- •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№6. Действия при разрыве ксн (иэ.1ла.25-21a).
4.3 Разрыв коллектора собственных нужд (КСН)
В подразделе рассматривается разрыв коллектора собственных нужд на неотсекаемом участке, например, повреждение коллектора в месте ответвления к ПК КСН, или открытие и не закрытие одного или нескольких ПК КСН.
4.3.1 За исходное состояние принята работа блока на номинальном уровне мощности.
4.3.2 Признаки нарушения.
4.3.2.1 Основные признаки:
1) Появление шума истекающего пара в МЗ или на крыше МЗ через выхлопную трубу ПК КСН.
2) Перевод питания КСН от БРУ-СН (1RQ11,12S01), панель HY-30.
3) Полное открытие БРУ-СН и, несмотря на это, падение давления в КСН, деаэраторах (1RL21,22B01).
4.3.2.2 Вспомогательные признаки:
1) Снижение нагрузки ТГ на 140–150 МВт, панели НY-36, HY-25.
4.3.3 Развитие переходного процесса
4.3.3.1 Из-за разрыва КСН на неотключаемом участке наблюдается быстрое снижение
давления в КСН, идет на открытие БРУ-СН (1RQ11S01, затем 1RQ12S01), закрывается 1RD34S03 панель HY-30.
4.3.3.2 АРМ в режиме «Т» начинает увеличивать мощность реактора и при достижении уставки ПЗ-1 или РОМ переходит в режим «Н», ЭГСР турбины – в режим «РД1» и за счет полного открытия БРУ-СН происходит снижение нагрузки ТГ до 850–860 МВт. При этом мощность РУ равна 101,5–102 % номинальной, панели НY-52, НY-69.
Примечание. Перевод питания ТПН № 1, 2 по пару не происходит.
4.3.3.3 Из-за снижения давления в КСН начнет падать давление в деаэраторах (1RL21,22B01), в результате чего будут открываться 1RQ21S08, затем 1RQ22S08, панель HY‑30.
4.3.3.4 После снижения давления за РОУ-14/6 (1RQ31S04) менее 6 кгс/см² (абс) 1RQ31S04 начнет открываться, что также будет способствовать снижению давления в деаэраторах (1RL21,22B01), так как открыта арматура подачи пара от деаэраторов на уплотнения и эжектора ТГ и ТПН (1SG10,20S01), панель HY-30.
4.3.3.5 Конечное состояние регуляторов:
1RQ11S01 – 100 %;
1RQ12S01 – 100 %;
1RQ21S08 – 100 %;
1RQ22S08 – 100 %;
1RQ31S04 – 100 %.
Примечание. До сохранения давления в деаэраторах более 3–4 кгс/см², эжектора ТГ и ТПН сохранят свою работоспособность и вакуум на ТГ и ТПН № 1, 2 сохранится неизменным.
4.3.3.6 При резком (со скоростью более 0,1 (кгс/см²)/мин) снижении давления в деаэраторах (1RL21,22B01) менее 4 кгс/см² из-за вскипания воды, происходит «срыв» работы БН, что приводит к срабатыванию защиты ТПН № 1, 2 по снижению давления на всасе основного насоса. Отключаются оба ТПН. Срабатывает табло сигнализации «Снижение Р всаса питательного насоса» панели HY-34, HY-35.
4.3.3.7 По факту отключения обоих ТПН закрываются СРК ТГ.
4.3.3.8 При снижении уровней в ПГ-1–4 менее 230 см включаются в работу ВПЭН (1RL51,52D01), панели НY-34, HY-35.
4.3.3.9 Открываются 1RQ50S01–03, закрывается 1RB50S02, панель НY-34.
4.3.3.10 При снижении уровней воды в ПГ до 190 см, происходит отключение соответствующих ГЦН, панель НY-13.
4.3.3.11 По факту отключения более двух ГЦН срабатывает АЗ РУ, панели НY-16, 17.
4.3.3.12 Давление в деаэраторах (1RL21,22B01) и КСН продолжает падать, и при величине менее 3 кгс/см² перестают нормально работать эжектора ТГ (1SD21,22,23D01). Наблюдается падение вакуума на ТГ. При достижении давления в конденсаторах турбины 0,23 ата срабатывает блокировка запрета горячих сбросов в конденсаторы ТГ, панель HY-25, УВС.
4.3.3.13 Давление в деаэраторах падает практически до атмосферного и в условиях отключенной регенерации низкого давления турбины температура питательной воды в деаэраторах быстро снижается, панель HY-30, УВС, фрагмент «RQ-RL».
4.3.3.14 После отключения энергоблока с АЗ на РУ наблюдается быстрое снижение давления в ГПК. При закрытии СК ТГ и снижении давления пара в ГПК менее 56,0 кгс/см², РК БРУ-СН 1RQ11-12S01 в режиме «АУ» принудительно закрываются непрерывной командой. Команда принудительного закрытия РК 1RQ11-12S01 в режиме «АУ» снимается после полного закрытия соответствующего РК БРУ-СН 1RQ11-12S01. Действие блокировки прекращается после повышения давления в ГПК более 59,0 кгс/см² (п. 3.9.2 ТО.1.АСУТ.27.59).
4.3.4 Действия персонала
4.3.4.1 По признакам нарушения, указанным в пункте 4.3.2, по шуму истекающего пара идентифицировать нарушение, определить место (район) повреждения. Принять меры к эвакуации ремонтного персонала из МЗ.
4.3.4.2 Проконтролировать работу регуляторов 1RQ11-12S01, 1RQ21-22S08, 1RQ31S04 по поддержанию давления в КСН, деаэраторах, на уплотнение ТГ и эжектора турбины.
4.3.4.3 Проконтролировать отключение ТПН № 1, 2, включение ВПЭН (1RL51,52D01).
4.3.4.4 Остановить работу реакторной установки действием АЗ. Выполнить действия согласно раздела 3 настоящей инструкции после АЗ РУ.
4.3.4.5 Выполнить действия по определению и локализации места повреждения трубопровода КСН:
закрыть БРУ-СН (1RQ11–12S01);
проверить закрытие RD34S02–03;
закрыть 1RQ30S01, 1RQ31S02, 1RQ31S01;
проконтролировать прекращение падения давления в ГПК.
4.3.4.6 Если попытки локализации места повреждения выполнены поздно и произошло падение давления в ГПК менее 50 кгс/см², проконтролировать работу защиты по разрыву второго контура: «Δ ТS > 75 °C, Р2К < 50 кгс/см²». Проконтролировать посадку БЗОК (1ТХ50,60,70,80S06), при снижении давления в ПГ до 45 кгс/см² проконтролировать отключение ГЦН-1–4.
4.3.4.7 После посадки БЗОК проконтролировать прекращение падения давления в ПГ-1–4.
4.3.4.8 Доложить руководству АЭС о происшедшем нарушении.
4.3.4.9 Приступить к расхолаживанию реакторной установки.