6.5.15 Турбина должна быть отключена со срывом вакуума за время не более (2,0 ‑ 3,0) секунды, если при установившемся режиме происходит:
– повышении любой составляющей вибрации (вертикальной, горизонтально-поперечной или горизонтально-осевой) одного из подшипников до аварийного предела 11,2 мм/с, а величина любой другой составляющей этого же подшипника превышает 7,1 мм/с.
– повышении любой составляющей вибрации одного из подшипников до аварийного предела 11,2 мм/с, а величина любой составляющей вибрации второго подшипника данного ротора либо смежного (соседнего) подшипника превышает 7,1 мм/с.
– одновременном внезапном и необратимом изменении значений виброскорости для каких-либо составляющих вибрации двух опор одного ротора, двух смежных опор или двух составляющих вибрации одной опоры на 1,0 мм/с и более от любого начального уровня.
Примечание – Под внезапным изменением вибрации подшипников понимается его изменение за время не более 5 секунд и длительностью не менее 10 секунд.
6.5.16 Эксплуатация турбоагрегата при уровне вибрации валопровода 320 мкм у одной из опор по любому направлению измерения не допускается, при повышении вибрации валопровода до вышеприведенного значения турбина должна быть немедленно разгружена и остановлена.
6.5.17 Турбина должна быть немедленно остановлена при возрастании вибрации валопровода у одной из опор по любому направлению измерения более чем на 1000 мкм в независимости от продолжительности возрастания.
6.5.18 Турбина должна быть разгружена и остановлена, если происходит плавное (в течение примерно трех суток) возрастание любого компонента вибрации одной из опор подшипников на 2,0 мм/с или возрастание вибрации валопровода у одной из опор по любому направлению измерения более чем на 85 мкм.
6.5.19 Эксплуатация турбоагрегата при низкочастотной вибрации (НЧВ) опор больше 1,8 мм/с недопустима, при повышении НЧВ до вышеприведенного значения турбина должна быть немедленно разгружена и остановлена. При появлении низкочастотной вибрации, превышающей 1,0 мм/с, должны быть приняты меры к ее устранению в срок, определенный главным инженером, но не более семи суток.
6.5.20 На всех режимах работы турбины не допускается превышение предельных величин контрольных параметров тепломеханического состояния турбины (приложение Д).
6.5.21 Допустимое количество пусков составляет всего 1500 за 30 лет, из них:
– из холодного состояния 300;
– из неостывшего состояния 1200;
– в год допускается не более 50 пусков из любого состояния.
6.5.22 Допускается работа турбины К-1000-60/1500-2 при закрытии одного стопорного или регулирующего клапана ЦВД без ограничения времени при номинальной мощности без участия турбины в регулировании мощности (только разгружение для останова).
6.6 Допустимые отклонения частоты энергосистемы. В аварийных режимах энергосистемы допускается работа:
– при частоте сети от 50,5 до 51,0 Гц и от 46,0 до 47,0 Гц – не более 10 секунд единоразово (60 секунд в год);
– при частоте в сети от 49,0 до 48,0 Гц – не более 2 минут единоразово (12 минут в год);
– при частоте сети от 48,0 до 47,0 Гц – не более 1 минуты единоразово (6 минут в год).
6.7 Не допускается обводнение масла в масляных системах турбины. При обнаружении в масле воды необходимо произвести очистку масла штатным оборудованием.
6.8 В зависимости от температуры циркуляционной воды вводится одна из четырех (сезонных) уставок на степень разгрузки энергоблока техсредствами РОМ по сигналу защиты VC10EY08 при отключении одного циркнасоса:
– при установившейся температуре циркуляционной воды в течение трех дней более 15 С – уставка уровня мощности реакторной установки 60 %;
– при установившейся температуре циркуляционной воды в течение трех дней менее 15 С – уставка уровня мощности реакторной установки 80 %;
– при установившейся температуре циркуляционной воды в течение трех дней менее 10 С – уставка уровня мощности реакторной установки 90 %;
– при установившейся температуре циркуляционной воды в течение трех дней менее 5 С – разгрузка не выполняется, накладка защиты VC10EY08 выведена (мощность номинальная).
6.9 Не допускается работа турбины в моторном режиме более двух минут.
6.10 Меры безопасности:
6.10.1 Устройство, эксплуатация и ремонт турбоустановки должны отвечать требованиям «Основных правил обеспечения эксплуатации атомных станций» ОПЭ АС СТО 1.1.1.01.0678-2007.
6.10.2 Весь персонал, связанный с обслуживанием, ремонтом, наладкой турбоустановки, обязан знать соответствующие разделы «Правила охраны труда при эксплуатации тепломеханического оборудования электростанций и тепловых сетей атомных станций ФГУП концерн «Росэнергоатом» СТО 1.1.1.02.001.0673-2006, руководствоваться ими и строго соблюдать в практической работе.
6.10.3 Оперативный персонал, обслуживающий турбоустановку, до назначения на самостоятельную работу обязан пройти производственное обучение на рабочем месте, проверку знаний оборудования, правил техники безопасности, производственных инструкций и дублирование на рабочем месте.
6.10.4 Во время пуска и обслуживания турбоустановки персонал должен соблюдать меры предосторожности с целью предотвращения несчастных случаев и повреждения оборудования.
6.10.5 Запрещается прикасаться к штокам стопорных и регулирующих клапанов, штокам сервомоторов, кольцевым выключателям, деталям парораспределения и приводам заслонок промперегрева во время проверки срабатывания защитных золотников по сигналам защит, при ручном воздействии, а также при работе турбины.
6.10.6 Запрещается разбирать сальниковые уплотнения арматуры, находящиеся под давлением рабочей среды.
6.10.7 Запрещается вскрывать фланцевые соединения, находящиеся под давлением.
6.10.8 Не допускать замасливания лестниц и площадок турбины и ее вспомогательного оборудования.
6.10.9 Запрещается загромождать проходы и площадки обслуживания турбины.
6.10.10 Запрещается прикасаться к вращающемуся ротору турбины (в зазорах между цилиндрами и картерами подшипников).
6.10.11 Запрещается прикасаться к горячим поверхностям корпусов турбины, клапанов, арматуры и трубопроводов, если на них отсутствует теплоизоляция.
6.10.12 Необходимо поддерживать в исправном состоянии тепловую изоляцию трубопроводов и турбоустановки. Температура поверхности изоляции не должна превышать 45 С при температуре окружающего воздуха 25 С.
6.10.13 Запрещается открывать без необходимости вентили выпуска воздуха и вентили опорожнения сосудов, находящихся под давлением.
6.10.14 Запрещается пользоваться открытым огнем в районе генератора, маслосистемы смазки и системы регулирования турбины.
6.10.15 Не допускать производства ремонтных работ на оборудовании турбоустановки без нарядов и распоряжений.
6.10.16 При тушении турбинного масла применять распыленную воду, пену, при объемном тушении - углекислый газ.
6.10.17 При разливе масла необходимо собрать его в отдельную тару, место разлива протереть сухой ветошью.
6.11 При эксплуатации маслосистемы машзала, качество турбинного масла должно удовлетворять следующим параметрам:
6.11.1 Кислотное число не более 0,3 мг КОН на 1 г;
6.11.2 Вода, шлам, механические примеси должны отсутствовать;
6.11.3 Класс промышленной чистоты масла, определяемый по гранулометрическому составу по ГОСТ 17216-2001 должен быть не хуже 10.
6.12 При снижении класса промышленной чистоты масла хуже 10 необходимо произвести очистку масла штатным оборудованием (включением МОУ или фильтр-пресса).
6.13 Если качество масла, находящегося в эксплуатации, перестает соответствовать указанным требованиям и не может быть улучшено очисткой, введением присадок и другими методами, оно подлежит замене.
6.14 При проведении опробования ВПУ 2SN10D01 в «контрольном» положении, по окончании работ ВИУТ получить подтверждение от персонала ЭЦ о правильности подключения фаз питания электродвигателя ВПУ.
6.15 Задвижки 2VC21,22S11 на всасе насосов подъемных маслоохладителей 2VC21,22D11 при работе энергоблока на мощности должны быть открыты и их электросхемы распитаны.
6.16 При эксплуатации системы регулирования турбины температура масла должна составлять (50,0 – 55,0) С.
6.17 Допустимое значение виброскорости подшипников насосов 7,1 мм/с, подшипников электродвигателей 4,5 мм/с.
6.18 При работе турбины К-1000-60/1500-2 на мощности допускается вывод в ремонт (отключение) двух ПГА высокого давления и одного ПГА низкого давления.
6.19 При охлаждении блочных трансформаторов от системы циркуляционного водоснабжения машзала, подача воды осуществляется через гравийный фильтр 2VC32N01 и открытую задвижку 2VC32S01 на байпасе гравийного фильтра. При выводе из работы гравийного фильтра 2VC32N01, подача охлаждающей воды на блочные трансформаторы выполняется через открытую задвижку 2VC32S01, в этом случае электросхема задвижки должна быть распитана для исключения самопроизвольного или несанкционированного закрытия.
6.20 Норма утечки водорода из корпуса генератора – не более 5 % (40 м³) в сутки. Увеличение суточной утечки водорода свыше 5 % свидетельствует о наличии неплотностей генератора. Возможными местами неплотностей могут быть нулевые и линейные вывода генератора, торцевые щиты, люки, разъемы между центральной и концевыми частями, уплотнения вала, трубопроводы и оборудование системы УВГ, обмотка статора, газоохладители. Пропуск водорода может происходить также через неплотно закрытые вентили газовой схемы. При обнаружении утечек водорода из корпуса генератора необходимо по штатным газоанализаторам проверить содержание водорода в кожухах линейных и нулевых выводах, 9 и 10 подшипниках, газовой ловушке. Осмотреть газовый пост и трубопроводы дренажей из корпуса генератора и обтянуть все вентили, которые должны быть закрыты при работе генератора. Осмотреть генератор и проверить на слух отсутствие утечек водорода через разъемы торцевых щитов и люков, фланцы, разъемы, трубопроводы, арматуру, устройства КИП обвязки системы УВГ. На основании осмотра и показаний газоанализаторов сделать вывод о месте утечки водорода. Если утечка не может быть устранена немедленно или она не найдена, необходимо оградить генератор переносными щитами, канатом, веревкой или шнуром с вывешенными предупредительными плакатами «Водород. Огнеопасно!» (такие же плакаты должны быть вывешены на лестнице подъема к линейным выводам, магнитным фильтрам системы SS и около датчиков контроля наличия жидкости в корпусе генератора), потребовать запрета работы кранов и огневых работ в машзале, открыть фрамуги машзала. Решение о дальнейшей работе генератора с утечкой, превышающей допустимую, принимает главный инженер АЭС, при этом необходимо усилить контроль за давлением и температурой водорода в генераторе, в случае повышения температуры «холодного газа» более 55 С отключить турбину через 5 минут.
6.21 Оборудование и трубопроводы должны быть отключены немедленно:
6.21.1 При обнаружении трещин или свищей в основном металле и сварных соединениях оборудования и трубопроводов;
6.21.2 При разрушении опор и подвесок;
6.21.3 При появлении шумов, вибраций, ударов в оборудовании и трубопроводах;
6.21.4 При повышении давления сверх рабочего более чем на 15 % и дальнейшем его повышении несмотря на соблюдение всех требований, указанных в настоящей инструкции;
6.21.5 При неисправности 50 % предохранительных устройств;
6.21.6 При неисправности устройств измерения давления или уровня.
6.22 Оборудование и трубопроводы должны быть выведены из работы в плановом порядке:
6.22.1 При обнаружении течей во фланцевых соединениях;
6.22.2 При ухудшениях качества теплоносителя сверх установленных норм.
6.23 Защита на отключение турбоустановки со срывом вакуума по превышению уровня вибрации подшипников более второго предела должна вводиться в работу по завершению разворота роторов до холостых оборотов (1500 об/мин) перед включением турбогенератора в сеть.
6.24 Не допускается работа маслонасосов 2SE80D01,02,03:
6.24.1 При закрытых задвижках 2SE82,84,86S02 на напоре коллектора ВД и задвижках 2SE80S91,92; 2SE80S93,94; 2SE80S95,96 на линиях рециркуляции из коллектора ВД (в безрасходном режиме) более двух минут;
6.24.2 При давлении масла по манометрам 2SE81,83,85P01B1; 2SE82,84,86P01B2 в напорных коллекторах до задвижек 2SE81-86S02 менее 37,0 кгс/см² и 17,0 кгс/см² соответственно для линий ВД и НД.
6.25 Не допускать работу ТА под нагрузкой с разницей положения ГСМ-1, 2 более 15 мм в режиме «ЭГСР» и 20 мм в режиме «ГСР».
6.26 Не допускать работу ТА под нагрузкой при положении ГСМ-1, 2 на механических упорах «открыто» и в зоне вблизи механических упоров (от 315 до 320 мм по линейным шкалам положения ГСМ).
6.27 При работе АСРЗ в режиме «ГСР» под нагрузкой сохранять базовый режим на энергоблоке при постоянной мощности. Плановые изменения мощности выполнять только с разрешения главного инженера.
6.28 Отключение ЭГП по маслу закрытием вентилей на корпусах ЭГП допускается только при выполнении работ по специальным программам, утвержденным ГИС.
6.29 При появлении на пульте 2HY-69А индикации «Отказ ЭЧСР» принять немедленные меры по поиску и устранению неисправности в соответствии с инструкцией по эксплуатации «Электронная часть системы регулирования турбины К-1000-60/1500-2. Энергоблок № 2. Ростовской атомной станции» (ИЭ.2.ЭЧСР.27.118).
6.30 При воспламенении масла, вызванном нарушением плотности маслосистемы АСРЗ и невозможности немедленно ликвидировать пожар, аварийно остановить турбину воздействием на «Ключ защиты от развития пожара» (КЗРП) на панели 2HY-65.
6.31 Немедленно отключить турбину воздействием на кнопки защитных устройств 2SE63S01,02 по месту или от КУ на панели 2HY-65 при отказе в работе соответствующих защит, а также в следующих случаях:
6.31.1 При разрыве или обнаружении трещин в маслопроводах АСРЗ;
6.31.2 При повышении частоты вращения ротора выше 1680 об/мин и несрабатывании АБ;
6.31.3 При недопустимом изменении положения роторов относительно цилиндров;
6.31.4 При явно слышимых ненормальных периодических или одиночных механических ударах в зоне СРК, внутри турбины или генератора; при поломках деталей распредмеханизма привода РК;
6.31.5 При недопустимом повышении температуры масла на сливе из любого подшипника, подшипников уплотнений вала генератора, любой колодки упорного подшипника турбоагрегата;
6.31.6 При недопустимом перепаде давления «масло-водород» в системе уплотнений вала генератора;
6.31.7 При внезапном повышении вибрации турбоагрегата;
6.31.8 При появлении искр или дыма из подшипников и концевых уплотнений турбины или генератора;
6.31.9 При исчезновении напряжения на устройствах дистанционного и автоматического управления или на всех контрольно-измерительных приборах.
6.32 Немедленно доложить НСБ-2 для принятия главным инженером АЭС решения о сроках разгрузки и останова ТА при обнаружении:
6.32.1 Заедания СК 2SE11,12,13,14S01; РК 2SE11,12,13,14S02; СЗ 2SE10S01,02; РЗ 2SE20,30,40S01,02;
6.32.2 Неисправностей оборудования АСРЗ;
6.32.3 Свищей в маслопроводах АСРЗ.
6.33 Немедленно отключить нажатием аварийных кнопок по месту любой из МНР 2SE80D01,02,03 в следующих случаях:
6.33.1 Появление вибрации насоса более 7,1 мм/с, электродвигателя насоса более 4,5 мм/с;
6.33.2 Появление дыма, искр из электродвигателя;
6.33.3 Появление посторонних звуков, указывающих на задевание вращающихся частей агрегата.
6.34 Перед вводом в работу АСРЗ открыть коренные вентили в соответствии с приложением М.
6.35 После ввода в работу ПГА 2SE71B11,21,31, 2SE72B11…91 по штатной схеме выполнить отключение манометров 2SE71Р010,02,03В1, 2SE72Р10…18В1 на линиях контроля давления масла в ПГА, для чего закрыть коренные вентили 2SE71Р01,02,03S1, 2SE72Р10‑18S1.
7 Возможные нарушения и отказы при эксплуатации системы, оборудования, действия персонала по их устранению
7.1 Возможные нарушения и отказы при эксплуатации системы, оборудования, действия персонала по их устранению указаны в таблице 7.1.
Таблица 7.1 – Действия оперативного персонала
Отклонения от нормального режима |
Возможные причины отклонения |
Способы ликвидации отклонения |
1 |
2 |
3 |
Отсутствует рост давления масла при «развороте» АСРЗ |
Не «села» на штатное место мембрана МСУ 2SE62S01 2SE62S02 |
Остановить МНР 1SЕ80D01,02,03. «Выбить» МСУ 2SE62S01,02. Сдренировать маслосистему АСРЗ открытием вентилей 2SE62S91,92, 2SE62S93,94 в течение 10 минут. Повторить операции по пуску МНР и подаче масла в систему |
Снижение давления в коллекторах силового масла «40,0 кгс/см²» и «20,0» кгс/см² |
Протечки через дренажную арматуру |
Проверить и дозакрыть дренажную арматуру 2SE80S91,92; 2SE80S93,94; 2SE80S95,96; 2SE80S97,98; 2SE80S99,100; 2SE80S101,102; 2SE62S91,92; 2SE62S93,94; 2SE62S95,96, дренажную арматуру ПГА |
|
Протечки в линии промывки МФ |
Проверить и отрегулировать точное нахождение МФ в среднем положении (давление в промывочных линиях не более 2,0 кгс/см²) |
|
Повышенный перепад давлений на МФ |
Промыть маслофильтры |
Отсутствие давления в импульсной линии защиты при наличии |
Выбиты золотника автомата безопасности |
Взвести золотники автомата безопасности нажатием на указатель до фиксации защелкой |
давления в линии «20,0» кгс/см² |
Выбиты ЗУ 2SE63S01,02 |
Взвести защитные устройства |
|
Закрыт вентиль 2SE61S40 на линии подвода силового масла к ЭГП ЭАБ 2SE06S01 |
Открыть вентиль 2SE61S40. Убедиться в том, что золотник ЭГП находится в положении «+ 2,0» мм по шкале указателя |
Разница открытия ГСМ № 1,2 при |
Искажение настройки ЭГСП |
Доложить НСБ-2. |
работе АСРЗ в режиме «ЭГСР» превысила 15 мм |
|
Устранение дефекта выполняется персоналом ЦТАИ после измерения параметров ЭГСП. |
Продолжение таблицы 7.1 |
||
1 |
2 |
3 |
|
|
При наличии тенденции роста разницы степени открытия ГСМ перевести АСРЗ в режим «ГСР» |
Разница открытия ГСМ № 1,2 при работе АСРЗ режиме «ГСР» превысила 20 мм |
Искажение настройки АСРЗ |
Перевести ключ выбора режимов работы МТР-А, Б в положение «МТР-А» или «МТР-Б». Кратковременными воздействиями на ключ управления МТР-А, Б выровнять положение ГСМ № 1 и № 2. Доложить о выполнении корректировки НСБ-2 |
Нарушение работы МТР-А, МТР-Б с появлением сигнализации на панели 2HY-26 «Отказ МТР-А» |
Потеря питания МТР (сигнализация на панели 2HY-27, сообщение на фрагменте EGSR |
Во всех перечисленных случаях нарушений в работе МТР-А, МТР-Б принять немедленные меры (с вызовом персонала ЦТАИ) по устранению причин неработоспособности схемы РТР (электрические или механические причины). |
и/или «Отказ МТР-Б» при работе |
монитора ИВС) |
С момента появления сигнала «Отказ МТР-А (и/или Б)» сохранять стабильное |
АСРЗ в режиме «ЭГСР» |
Рассогласование токов управления ЭГП № 1 и № 2 более 200 мА в течение 10 секунд (сообщение на фрагменте EGSR монитора ИВС) |
состояние турбоустановки (режим «ЭГСР») без изменения параметров и режимов работы ЭГСР. Если, кроме появления сигнала «Отказ МТР-А (и/или Б)», наблюдается не устраняемое работой РТР отклонение токов управления ЭГП № 1, 2 от равновесных значений более, чем на 25 мА по абсолютной величине, с целью |
|
Выдача команды управления на МТР в течение времени более 110 секунд (сообщение на фрагменте EGSR монитора ИВС) |
сохранения готовности АСРЗ к возможному переходу в режим «ГСР» (до восстановления нормальной работы схемы РТР) корректировать токи управления ЭГП № 1 и ЭГП № 2 воздействием на КУ МТР-А, Б (при положении ключа выбора режимов работы МТР «МТР-А» или «МТР-Б») или, при неработоспособности дистанционного управления МТР, воздействием на маховики управления МТР-А и МТР-Б по месту. |
|
|
Направление воздействия на МТР («На прибавить» или «На убавить») для возврата токов управления ЭГП к равновесным значениям противоположно направлению отклонения тока ЭГП, а именно: – при отклонении тока управления ЭГП № 1 или ЭГП № 2 от равновесного значения в сторону положительных значений («В плюс») воздействовать на соответствующий МТР в сторону «Убавить»; |
|
|
– при отклонении тока управления ЭГП № 1 или ЭГП № 2 от равновесного значения в сторону отрицательных значений («В минус») воздействовать на |
|
|
соответствующий МТР в сторону «Прибавить» |
Отличие давления в рабочих камерах сервомоторов СК, более чем на 2,0 кгс/см² от давления за МФ |
Протечки в дренаж через РУ СК, на часть хода из-за неточного положения золотников РУ |
Доложить НСБ-2. Устранение дефекта выполняет ремонтный персонал |
|
Протечки в дренаж через вентили полного расхаживания СК |
Закрыть полностью вентили полного расхаживания СК |
Перепад на группах МФ ВД или НД составляет более 2,0 кгс/см² и не снижается при промывке группы МФ более 40 минут |
Загрязнения МФ не вымываются |
Закрыть задвижку на выходе загрязненного МФ 2SE91N01(11) или поочередно задвижки на выходе МФ 2SE92N01,11(21) и продолжить их отмывку еще по 15 минут каждого. Вновь ввести МФ в работу открытием задвижек на их выходе. Если эти действия не дали снижения перепада на группах МФ, вывести МФ 2SE91N01(11), или поочередно МФ 2SE92N01,11(21) в ремонт для их разборки и механической чистки |
Давление в линии промывки МФ 2SE91N01,11; 2SE92N01,11,21 более 2,0 кгс/ см² |
МФ не точно останавливается в среднем положении |
Отрегулировать среднее положение МФ 2SE91N01(11), 2SE92N01,11,21 вручную по месту и произвести настройку концевых выключателей электропривода МФ |
|
Повреждение уплотнительных фторопластовых деталей |
Вывести МФ в ремонт для ревизии и замены уплотнительных элементов |
8 ПЕРЕЧЕНЬ ЗАЩИТ, БЛОКИРОВОК, СИГНАЛИЗАЦИИ
8.1 Перечень защит, блокировок и сигнализации приведен в карте уставок «Технологические защиты, блокировки и сигнализация по техническим параметрам турбинного отделения. Энергоблок № 2 Ростовской атомной станции» КУ.2.ТЗБ ТО.27.13 и в приложениях Д, Е, Ж настоящей инструкции.
-
РАЗРАБОТАНО:
Начальник ТЦ-1
А.В. Алимов
ПРИЛОЖЕНИЕ А
(обязательное)
Структурная схема автоматической системы регулирования и защиты
Рисунок А.1 – Схема автоматической системы регулирования и защиты
ПРИЛОЖЕНИЕ Б
(обязательное)
Состав автоматической системы регулирования и защиты
Рисунок Б.1 – Состав автоматической системы регулирования и защиты
ПРИЛОЖЕНИЕ В
(обязательное)
Построение линии управления главного сервомотора
Рисунок В.1 – Схема линии управления
ПРИЛОЖЕНИЕ Г
(обязательное)
Характеристики насосов регулирования турбины (2SE80D01,02,03)
Г.1 Характеристики насосов регулирования турбины 2SE80D01,02,03 указаны в таблице Г.1.
Таблица Г.1 – Характеристика насосов регулирования
Наименование характеристики |
Значение |
|
Длительно |
Кратковременно |
|
Тип |
МВ 60-490 |
|
Подача, м³/ч |
38 |
45 |
Подача промотбора, м³/ч |
22 |
40 |
Напор, не менее, м |
490 |
430 |
Напор в промотборе, м |
230 |
170 |
Допустимый кавитационный запас, м |
6,5 |
8,9 |
КПД, % |
46 |
– |
Температура масла, С |
не более 65 |
|
Тип электродвигателя |
АОЗ-315-2 |
|
Напряжение, В |
380 |
|
Мощность, кВт |
160 |
|
Частота тока, Гц |
50 |
|
Род тока |
переменный |
|
Частота вращения, об/мин |
2970 |
|
Вращение |
Против часовой стрелки, если смотреть со стороны электродвигателя |
|
ПРИЛОЖЕНИЕ Д
(обязательное)
Перечень контрольно-измерительных приборов
Д.1 Перечень контрольно-измерительных приборов указан в таблице Д.1.
Таблица Д.1 – Перечень КИП
Наименование параметра |
Позиция отбора |
Выход замера |
Номинальное значение |
Адрес ИВС |
Уставка |
|
величина |
назначение |
|||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
Давление масла на всасе импеллера, кгс/см² |
2SE64P05B1 |
по месту |
1,5 0,10 |
– |
– |
– |
Давление масла в напорных патрубках ВД МНР 2SE80D01, кгс/см² |
2SE82P01B1 |
ТЗБиС |
40,0 |
– |
39,0/35,0 |
АВР 2SE80D01-03 |
Давление масла в напорных патрубках ВД МНР 2SE80D01, кгс/см² |
2SE82P01B2 |
по месту |
40,0 |
– |
– |
– |
Давление масла в напорных патрубках ВД МНР 2SE80D02, кгс/см² |
2SE84P01B1 |
ТЗБиС |
40,0 |
– |
39,0/35,0 |
АВР 2SE80D01-03 |
Давление масла в напорных патрубках ВД МНР 2SE80D02, кгс/см² |
2SE84P01B2 |
по месту |
40,0 |
– |
– |
– |
Давление масла в напорных патрубках ВД МНР 2SE80D03, кгс/см² |
2SE86P01B1 |
ТЗБиС |
40,0 |
– |
39,0/35,0 |
АВР 2SE80D01-03 |
Давление масла в напорных патрубках ВД МНР 2SE80D03, кгс/см² |
2SE86P01B2 |
по месту |
40,0 |
– |
– |
– |
Давление масла в напорном патрубке НД МНР 2SE80D01, кгс/см² |
2SE81P01B1 |
по месту |
20,0 |
– |
– |
– |
Давление масла в напорном патрубке НД МНР 2SE80D02, кгс/см² |
2SE83P01B1 |
по месту |
20,0 |
– |
– |
– |
Давление масла в напорном патрубке НД МНР 2SE80D03, кгс/см² |
2SE85P01B1 |
по месту |
20,0 |
– |
– |
– |
Давление масла в коллекторе «40,0 кгс/см²» после МФ, кгс/см² |
2SE92P06B1 |
БЩУ-2, ТЗБиС |
40,0 |
5791 |
26,5 |
SE91EY01 |
Давление масла в коллекторе «40,0 кгс/см²» после МФ, кгс/см² |
2SE92P06B2 |
ТЗБиС |
40,0 |
5792 |
15,0 |
SE91EY01 |
Давление масла в коллекторе «40,0 кгс/см²» после МФ, кгс/см² |
2SE92P06B3 |
ТЗБиС |
40,0 |
5793 |
15,0 |
SE91EY01 |
Продолжение ПРИЛОЖЕНИЯ Д
Продолжение таблицы Д.1 |
||||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
Давление масла в коллекторе «20,0 кгс/см²» после МФ, кгс/см² |
2SE91P06B1 |
БЩУ-2, ТЗБиС |
20,0 |
5795 |
17,5 |
SE92EY01 |
Давление масла в коллекторе «20,0 кгс/см²» после МФ, кгс/см² |
2SE91P06B2 |
ТЗБиС |
20,0 |
5796 |
10,0 |
SE92EY01 |
Давление масла в коллекторе «20,0 кгс/см²» после МФ, кгс/см² |
2SE91P06B3 |
ТЗБиС |
20,0 |
5797 |
10,0 |
SE92EY01 |
Давление масла до и за МФ ВД, кгс/см² |
2SE90P01B1 |
по месту |
40,0 |
– |
– |
– |
Давление масла до и за МФ ВД, кгс/см² |
2SE92P01B1 |
по месту |
40,0 |
– |
– |
– |
Давление масла до и за МФ НД, кгс/см² |
2SE80P01B1 |
по месту |
20,0 |
– |
– |
– |
Давление масла до и за МФ НД, кгс/см² |
2SE91P01B1 |
по месту |
20,0 |
– |
– |
– |
Перепад давления на группах МФ НД и ВД, кгс/см² |
2SE80P02B1 |
БЩУ-2 |
менее 1,5 |
5857 |
– |
– |
Перепад давления на группах МФ НД и ВД, кгс/см² |
2SE90P02B1 |
БЩУ-2 |
менее 1,5 |
5820 |
– |
– |
Давление в коллекторе промывки МФ ВД 2SE92N01,11,21, кгс/см² |
2SE92P02B1 |
по месту |
менее 2,0 |
– |
– |
– |
Давление в коллекторе промывки МФ ВД 2SE92N01,11,21, кгс/см² |
2SE92P03B1 |
по месту |
менее 2,0 |
– |
– |
– |
Давление в коллекторе промывки МФ ВД 2SE92N01,11,21, кгс/см² |
2SE92P05B1 |
по месту |
менее 2,0 |
– |
– |
– |
Давление в коллекторе промывки МФ НД SE91N01,11, кгс/см² |
2SE91P02B1 |
по месту |
менее 2,0 |
– |
– |
– |
Давление в коллекторе промывки МФ НД SE91N01,11, кгс/см² |
2SE91P03B1 |
по месту |
менее 2,0 |
– |
– |
– |
Давление масла в импульсной линии защиты, кгс/см² |
2SE91P08B1 |
по месту |
20,0 |
– |
– |
– |
Давление масла в линиях защиты № 1, 2, кгс/см² |
2SE01P16B1 |
по месту |
20,0 |
– |
– |
– |
Давление масла в линиях защиты № 1, 2, кгс/см² |
2SE02P08B1 |
по месту |
20,0 |
– |
– |
– |
Давление масла под поршнем CМ СК № 1, кгс/см² |
2SE02P01B2 |
по месту |
20,0 |
– |
– |
– |
Давление масла под поршнем CМ СК № 2, кгс/см² |
2SE02Р02B2 |
по месту |
20,0 |
– |
– |
– |
Давление масла под поршнем CМ СК № 3, кгс/см² |
2SE01P02B3 |
по месту |
20,0 |
– |
– |
– |
Давление масла под поршнем CМ СК № 4, кгс/см² |
2SE01P01B1 |
по месту |
20,0 |
– |
– |
– |
Давление масла под поршнем CМ СЗ № 1, кгс/см² |
2SE10P01B1 |
по месту |
20,0 |
– |
– |
– |
Давление масла под поршнем CМ СЗ № 2, кгс/см² |
2SE10Р02B1 |
по месту |
20,0 |
– |
– |
– |
Давление масла в линии управления № 1, 2 РЗ, кгс/см² |
2SE02P01B1 |
по месту |
20,0 |
– |
– |
– |
Давление масла в линии управления № 1, 2 РЗ, кгс/см² |
2SE02P09B1 |
по месту |
20,0 |
– |
– |
– |
Давление масла в линии управления переключающими |
2SE91P05B1 |
по месту |
20,0 |
– |
– |
– |
устройствами скорости открытия РЗ, кгс/см² |
|
|
|
|
|
|
Давление масла в линии управления переключающими |
2SE91P07B1 |
по месту |
20,0 |
– |
– |
– |
устройствами скорости открытия РЗ, кгс/см² |
|
|
|
|
|
|
Давление масла в линии управления ГСМ № 1, кгс/см² |
2SE01P01B2 |
БЩУ-2, ИВС |
10,0 |
5776 |
– |
– |
Давление масла в линии управления ГСМ № 1, 2, кгс/см² |
2SE02P03B2 |
БЩУ-2, ИВС |
10,0 |
5778 |
– |
– |
Давление масла над поршнем ГСМ № 1, 2, кгс/см² |
2SE02P04B1 |
по месту |
0,0 – 40,0 |
– |
– |
– |
Давление масла над поршнем ГСМ № 1, 2, кгс/см² |
2SE01P07B1 |
по месту |
0,0 – 40,0 |
– |
– |
– |
Давление масла под поршнем ГСМ № 1, 2, кгс/см² |
2SE01P08B1 |
по месту |
0,0 – 40,0 |
– |
– |
– |
Давление масла под поршнем ГСМ № 1, 2, кгс /см² |
2SE02P05B1 |
по месту |
0,0 – 40,0 |
– |
– |
– |
Давление в коллекторе «40,0 кгс/см²» на подводе к ПГА, кгс/см² |
2SE72P10B1 |
по месту |
40,0 |
– |
– |
– |
Давление в коллекторе «40,0 кгс/см²» на подводе к ПГА, кгс/см² |
2SE72P11B1 |
по месту |
40,0 |
– |
– |
– |
Давление в коллекторе «40,0 кгс/см²» на подводе к ПГА, кгс/см² |
2SE72P12B1 |
по месту |
40,0 |
– |
– |
– |
Давление в коллекторе «40,0 кгс/см²» на подводе к ПГА, кгс/см² |
2SE72P13B1 |
по месту |
40,0 |
– |
– |
– |
Давление в коллекторе «40,0 кгс/см²» на подводе к ПГА, кгс/см² |
2SE72P14B1 |
по месту |
40,0 |
– |
– |
– |
Давление в коллекторе «40,0 кгс/см²» на подводе к ПГА, кгс/см² |
2SE72P15B1 |
по месту |
40,0 |
– |
– |
– |
Давление в коллекторе «40,0 кгс/см²» на подводе к ПГА, кгс/см² |
2SE72P16B1 |
по месту |
40,0 |
– |
– |
– |
Давление в коллекторе «40,0 кгс/см²» на подводе к ПГА, кгс/см² |
2SE72P17B1 |
по месту |
40,0 |
– |
– |
– |
Давление в коллекторе «40,0 кгс/см²» на подводе к ПГА, кгс/см² |
2SE72P18B1 |
по месту |
40,0 |
– |
– |
– |
Давление в коллекторе «20,0 кгс/см²» на подводе к ПГА, кгс/см² |
2SE71P04B1 |
по месту |
20,0 |
– |
– |
– |
Давление в коллекторе «20,0 кгс/см²» на подводе к ПГА, кгс/см² |
2SE71P05B1 |
по месту |
20,0 |
– |
– |
– |
Давление в коллекторе «20,0 кгс/см²» на подводе к ПГА, кгс/см² |
2SE71P06B1 |
по месту |
20,0 |
– |
– |
– |
Давление азота в газовой полости ПГА ВД, кгс/см² |
2SE72P01B1 |
по месту |
30,0 |
– |
– |
– |
Давление азота в газовой полости ПГА ВД, кгс/см² |
2SE72P02B1 |
по месту |
30,0 |
– |
– |
– |
Давление азота в газовой полости ПГА ВД, кгс/см² |
2SE72P03B1 |
по месту |
30,0 |
– |
– |
– |
Давление азота в газовой полости ПГА ВД, кгс/см² |
2SE72P04B1 |
по месту |
30,0 |
– |
– |
– |
Давление азота в газовой полости ПГА ВД, кгс/см² |
2SE72P05B1 |
по месту |
30,0 |
– |
– |
– |
Давление азота в газовой полости ПГА ВД, кгс/см² |
2SE72P06B1 |
по месту |
30,0 |
– |
– |
– |
Давление азота в газовой полости ПГА ВД, кгс/см² |
2SE72P07B1 |
по месту |
30,0 |
– |
– |
– |
Давление азота в газовой полости ПГА ВД, кгс/см² |
2SE72P08B1 |
по месту |
30,0 |
– |
– |
– |
Давление азота в газовой полости ПГА ВД, кгс/см² |
2SE72P09B1 |
по месту |
30,0 |
– |
– |
– |
Давление азота в газовой полости ПГА НД, кгс/см² |
2SE71P01B1 |
по месту |
15,0 |
– |
– |
– |
Давление азота в газовой полости ПГА НД, кгс/см² |
2SE71P02B1 |
по месту |
15,0 |
– |
– |
– |
Давление азота в газовой полости ПГА НД, кгс/см² |
2SE71P03B1 |
по месту |
15,0 |
– |
– |
– |
Давление пара в разгрузочной камере СРК № 1, кгс/см² |
2SE11P03B1 |
по месту |
0,0 – 60,0 |
– |
– |
– |
Давление пара в разгрузочной камере СРК № 2, кгс/см² |
2SE12P03B1 |
по месту |
0,0 – 60,0 |
– |
– |
– |
Давление пара в разгрузочной камере СРК № 3, кгс/см² |
2SE13P03B1 |
по месту |
0,0 – 60,0 |
– |
– |
– |
Давление пара в разгрузочной камере СРК № 4, кгс/см² |
2SE14P03B1 |
по месту |
0,0 – 60,0 |
– |
– |
– |
Частота вращения ротора ТА, об/мин |
2SB11S01B1 |
ИВС |
1500,0 |
– |
– |
– |
Частота вращения ротора ТА, об/мин |
2SB11S02B1 |
ИВС |
1500,0 |
– |
– |
– |
Частота вращения ротора ТА, об/мин |
2SB11S03B1 |
ИВС |
1500,0 |
– |
– |
– |
Частота вращения ротора ТА, об/мин |
2SB11S06B1 |
БЩУ-2, по месту |
1500,0 |
6644 |
– |
– |
Температура подшипников МНР 2SE80D01, ºC |
2SE80T02B1 |
БЩУ-2 |
менее 80,0 |
5808 |
– |
– |
Температура подшипников МНР 2SE80D01, ºC |
2SE80T01B1 |
БЩУ-2 |
менее 80,0 |
5809 |
– |
– |
Температура подшипников МНР 2SE80D01, ºC |
2SE80T03B1 |
БЩУ-2 |
менее 80,0 |
5810 |
– |
– |
Температура подшипников МНР 2SE80D02, ºC |
2SE80T04B1 |
БЩУ-2 |
менее 80,0 |
5811 |
– |
– |
Температура подшипников МНР 2SE80D02, ºC |
2SE80T05B1 |
БЩУ-2 |
менее 80,0 |
5812 |
– |
– |
Температура подшипников МНР 2SE80D02, ºC |
2SE80T06B1 |
БЩУ-2 |
менее 80,0 |
5813 |
– |
– |
Температура подшипников МНР 2SE80D03, ºC |
2SE80T07B1 |
БЩУ-2 |
менее 80,0 |
5814 |
– |
– |
Температура подшипников МНР 2SE80D03, ºC |
2SE80T08B1 |
БЩУ-2 |
менее 80,0 |
5815 |
– |
– |
Температура подшипников МНР 2SE80D03, ºC |
2SE80T09B1 |
БЩУ-2 |
менее 80,0 |
5816 |
– |
– |
Температура масла перед маслоохладителями, C |
1SC10T01 |
БЩУ-2 |
50,0 |
5774 |
– |
– |
Токовая нагрузка электродвигателя МНР 2SE80D01, А |
2SE80E01 |
БЩУ-2 |
менее 248 |
5788 |
– |
– |
Токовая нагрузка электродвигателя МНР 2SE80D02, А |
2SE80E02 |
БЩУ-2 |
менее 248 |
5789 |
– |
– |
Токовая нагрузка электродвигателя МНР 2SE80D03, А |
2SE80E03 |
БЩУ-2 |
менее 248 |
5790 |
– |
– |
Положение ГСМ № 1, мм |
2SE11G01F1 |
ИВС |
0,0-330,0 |
6686 |
– |
– |
Положение ГСМ № 2, мм |
2SE13G01F1 |
ИВС |
0,0-330,0 |
6689 |
– |
– |
Положение ОЗ № 1, мм |
2SE11G03B1 |
ИВС |
20,0 |
6658 |
– |
– |
Положение ОЗ № 2, мм |
2SE13G03B1 |
ИВС |
20,0 |
6659 |
– |
– |
Положение МТР-А, % |
2SE03S01 |
БЩУ-2 |
0,0 – 100,0 |
6668 |
– |
– |
Положение МТР-Б, % |
2SE03S02 |
БЩУ-2 |
0,0 – 100,0 |
6669 |
– |
– |
Давление пара за СРК, кгс/см² |
2SE13P02B1 |
ТЗБиС |
0,0 – 56,0 |
– |
19,5 |
RM11EY01 RM41EY01 |
Давление пара за СРК, кгс/см² |
2SE14P02B1 |
ТЗБиС |
0,0 – 56,0 |
504076 |
29,3/34,6/ 40,3/46,0 |
VC10EY08 |
Приложение Е
(обязательное)
Перечень блокировок оборудования автоматической системы регулирования и защиты
Е.1 Перечень блокировок оборудования автоматической системы регулирования и защиты указан в таблице Е.1.
Таблица Е.1 – Перечень блокировок АСРЗ
Наименование блокировки |
Позиция датчика |
Воздействие |
АСРЗ работает в режиме «ЭГСР» |
– |
Запрет на действие защиты SE64EY01 (отключение турбины по снижению давления за импеллером менее 6,0 кгс/см² и АСРЗ турбины в положении «ГСР») |
Дистанционное включении любого МНР |
– |
Автоматическое взведение МСУ 2SE62S01,02 |
По команде от КЗРП |
– |
Выбивание МСУ 2SE62S01,02 после отключения всех МНР 2SE80D01,02,03 |
Понижение давления на напоре 2SE80D01 менее 35,0 кгс/см² |
2SE82P01B1 |
АВР 2SE80D02,(03), включение резерва |
Повышение давления на напоре 2SE80D01 более 39,0 кгс/см² |
2SE82P01B1 |
Ввод АВР |
Понижение давления на напоре 2SE80D02 менее 35,0 кгс/см² |
2SE84P01B1 |
АВР 2SE80D01,(03), включение резерва |
Повышение давления на напоре 2SE80D02 более 39,0 кгс/см² |
2SE84P01B1 |
Ввод АВР |
Понижение давления на напоре 2SE80D03 менее 35,0 кгс/см² |
2SE86P01В1 |
АВР 2SE80D01,(02), включение резерва |
Повышение давления на напоре 2SE80D03 более 39,0 кгс/см² |
2SE86P01В1 |
Ввод АВР |
Разность хода ГСМ более 20 % |
2SE11G01F1 2SE13G01F1 |
Автоматический переход АСРЗ турбины из «ЭГСР» в «ГСР» |
Понижение давления масла за фильтрами в силовой линии повышенного давления менее 15 кгс/см² или в силовой линии пониженного давления менее 10 кгс/см² системы регулирования |
2SE91P01В3,В4; 2SE91P06В3; 2SE92P01В4,В5; 2SE92P06В3 |
Срабатывание защиты на останов турбины SE91EY01, SE92EY01 |
Приложение Ж
(обязательное)
Перечень сигнализации состояния автоматической системы регулирования и защиты
на блочном щите управления
Ж.1 Перечень сигнализации состояния автоматической системы регулирования и защиты на БЩУ-2 указан в таблице Ж.1.
Таблица Ж.1 – Перечень сигнализации АСРЗ на БЩУ-2
Наименование сигнализации |
Номер панели БЩУ-2 |
1 |
2 |
Давление на напоре импеллера низко |
2HY-25 |
Закрытие двух заслонок ПП с разных сторон при незакрытом сервомоторе РК |
2HY-25 |
Давление масла в силовой линии НД менее 10,0 кгс/см² |
2HY-27 |
Закрытие любой из основных ЗПП |
2HY-25 |
Давление масла за фильтрами в силовой линии ВД менее 15,0 кгс/см² |
2HY-27 |
Несоответствие положения СК и РК |
2HY-25 |
«Выбит» электромагнит ЗУ № 1 |
2HY-25 |
«Выбит» электромагнит ЗУ № 2 |
2HY-25 |
«Выбит» ЗАБ |
2HY-25 |
Отключена турбина |
2HY-25 |
Отключение турбины ключом |
2HY-25 |
Отключение турбины ключом системы защиты от пожара |
2HY-25 |
Холостой ход турбины |
2HY-25 |
Скорость вращения ротора велика |
2HY-25 |
Отключение генератора от сети |
2HY-25 |
Неисправность электромагнита маслосбрасывающего устройства |
2HY-25 |
Нет питания цепей ЗУ |
2HY-25 |
Неисправность э/м ЗУ № 1 |
2HY-25 |
Неисправность э/м ЗУ № 2 |
2HY-25 |
«Выбит» левый ЗАБ |
2HY-25 |
«Выбит» правый ЗАБ |
2HY-25 |
Неисправность ЭЧ ИВС |
2HY-26 |
Отказ МТР-А |
2HY-26 |
ЭГСР ручное управление |
2HY-26 |
Турбина на ограничении |
2HY-26 |
Отказ МТР-Б |
2HY-26 |
МТР-А на упоре «Убавить» |
2HY-14А |
МТР-Б на упоре «Убавить» |
2HY-14А |
МТР-А на упоре «Прибавить» |
2HY-14А |
МТР-Б на упоре «Прибавить» |
2HY-14А |
Отказ ЭГСР по отказу датчиков |
2HY-26 |
Отказ ЭГСР |
2HY-26 |
Режим РСН |
2HY-26 |
Частота вращения ротора выше 1650 об/мин |
2HY-26 |
Давление на напоре импеллера < 6,5 кгс/см² |
2HY-27 |
Продолжение ПРИЛОЖЕНИЯ Ж
Продолжение таблицы Ж.1
1 |
2 |
Закрыта одна заслонка ПП при открытом любом сервомоторе |
2HY-27 |
Нет питания МТР |
2HY-14а |
ПРИЛОЖЕНИЕ И
(обязательное)
Положение механизмов и арматуры автоматической системы регулирования и защиты
в исходном состоянии
И.1 Положение механизмов и арматуры автоматической системы регулирования и защиты в исходном состоянии указано в таблице И.1.
Таблица И.1 – Исходное положение оборудования АСРЗ
Оперативное наименование |
Наименование |
Положение |
Примечание |
1 |
2 |
3 |
4 |
1SЕ63S01 |
Устройства защитные |
«Выбиты» |
Штоки электромагнитов ЗУ |
1SЕ63S02 |
|
|
в нижнем положении |
– |
Исполнительные золотники регулятора безопасности |
«Взведены» |
Золотники в нижнем положении |
– |
Поворотный золотник регулятора безопасности |
«Среднее» |
Маховик опломбирован |
2SE03S01 |
Механизмы токовой разгрузки |
На упоре |
Табло на панели 2HY-26 |
2SE03S02 |
(МТР-А, Б) |
«Убавить» |
|
2SE62S01 |
Устройства маслосбрасывающие |
«Выбиты» |
Золотник в нижнем поло- |
2SE62S02 |
|
|
жении |
2SE11S03 |
Расхаживающие устройства |
Выключены |
Золотники в нижнем поло- |
2SE12S03 |
стопорных клапанов на часть хода |
|
жении, вентили закрыты |
2SE13S03 |
и на полный ход |
|
|
2SE14S03 |
|
|
|
2SE11S05 |
|
|
|
2SE12S05 |
|
|
|
2SE13S05 |
|
|
|
2SE14S05 |
|
|
|
2SE20S03 |
Расхаживающие устройства |
Выключены |
Золотники в нижнем поло- |
2SE20S04 |
регулирующих заслонок на часть |
|
жении |
2SE30S03 |
хода |
|
|
2SE30S04 |
|
|
|
2SE40S03 |
|
|
|
2SE40S04 |
|
|
|
2SE20S07 |
Устройства переключения |
Малая |
Золотники в верхнем |
2SE20S08 |
скорости открытия РЗ |
скорость |
положении |
2SE01S02 |
Электрогидравлические преобра- |
Подключены |
Открыты и опломбированы |
2SE02S02 |
зователи: ЭГП № 1,2 |
|
оба вентиля на каждом ЭГП |
2SС20S11 |
Задвижка на всасе импеллера |
Открыта |
Опломбирована |
2SE81S02 |
Задвижки на напоре МНР |
Закрыты |
|
2SE82S02 |
2SE80D01 |
|
|
2SE83S02 |
Задвижки на напоре МНР |
Закрыты |
|
2SE84S02 |
2SE80D02 |
|
|
2SE85S02 |
Задвижки на напоре МНР |
Закрыты |
|
2SE86S02 |
2SE80D03 |
|
|