Эксплуатация паротурбинных установок АЭС - Аварийные режимы работы турбоустановок

ГЛАВА ДЕВЯТАЯ ВОЗМОЖНЫЕ АВАРИЙНЫЕ РЕЖИМЫ РАБОТЫ ТУРБОУСТАНОВОК

ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

Отечественное энергетическое оборудование, особенно оборудование энергоблоков АЭС, является весьма совершенным и обладает высокой эксплуатационной надежностью. Однако в процессе эксплуатации возможны различные нарушения режима работы оборудования и возникновение аварийных режимов. Оперативный персонал должен обладать определенными знаниями и навыками, чтобы действовать при возможных аварийных ситуациях, когда в условиях острого дефицита времени необходимо принимать правильные решения и производить различные переключения на энергетическом оборудовании АЭС.
С этой целью регулярно проводятся противоаварийные тренировки оперативного персонала с применением тренажеров, разрабатываются инструкции по ликвидации аварий на основном и вспомогательном оборудовании энергоблоков АЭС.
Оперативный персонал должен быть знаком с возможными аварийными режимами энергетического оборудования энергоблоков АЭС и способами их предотвращения и устранения.
Возможные аварийные режимы работы теплоэнергетического оборудования ТЦ ликвидируются оперативным персоналом под руководством начальника смены ТЦ и начальника смены АЭС.
Основные задачи оперативного персонала и начальника смены ТЦ как оперативного руководителя ликвидации аварий:

1. Предотвращение развития аварии и других нарушений, в работе оборудования и устранение опасности для людей.
2. Обеспечение в создавшихся условиях надежного режима работы с использованием резервного оборудования.
3. Выяснение состояния отключенного или отключившегося оборудования по показаниям приборов, сигнализации, внешним признакам и определение возможности его включения.
4. Восстановление режима работы оборудования, который предшествовал аварии.

Для решения этих задач необходимо полностью разобраться в аварийной ситуации и знать причины ее возникновения (срабатывание аварийных защит реактора, сброс нагрузки, отключение турбины и др.).
Для успешной ликвидации аварийной ситуации оперативный персонал должен сознательно и быстро выполнять указания инструкций и распоряжения оперативного руководителя, не допуская необдуманных действий.
В книге даются только основные рекомендации по ликвидации аварий, так как нельзя предусмотреть все возможные аварийные ситуации, которые могут встретиться в эксплуатационной практике. Поэтому знание противоаварийных инструкций не освобождает персонал от обязанности проявлять при ликвидации аварий инициативу, не противоречащую рекомендациям, инструкциям и указаниям руководителей.
Рекомендуется определенная последовательность операций при ликвидации аварий.

1. По показаниям приборов, устройств сигнализации, по работе защиты и автоматики, а также по внешним признакам четко и ясно представить место, характер и объем аварии.
2. Немедленно принять меры по устранению опасности для людей и оборудования, вплоть до отключения последнего.
3. Изменить режим работы оборудования.
4. Определить степень повреждения оборудования.
5. Приступить к устранению повреждений силами оперативного или ремонтного персонала, приняв необходимые меры безопасности.

АВАРИЙНЫЙ ОСТАНОВ ТУРБОАГРЕГАТА

НЕМЕДЛЕННЫЙ ОСТАНОВ

Согласно ПТЭ для предотвращения развития аварии и повреждения турбина (приводятся данные для турбины К-220-44) должна быть немедленно остановлена закрытием СК, а генератор отключен (персоналом или действием защит) в следующих случаях [12, 141:

1. Повышение частоты вращения ротора до 3360 об/мин.
2. Осевой сдвиг ротора +1,0 или —1,5 мм.
3. Относительное удлинение роторов турбины выше допустимых пределов: ЦВД — от —3,0 мм до +2,0 мм; ЦНД-1— от —3,0 мм до +6,0 мм; ЦНД-2 — от —2,0 мм до +12,0 мм.
4. Снижение давления масла в системе смазки до 0,03 МПа.
5. Снижение уровня масла в ГМБ до —50 мм по шкале маслоуказателя.
6. Резкий подъем на 3—4 °С и дальнейшее повышение температуры масла на сливе хотя бы из одного подшипника или повышение до 70°С температуры масла на сливе из всех подшипников.
7. Повышение температуры баббита на любой из колодок упорного подшипника, на любом вкладыше подшипника и на любом вкладыше уплотнений вала генератора до 90 °С.
8. Воспламенение масла на турбоагрегате и невозможность ликвидации пожара имеющимися средствами.
9. Понижение перепада давления «масло — водород» в системе уплотнений вала генератора до уровня ниже 0,05 МПа.
10. Недопустимое (до второго предела) понижение уровня масла в демпферном баке системы уплотнений вала генератора.
11. Внутреннее повреждение генератора.
12. Отключение всех масляных насосов системы водородного охлаждения генератора.
13. Снижение вакуума в конденсаторе до уровня ниже 0,0265 МПа (540 мм рт. ст.).
14. Разрыв защитной диафрагмы на выхлопе ЦНД турбины.
15. Внезапная сильная вибрация турбоагрегата.
16. Появление металлических звуков и необычных шумов внутри турбины или генератора.
17. Появление искр или дыма из подшипников и концевых уплотнений турбины или генератора.
18. Резкое снижение температуры свежего пара (со скоростью 2 °С в минуту) или пара промперегрева (более чем на 30 °С).
19. Появление гидравлических ударов в трубопроводах свежего пара или в турбине.
20. Разрывы или трещины в маслопроводах, трубопроводах свежего пара, пара промперегрева и отборов, основного конденсата и питательной воды, в коллекторах, тройниках, сварных и фланцевых соединениях, а также в клапанах и парораспределительных коробках (при невозможности отключения поврежденного участка).
21. Снижение давления масла в системе регулирования до 1,2 МПа.
22. Прекращение протока охлаждающей воды через статор генератора.
23. Появление дыма из генератора собственных нужд.
24. Повышение температуры выхлопных патрубков до уровня выше 90 °С.
25. Повышение давления пара после ЦВД до уровня выше 0,31 МПа.
26. Понижение давления свежего пара до уровня ниже 1,1 МПа.
27. Повышение уровня в любом из ПВД блока до второго предела (3250 мм по шкале уровнемера).
28. Понижение давления в главном паровом коллекторе блока до уровня ниже 4,0 МПа при срабатывании аварийных защит (АЗ) первого или второго рода.

Примечание. 1. По причинам п. 27 и 28 производится отключение обеих турбин блока. 2. Аварийное отключение турбины по причинам, указанным в пп. 1—11, 15—19, производится со срывом вакуума. 3. Предельные значения контрольных параметров работы турбин других типов приведены в табл. 7.1 и могут быть изменены только с разрешения завода-изготовителя.

Аварийное отключение генератора.

Генератор отключается действиями защит или персонала в следующих случаях: при появлении на ЦЩУ сигнала «земля» со стороны генератора; при потере возбуждения (в асинхронном режиме); при явно слышимом скрежете или ударах внутри генератора; при круговом огне на кольцах ротора.

ОСТАНОВ С РАЗРЕШЕНИЯ ГЛАВНОГО ИНЖЕНЕРА АЭС

Согласно ПТЭ, турбина должна быть разгружена и остановлена в период, определяемый главным инженером АЭС (с уведомлением диспетчера энергосистемы), в следующих случаях:

1. Заедание СК или заслонок промперегрева.
2. Заедание РК (или обрыв их штоков) и обратных клапанов отборов.
3. Нарушение нормальной работы, вспомогательного оборудования, схемы и коммуникаций турбоустановки (при невозможности устранения причин без останова турбины).
4. Неисправности в системе регулирования.
5. Повышение активности парогазовой смеси на выхлопе из эжекторов до уровня выше 5,9-104 Бк/л (1,6-10-6 Ки/л).
6. Неисправность технологических защит, действующих на останов оборудования.
7. Свищи в маслопроводах, трубопроводах свежего пара, лара промперегрева и отборов, основного конденсата и питательной воды, в коллекторах, тройниках, сварных и фланцевых соединениях, а также в клапанах и парораспределительных коробках.

ДЕЙСТВИЯ ОПЕРАТИВНОГО ПЕРСОНАЛА

Аварийное отключение турбины с блочного щита управления.

Действия оператора БЩУ.

1. Сообщить старшему инженеру-оператору реакторного цеха (РЦ) об аварийном отключении турбины.
2. Подать ключом управления импульс на срабатывание защитных золотников.
3. Проверить, что после срабатывания защитных золотников закрылись СК и РК, заслонки промперегрева, обратные клапаны отборов, ГПЗ, вентиль и клапан байпаса ГПЗ, задвижки на паропроводах подачи пара от отборов турбины к деаэратору и в коллектор собственных нужд.
4. Убедиться, что активная нагрузка генератора равна нулю, после чего отключить генератор и проверить, что частота вращения ротора турбины начала снижаться.
5. Открыть задвижку и соленоидный клапан срыва вакуума, если это требуется по условиям аварийного останова.
6. Сообщить машинисту-обходчику основного оборудования об аварийном отключении турбины.
7. Дальнейший останов турбины производить в соответствии с инструкцией по эксплуатации турбины.
8. Сообщить об аварийном отключении турбины начальнику смены или старшему машинисту ТЦ.
9. Выяснить и устранить причину аварийного отключения турбины.
10. Выполнить операции по подготовке турбины к пуску или к выводу в ремонт, если невозможно устранить причину отключения турбины.

Действия машиниста-обходчика основного оборудования.

1. Проверить, что СК, РК и заслонки промперегрева закрылись и частота вращения ротора турбины начала снижаться.
2. Прослушать турбину во время выбега роторов.
3. Выполнить операции по переключениям в маслосистеме смазки, по включению валоповоротного устройства и другие в соответствии с инструкцией по останову турбины.
4. Выполнить операции по подготовке турбины к пуску или к выводу в ремонт (по указанию оператора БЩУ).

Местное аварийное отключение турбины.

Действия оператора БЩУ.
Те же, что при аварийном отключении турбины с БЩУ.

Действия машиниста-обходчика основного оборудования.

1. Выбить защитные золотники турбины.
2. Сообщить об аварийном отключении турбины оператору БЩУ.
3. Выполнить операции, указанные выше (при аварийном отключении турбины с БЩУ).

Сброс нагрузки турбины.

Действия оператора БЩУ.

1. Сообщить о сбросе нагрузки старшему инженеру-оператору РЦ.
2. Проверить осевой сдвиг ротора и относительное удлинение (укорочение) роторов турбоагрегата.
3. Проверить параметры свежего пара и пара промперегрева.
4. Проверить вибрацию подшипников турбоагрегата.
5. Проверить вакуум в конденсаторе, давление пара в- коллекторах уплотнений ЦВД и ЦНД, давление пара перед основными эжекторами и эжекторами уплотнений.
6. Проверить уровень конденсата в конденсаторе.
7. Проверить уровень конденсата греющего пара в ПНД, ПВД, сепаратосборнике и конденсатосборниках первой и второй ступени.
8. Проверить температуру масла в системе смазки турбины.
9. Проверить температуру баббита упорного подшипника.
10. Проверить, что автоматически выполнены необходимые переключения арматуры (в зависимости от снижения нагрузки) на трубопроводах подвода пара к деаэраторам, слива конденсата греющего пара из ПВД, ПНД, сепаратосборника и конденсатосборников СПП.
11. Если произошел сброс до нагрузки собственных нужд, то необходимо: а) восстановить работу турбины в соответствии с нагрузкой; б) проверить, что автоматически открылась задвижка на трубопроводе подачи конденсата к форсункам системы охлаждения выхлопных патрубков; если задвижка автоматически не открылась, то открыть ее дистанционно; в) выяснить причину отключения генератора от сети, произвести синхронизацию генератора, включить его в сеть и нагрузить турбоагрегат до заданной диспетчером нагрузки, если нет никаких ограничений; если повысить нагрузку нельзя, то по истечении часа работы турбоагрегата с нагрузкой собственных нужд остановить турбину.
12. Если произошел полный сброс нагрузки с отключением генератора от сети и от потребителей собственных нужд, то необходимо: а) убедиться, что автоматически закрылись обратные клапаны отборов; если клапаны автоматически не закрылись, то открыть соленоидные клапаны на трубопроводах подвода конденсата к гидроприводам обратных клапанов; б) включить механизм управления турбиной в режим «убавить» и установить частоту вращения роторов 3000 об/мин; в) проверить, что автоматически открылась задвижка на трубопроводе подачи конденсата к форсункам  системы охлаждения выхлопных патрубков; если задвижка автоматически не открылась, то открыть ее дистанционно; г) выяснить причину сброса нагрузки и отключения генератора от сети, произвести синхронизацию генератора, включить его в сеть и нагрузить турбину до заданной диспетчером нагрузки, если нет никаких ограничений; д) не допускать работу турбины на холостом ходу свыше 30 мин; если после 30 мин работы на холостом ходу нагружение невозможно, то остановить турбину.

Действия машиниста-обходчика основного оборудования.

1. Прослушать турбину и убедиться в ее нормальной работе.
2. Проверить работу системы уплотнений вала генератора.
3. Проверить и отрегулировать параметры газа и химобессоленной воды в системе газоохлаждения и в системе охлаждения обмотки статора генератора.
4. Сообщить о состоянии турбоагрегата оператору БЩУ.

Изменение частоты в сети.

Действия оператора БЩУ.

1. Следить за частотой в сети (должна быть в пределах 49,0—50,5 с-1). В аварийной для энергосистемы ситуации допускается кратковременная работа турбины при частотах 46,0—49,5 Гц и 51,0—50,5 Гц (60 с в год), 48—47 Гц (6 мин в год) и 49—48 (12 мин в год).
2. При повышении частоты в системе до 50,5 с-1 сообщить об этом начальнику смены ТЦ и начальнику смены АЭС и потребовать снижения частоты до нормальной.
3. При превышении частоты 50,5 с-1 разгрузить турбину до восстановления нормальной частоты. Если после полной разгрузки всех турбин станции частота в энергосистеме превышает 51,5 с-1, то начать отключение генераторов от сети. Отключение генераторов производить до снижения частоты в системе 51,0 с-1 и появления активной нагрузки на оставшихся в сети генераторах — таким образом, чтобы сохранить реакторы на минимальном контролируемом уровне мощности.