводит к понижению производительности механизмов С.Н. станции, что снижает рабочую мощность станции и при недостаточном резерве по производительности котлов, по питательным насосам, тягодутьевым и т.д. может привести к полному останову станции. Поэтому при снижении частоты ниже 47 гц и отказе частотной делительной автоматики оперативный персонал ГЩУ самостоятельно (без разрешения диспетчера Самарского РДУ) обязан отделить секции 110кв для обеспечения питания С.Н.
При выводе ЧДА (на поверку) выделение 1-4 сек. 110 кВ для питания С.Н. необходимо выполнить заблаговременно – при снижении частоты ниже 47,0Гц.
Введение графика местной аварийной разгрузки производится по распоряжению диспетчера Самарского РДУ.
Персоналу электростанции разрешается применять график местной аварийной разгрузки самостоятельно с последующим извещением диспетчера Самарского РДУ, ДКДЦ
