- •Билет №1 в№1. Требования опэ ас к переключениям в технологических схемах (опэ ас).
- •В№3. Конструкция паровой турбины ок-12а. Назначение, технические характеристики. (Турбина паровая к-12-10па/ок-12а).
- •Паровая турбина к-12-10па (ок-12а)
- •В№4. Вывод в ремонт кэн-I ст. (иэ.1rm/sd/25-05).
- •В№7. Действия при возгорании мнр тпн 1 [2]
- •Билет №2 в№1. Требования опэ ас к автоматам безопасности (опэ ас).
- •В№3. Предвключенный питательный насос пта 3800-20. Назначение, конструкция, технические характеристики
- •Предвключенный питательный насос пта 3800-20
- •В№4. Заполнение маслованн и маслобаков кэн-I, II ст (иэ.1sc.25-13a).
- •В№6. Действия при разрыве ксн (иэ.1ла.25-21a).
- •В№7. Действия при возгорании маслостанции кэн-II ст.
- •Билет №3 в№1. Сроки проверки автомата безопасности (опэ ас).
- •В№4. Включение в работу сшо (иэ.1.Vc.25.30а)
- •В№7. Действия при возгорании на гмб, маслонасосы смазки, регулирования, увг.
- •Билет №4 в№1. Требования опэ ас к стопорным и регулирующим клапанам (опэ ас).
- •В№4. Включение в работу моу (иэ.1.Sc25-13а).
- •В№5. Опрессовка кэн-I ст. (иэ.1.Rm/sd.25.05а).
- •В№7. Действия при возгорании на гмб, маслонасосы смазки, регулирования, увг.
- •Билет №5 в№1. Требования опэ ас к системам маслоснабжения турбоустановки (опэ ас).
- •В№4. Испытание аб турбины повышением частоты вращения (иэ.1.Rl/sa 25-08б).
- •В№5. Откачка масла из гмб на ммдх (иэ.1.Sc.25-13а)
- •В№6. Действия при появлении гидроударов в главных паропроводах (иэ.1.Ra.25-03а п.7)
- •В№7. Действия при возгорании на гмб, маслонасосы смазки, регулирования, увг.
- •Билет №6 в№1. Требования опэ ас при эксплуатации конденсационной установки (опэ ас).
- •В№4. Останов сшо (иэ.1.Vc.25-30а).
- •В№5. Требование к энергетическим маслам (опэ ас).
- •В№7. Действия при возгорании в помещении нгпр.
- •Билет №7 в№1. Требования опэ ас при эксплуатации оборудования системы регенерации (опэ ас).
- •№4. Испытание аб турбины наливом масла (иэ.1.Rl/sa.25-08 б).
- •В№5. Порядок вывода мо тг в ремонт на работающем блоке () в№7. Действия при возгорании в маслокоробе турбины.
- •Билет №8 в№1. Требование к энергетическим маслам (опэ ас).
- •В№4. Включение в работу системы смазки турбины (иэ.1.Sс.25-13 а)
- •В№5. Включение в работу ионообменных фильтров системы (иэ.1.Ss.25.14б)
- •В№7. Действия при возгорании в помещении пневмогидроаккумуляторов (пга).
- •Билет №9 в№1. В каких случаях запрещен пуск турбины
- •В№4. Ввод в работу сшо (иэ.1.Vc.25.30а)
- •В№5. Промывка обратным ходом огц (рп.1.Vc/st.Тц/716)
- •В№6. Действия при снижении уровня в дб сувг (иэ.1.Su.25-16 а)
- •В№7. Действия при утечке и возгорании водорода через торцевой щит генератора.
- •Билет №10 в№1. При каких условиях разрешается подача пара для прогрева турбины и горячие сбросы в конденсатор (опэ ас)
- •В№4. Переход с безнасосного на насосный слив кгп тпн (иэ.1.Rl/sa.25-08 б)
- •В№5. Защиты тфу (иэ.1.Um.25.17б)
- •Билет №11 в№1. Требования опэ ас при эксплуатации турбоагрегатов при повышении вибрации (опэ ас)
- •В№4. Алгоритм работы защит турбины со срывом вакуума (иэ.1.Ла.25-21а)
- •В№5. Переходы по насосам системы ss (иэ.1.Ss.25.14б)
- •В№7. Действия при возгорании мнр тпн 1 [2]
- •Билет №12 в№1. В каких случаях турбина должна быть остановлена персоналом путем воздействия на выключатель при отсутствии или отказе в работе соответствующих защит (опэ ас).
- •В№4. Алгоритм работы защиты кзрп (иэ.1.Ла.25-21).
- •В№5. Переходы по насосам системы sт (иэ.1.St.25-15 а).
- •В№7. Действия при возгорании маслостанции кэн-II ст.
- •Билет №13 в№1. В каких случаях турбина должна быть разгружена и остановлена в период, определяемый главным инженером (опэ ас).
- •В№5. Переходы по насосам системы su (иэ.1.Su.25-16 а).
- •Билет №14 в№1. В каких случаях электродвигатель должен быть отключен от сети немедленно и в каких после пуска резервного (опэ ас).
- •В№4. Защиты тпн (иэ.1.Rl/sa.25-08 б)
- •В№5. Переходы по насосам se80 (рп.1.Se.Тц/424 а).
- •В№6. Действия при отказе регулятора уровня в конденсаторе тпн (иэ.1.Rl/sa.25-08 б).
- •В№7. Действия при возгорании на гмб, маслонасосы смазки, регулирования, увг.
- •Билет №15 в№4. Вывод в ремонт тпн (иэ.1.Rl/sa.25-08 б).
- •В№6. Действия при внезапном повышении вибрации тпн (иэ.1.Rl/sa.25-08 б).
- •В№7. Действия при возгорании на гмб, маслонасосы смазки, регулирования, увг.
- •Билет №16 в№1. Требования опэ ас при прекращении циркуляции охлаждающей жидкости в обмотках статора генератора (опэ ас)
- •В№5. Вывод в ремонт кэн-I ст. (иэ.1.Rm/sd.25.05а).
- •В№7. Действия при возгорании в помещении нгпр.
- •Билет №17 в№1. Требования опэ ас к маслосистеме уплотнения вала турбогенераторов (опэ ас).
- •В№5. Действия при отказе регулятора уровня зг-500 (иэ.1.Su.25-16 а).
- •В№6. Вывод в ремонт одной группы тфу при второй работающей (иэ.1.Um.25.17б).
- •В№7. Действия при возгорании в маслокоробе турбины.
- •Билет №18 в№1. Требования к энергетическим маслам (опэ ас).
- •В№4. Вывод из ремонта, подключение тфу в работу (иэ.1.Um.25.17б).
- •Билет №19 в№1. Требования опэ ас к теплофикационным установкам (опэ ас).
- •12.7. Теплофикационные установки
- •В№4. Вывод в ремонт сливного насоса пнд-1(иэ.1.Rh.25.07а ).
- •В№7. Действия при возгорании в помещении пневмогидроаккумуляторов (пга).
- •Билет №20 в№1. Требования опэ ас к трубопроводам и арматуре (опэ ас).
- •12.6. Трубопроводы и арматура
- •В№4. Ввод в работу сувг. (иэ.1.Su.25-16 а).
- •В№5. Включение в работу и обслуживание во время работы впэн (иэ.1.Rl/sa.25-08 б).
В№4. Алгоритм работы защиты кзрп (иэ.1.Ла.25-21).
3.11.6.3 При воздействии на КЗРП автоматически выполняются следующие действия:
1) Останов турбины со срывом вакуума по п. 3.1.3;
2) После отключения генератора дается команда на отключение работающих насосов системы регулирования с запретом АВР и включения SE80D01÷03;
3) После отключения МНР SE80D01÷03 подается команда на срабатывание маслосбрасывающих устройств SE62S01,02;
4) С выдержкой 60 с после отключения генератора запрет на включение (отключение) НГПР, ВПУ (SN10D01; SC91,92D01);
5) С выдержкой 60 с после отключения генератора при наличии подтверждения об открытии 1SD10S01 или повышении давления в одном из конденсаторов до 0,3 кгс/см² и понижении частоты вращения ротора менее 70 %, что соответствует давлению в линии импеллера менее 3,8 кгс/см², подается команда на отключение с запретом АВР МНС 1SC10D11÷31;
6) Дальнейшее развитие ситуации описано в п. 3.3.4:
[3.3.4 Действия персонала
3.3.4.1 Объявить по БЩУ причину срабатывания защиты, после чего:
1) Проконтролировать отключение турбины в последовательности, описанной в п. 3.1.3.;
2) Проконтролировать разгрузку РУ от УРБ, в дальнейшем – от ПЗ-1 при давлении во втором контуре 70 кгс/см², перемещение регулирующей группы ОР СУЗ вниз, снижение мощности РУ. Снижение мощности должно происходить непрерывно до величины 3–5 % от номинальной. При прекращении разгрузки на большей мощности ключом ПЗ-1 продолжить разгрузку РУ;
3) Открыть 1RQ30S01, снять с автомата БРУ-СН (1RQ11,12S01) и дистанционным воздействием на них увеличить давление в КСН до 12–13 кгс/см². В дальнейшем в процессе разгрузки поддерживать эту величину давления в КСН, контролируя при этом давление в ГПК, не допуская его снижения ниже 60 кгс/см². После окончания разгрузки поставить на «автомат» БРУ-СН (1RQ11,12S01). При работе АЗ, БРУ-СН (1RQ11,12S01) закрыть, потребовать от НСС питания КСН блока от ПРК;
4) Проконтролировать работу регуляторов первого контура (1YРС01, 1YРС05, БРУ‑А), контролировать закрытие БРУ-А (1TX50,60,70,80S05) при снижении давления в ПГ менее 68 кгс/см²;
5) Контролировать отключение ТПН-1, 2 в последовательности, описанной в п. 3.3.3.10, включение ВПЭН (1RL51,52D01), панели НY-34, HY-35 через МОТО открыть 1VB91S01,11;
6) Через МОТО перевести смазку ВПУ и подшипника номер 11 ТГ от НГПР, при снижении оборотов роторов ТГ до 1000 об/мин контролировать включение насосов гидроподъема роторов (1SC91(92)D01);
7) Контролировать включение валоповоротного устройства (1SN10D01), панель HY-31;
8) При не включении ВПУ (1SN10D01), потребовать от НСБ принятия мер к организации работ по прокрутке ротора ТГ ремонтным приспособлением;
9) Контролировать работу пуско–остановочных регуляторов (1RL71–74S04) по поддержанию уровня в ПГ-1–4 в эксплуатационных пределах «2405 см» по уровнемерам (1YB10–40L19), панель HY-14А;
10) Отключить насос охлаждения газового контура генератора (1ST11,12D01), закрыть напорные задвижки (1ST11,12S03);
11) ВИУТ должен обеспечить номинальные параметры в деаэраторах (1RL21,22B01), контролируя работу РУД (1RM50S01), регуляторов давления в деаэраторах (1RQ21,22S08, RQ22S09)]
12) При отключении обоих ТПН-1, 2, ВИУТ контролировать работу (включение) ВПЭН (1RL51,52D01), уровни в ПГ-1–4 и работу регуляторов 1RL71–74S04, ВИУР контролировать мощность РУ, которая должна быть в пределах 4–5 % от номинальной;
13) Проконтролировать работу дренажных насосов БНТ (1RT41,42,43D01);
14) После устранения замечаний по насосам смазки (1SC10D11,21,31), получения распоряжения НСС, приступить к пусковым операциям по турбине, увеличению мощности реактора и пуску турбогенератора.]