7.5.7 Порядок действия виут и эксплуатационного персонала при развитии пожара:
– при воспламенении масла на турбине и невозможности немедленно ликвидировать пожар – отключить турбину с БЩУ-2 воздействием на ключ защиты от развития пожара и проконтролировать действия, выполняемые этой защитой, указанные в инструкции «Ликвидация нарушений в работе оборудования турбинного отделения» ИЭ.2.ЛА.25.21;
– дополнительно к операциям по останову турбины в данном случае выполнить следующее:
а) вызвать и встретить пожарную команду, доложить НС АС о случившемся;
б) оперативному персоналу под руководством НСТЦ приступить к тушению очага пожара штатными средствами пожаротушения в соответствии с «Оперативными карточками основных действий персонала при возникновении пожара (турбинный цех)»;
в) устранить течь масла и отвести потоки масла от горячих поверхностей;
г) при пожаре, угрожающем ГМБ, немедленно приступить к вытеснению азотом водорода из генератора, аварийный слив масла из ГМБ производить после снижения давления в корпусе генератора до 1,0 кгс/см² и отключенных МНУ.
7.6 Останов турбины без срыва вакуума.
7.6.1 Действием защит:
– при закрытии любых двух СК с разных сторон ЦВД;
– при снижении давления силового масла в ГСР до 16,0 кгс/см² в линии высокого давления и до 11,0 кгс/см² в линии низкого давления;
– при снижении давления пара перед ГПЗ турбины до 51,0 кгс/см²;
– закрытии любой стопорной заслонки ЦНД и при незакрытом любом ГСМ РК;
– при закрытии двух заслонок ЦНД, находящихся на одном любом ЦНД и при незакрытом любом ГСМ РК;
– при закрытии двух заслонок ЦНД с одной стороны турбины при незакрытом любом ГСМ РК;
– при повышении давления пара в любом выхлопном патрубке ЦВД до 15,0 кгс/см²;
– при повышении уровня питательной воды в любом ПГ до:
а) «+ 300 мм» от номинального (270 см) и не отключении соответствующего ГЦН;
б) «+ 450 мм» от номинального (285 см) в ПГ и незакрытом БЗОК;
– при повышении давления в паровом пространстве любого из конденсаторов турбины более 0,23 кгс/см² (абс.);
– при повышении уровня КГП в любом корпусе ПВД до второго предела (6800 мм»);
– при повышении уровня КГП в корпусе любого ПНД до второго предела (ПНД-1, 2 – «1500 мм», ПНД-3,4 – «2700 мм»);
– при несоответствии положения стопорных и регулирующих клапанов ЦВД (если при открытии любого стопорного клапана ЦВД любой из сервомоторов регулирующих клапанов ЦВД закрыт не полностью при отключенном генераторе);
– при отключении генератора по причинам: «внутренние» повреждения (срабатывание основных и резервных защит блока генератор-трансформатор);
– при отключении генератора от сети (отключение ВНВ-500);
– при отключении генератора (отключение выключателя генератора НЕС-8);
– при понижении расхода воды в контуре газоохладителей генератора до величины 363 м³/ч с выдержкой времени пять минут;
– при понижении расхода воды в контуре воздухоохладителей менее 45 м³/ч с выдержкой времени пять минут;
– при понижении расхода воды в контуре охлаждения ТОС менее 180 м³/ч с выдержкой времени пять минут;
– при понижении расхода охлаждающей воды через обмотку статора генератора до 140 м³/ч с выдержкой времени две минуты;
– при повышении уровня в деаэраторе 2RL21(22)B01 выше третьего предела (3060 мм);
– при отключении последнего работающего ТПН;
– при снижении давления пара перед ГПЗ турбины до 56,0 кгс/см² и АЗ на РУ.
– при увеличении температуры баббита опорных подшипников генератора более 75,0 ºС или баббита уплотнений генератора более 85,0 ºС необходимо принять меры к снижению указанных параметров. При увеличении температуры баббита опорных подшипников генератора более 80,0 ºС или баббита уплотнений генератора более 90,0 ºС необходимо отключить ТА ключом ручного останова.
7.6.2 Убедится, что после срабатывания защиты по п. 7.6.1 автоматически выполняются действия согласно раздела 6 настоящей инструкции.
7.6.3 Проконтролировать выполнение блокировками всех действий по схеме турбоустановки (переключение, запреты). Выполнить в случае отказа блокировок соответствующие им действия дистанционно с БЩУ-2 или вручную по месту.
7.6.4 Выполнить дальнейшие операции по останову турбоагрегата согласно разделу 5 настоящей инструкции.
7.6.5 Останов турбины оператором (ВИУТ) без срыва вакуума:
– при возникновении ситуаций по п. 7.6.1 и отказе автоматики защит;
– при постепенном повышении температуры баббита вкладыша любого опорного подшипника или колодок упорного подшипника выше 100,0 ºС;
– при постепенном повышении температуры масла на сливе из подшипников выше 75,0 ºС;
– при течи масла и невозможности ее устранить;
– при повышении температуры металла выхлопных патрубков ЦНД выше 75,0 ºС или при разности температур левой и правой сторон патрубков более 30,0 ºС в случае, если включение системы охлаждения патрубков не привело к понижению температуры патрубков ЦНД ниже 50,0 ºС;
– при увеличении относительного расширения роторов более допустимой величины:
а) ротор ЦВД «+ 3,5 мм» (в сторону генератора) и «– 3,0 мм» (в сторону регулятора);
б) ротор ЦНД «+ 38,0 мм» (в сторону генератора) и «– 4,0 мм» (в сторону регулятора);
– при внезапном повышении давления в контрольных точках проточной части турбины сверх предельных значений;
– при разрыве атмосферных мембран ЦНД (в этом случае последующий пуск разрешается после восстановления мембран, осмотре последних ступеней ЦНД и снижении температуры металла ЦНД ниже 45,0 ºС);
– при разрыве мембранных предохранительных устройств (МПУРС) на СПП;
– при повышении давления свежего пара перед СРК более 79,0 кгс/см², если давление в течение пяти минут не снизилось – турбину остановить без срыва вакуума;
– после закрытия СРК и заслонок ЦНД при работе турбогенератора в моторном режиме более двух минут – отключить генератор от сети;
– при отклонении частоты в сети более предельных величин, указанных в разделе 6 настоящей инструкции;
– при увеличении разности температур металла ЦВД между верхней и нижней половинами корпуса более 30,0 ºС или разности температур по ширине фланца более 80,0 ºС;
– при резком (со скоростью более 2,0 ºС в минуту и более чем на 30,0 ºС) снижении температуры пара после СПП на входе в ЦНД;
– при возрастании вибрации валопровода у одной из опор по любому направлению измерения более чем на 1000 мкм в независимости от продолжительности возрастания.
7.6.6 Порядок операций при отключении турбины оператором (ВИУТ) без срыва вакуума:
– выбить защитные устройства турбины и убедиться, что выполняются действия согласно разделу 6 настоящей инструкции;
– выполнить действия по останову турбоагрегата согласно разделу 6 настоящей инструкции;
– проконтролировать снижение оборотов ТА в соответствии с графиком (приложение И).
7.7 Случаи разгружения и останова турбины в период, определяемый главным инженером.
7.7.1 Турбина должна быть разгружена и остановлена в период, определяемый главным инженером в случаях:
– заедания стопорных клапанов ТА или поворотных заслонок ЦНД;
– заедания или обрыва штоков РК турбины, заедания обратных клапанов отборов;
– неисправностей в системе регулирования.
– нарушения нормальной работы вспомогательного оборудования, если устранения причин нарушения невозможно без останова турбины.
– обнаружения свищей в маслопроводах, паропроводах свежего пара, до и после СПП и отборов турбины, в трубопроводах основного конденсата и питательной воды, в коллекторах, тройниках, сварных и фланцевых соединениях, а также в корпусах СРК;
– выявления неисправности технологических защит, действующих на останов турбины;
– повышения радиоактивности во втором контуре выше установленного значения:
а) объемная активность сепарата 7 х 10³ Бк/м³;
б) свежий пар (мощность дозы) 0,28 мкЗв/ч;
– повышения радиоактивности на выхлопе основных эжекторов:
а) по парогазовой смеси 2,0 х 105 Бк/м³;
б) по конденсату ПВС 2,0 х 106 Бк/м³;
– отклонения качества свежего пара по химическому составу от норм согласно инструкции «Организация и ведение ВХР второго контура» И.2.VHR.28.06;
– при появлении низкочастотной вибрации, превышающей 1,0 мм/с должны быть приняты меры к ее устранению в срок, определяемый ГИ, но не более семи суток (эксплуатация турбоагрегата при низкочастотной вибрации более 1,8 мм/с недопустима);
– при превышении значения вибрации подшипниковых опор более 4,5 мм/с или превышения уровня вибрации валопровода у одной из опор по любому направлению измерения более 200 мкм в срок не более 30 суток.
– при вибрации подшипниковых опор свыше 7,1 мм/с в срок не более семи суток;
– при обнаружении течей масла из подшипников, трубопроводов и арматуры, создающих опасность возникновения пожара;
– при обнаружении недопустимой концентрации водорода в картерах подшипников, токопроводах, маслобаке, а также при превышающей норму утечке водорода из корпуса генератора. Содержание водорода в картерах девятого или десятого подшипника, замеренное при отключенных эксгаустерах, не более 1 %. Допускается повышение содержания водорода до 2 % при условии непрерывной подачи азота в картера девятого или десятого подшипника и с устранением причин повышенного содержания водорода в картерах в ближайший останов турбоагрегата. Содержание водорода в токопроводах – не более 1 %. Суточная норма утечки водорода из корпуса генератора – не более 5 % (40 м³).
7.8 При разбалансе тепловой мощности реакторной установки и электрической нагрузки турбины действия персонала должны быть следующими:
7.8.1 При несанкционированном снижении нагрузки турбины в режиме ЭГСР, вследствие закрытия регулирующих клапанов, ВИУТ должен незамедлительно определить причину по индикации «Ограничение» на пульте 2H-69а и по фрагменту «EGSR».
7.8.2 Причины снижения (ограничения) электрической нагрузки турбины техсредствами ТПТС и действия персонала при возникновении данных нарушений:
7.8.2.1 По снижению температуры пара за СПП менее характеристики для текущей мощности, приведенной в приложении Е, нагрузка турбины снижается со скоростью 18,0 МВт/мин. ВИУТ необходимо по фрагментам «EGSR» и «RB-1» (ИВС) определить реальную температуру пара в «горячих» ресиверах и на выходе СПП-1-4. Реальное снижение температуры пара перед ЦНД может свидетельствовать о самопроизвольном закрытии арматуры на подаче пара на вторую ступень, «затоплении» КГП теплообменных трубок второй ступени СПП, или их разрыве (неплотности). При самопроизвольном закрытии обеих или одной из задвижек 2RA41,42S01 дать команду ключом управления на открытие закрывшейся арматуры и ступенчато ее открыть (при этом скорость повышения температуры пара после СПП не должна превышать 2,6 ºС в минуту), при неоткрытии 2RA41(42)S01, открыть арматуру на байпасе 2RA41(42)S02 и РК 2RA41(42)S03. Обратиться к НС ЦТАИ для выяснения причины «самохода» на закрытие арматуры 2RA41(42)S01. После устранения нарушения привести схему подачи пара на вторую ступень СПП в исходное положение: открыть задвижку (или задвижки) 2RA41(42)S01 и закрыть 2RA41(42)S02 и РК 2RA41(42)S03 на байпасе. При выполнении операций по открытию арматуры 2RA41,42S01(02,03) не допускать разности температур в «горячих» ресиверах справа-слева от турбины (датчики 2RB51,52T01B1) более 10,0 ºС.
7.8.2.2 В случае «затопления» второй ступени СПП снять с автоматического режима соответствующий РК 2RN81(82)S01 и ступенчато (не допуская повышения уровня в ПВД при схеме слива КС-2 в ПВД-7 или повышения давления в Д-7 при схеме слива КС-2 в Д-7) установить номинальный (600 мм) уровень в конденсатосборнике КС-2 2RN81(82)B01. После чего обратиться к НС ЦТАИ для определения причины ошибочной работы регулятора уровня в КС‑II. После устранения причины установить РК 2RN81(82)S01 в автоматический режим (ранее снятый в режим дистанционного управления). В случае идентификации разрыва теплообменных трубок (скорость снижения температуры пара перед ЦНД более 2,0 ºС в минуту) действия оперативного персонала в соответствии с требованиями инструкции «Ликвидация нарушений в работе оборудования турбинного отделения» ИЭ.2.ЛА.25.21.
7.8.2.3 При срабатывании защит противоаварийной системной автоматики турбина ступенчато снижает нагрузку и остается на достигнутом уровне мощности. При необходимости последующего нагружения турбоустановки требуется снять ограничение нажатием на кнопки «Подтвердить» (ячейка 1М) и «ОТ ПА» (ячейка 1D), при этом гаснет индикация «Ограничение» (ячейка 4C) на пульте 2HY-69a.
7.8.2.4 При ошибочно установленной «Nопер.» менее текущей электрической мощности ЭГСР разгружает турбину со скоростью в соответствии с индикацией в ячейках 8СD, приводя текущую мощность к установленной операторной. Для прекращения несанкционированной разгрузки необходимо привести значение «Nопер.» выше требуемой (плановой) электрической мощности (рекомендуемое значение превышения «Nопер.» над текущей мощностью 50,0 МВт).
7.8.3 При снижении нагрузки турбины вследствие снижения тепловой мощности реакторной установки оперативному персоналу БЩУ-2 необходимо незамедлительно приступить к выявлению причины разгрузки РУ. ВИУТ контролирует наличие режима «РД-1» (возможно «РД-2») ЭГСР, снижение электрической нагрузки турбины, давление пара в ГПК, переводы питания КСН и ТПН, отработку основных регуляторов турбинного отделения (РУ ПГ, РП ТПН, РУД, РУ СПП, РУ ПВД, РУ ПНД, автоматические переводы слива сепарата СПП, КГП ПВД-6, ПНД-1,3, КС-1, КС-2, открытие арматуры 2RM52S01,02 рециркуляции КЭН-2, открытие арматуры 2RL41,42S03,04 рециркуляции ТПН-1,2). При этом ВИУТ не должен допускать снижения давления пара в ГПК менее 58,0 кгс/см², при необходимости воздействием на кнопки «Убавить» (ячейка 2С) и «Подтвердить» (ячейка 1М) перевести ЭГСР на ручное управление, при этом срабатывает табло № 31 «ЭГСР ручное управление» на панели 2HY26.
7.8.4 При закрытии ГСМ-1,2 воздействием на кнопку «Убавить» степень открытия ГСМ-1,2 уменьшается со скоростью ≈ 6 мм/с, что соответствует снижению электрической мощности турбины со скоростью (16,0 – 40,0) МВт в секунду (в зависимости от степени открытия ГСМ-1,2: при положении от 170 мм до 270 мм скорость разгрузки будет составлять около 16,0 МВт в секунду, при степени открытия от 170 мм до 70 мм скорость снижения электрической мощности будет около 40,0 МВт в секунду). При отказе ЭГСР ВИУТ разгружает турбину в режиме ГСР ключом управления МТР, не допуская снижения давления пара в ГПК менее 58,0 кгс/см² и повышения более 65,0 кгс/см². После стабилизации параметров реакторной установки на сниженном уровне мощности контролировать соответствие электрической нагрузки турбины новому значению тепловой мощности РУ, давление пара в ГПК в пределах (60,0 ‑ 61,0) кгс/см², контролировать приведение автоматикой турбоустановки схемы слива сепарата, выполнение переводов КГП ПНД-1,3, КГП ПВД-6, КГП КС-1,2 в соответствие с давлениями пара в отборах турбины, давлением пара за СРК.
7.8.5 Не допускать на новом сниженном уровне мощности длительную работу в безрасходном режиме сливных насосов ПНД-1 и ПНД-3 (при закрытом положении регуляторов на напорном коллекторе), при необходимости выполнить переводы слива КГП ПНД-1,3 на конденсатор турбины.
7.8.6 При продолжающемся снижении тепловой мощности реактора, при которой электрическая нагрузка турбины снижается менее 70,0 МВт, ЭГСР автоматически переходит в режим «РМ» и при снижении давления в ГПК менее 57,0 МВт ВИУТ, по распоряжению НСБ-2, ключом ручного останова отключает турбину. После отключения турбины ВИУТ контролирует закрытие органов парораспределения, ГПЗ, арматуры на подаче пара на СПП, КОС, задвижек на отборах к ПСВ, давление пара в ГПК, возможное кратковременное открытие БРУ-К. ВИУТ необходимо обеспечить подачу пара на КСН от ОКСН, для чего в зависимости от схемы подключения к ОКСН энергоблоков № 1 и № 2 открыть задвижку 2RQ30S01 (если она была закрыта) или запросить НСТЦ, ВИУТ блока № 2 открыть задвижку 2RQ30S01. Включить в работу оба ВПЭН 2RL51,52D01. При отсутствии возможности подачи пара в ОКСН от энергоблока № 2, НСБ-2 необходимо потребовать подъема паровой нагрузки ПРК для подачи пара в ОКСН на начальном этапе неконтролируемой разгрузки РУ, в связи с длительным по времени нагружением ПРК.
7.8.7 После подачи пара в КСН от блока № 2 при дальнейшем снижении давления пара в ГПК необходимо перевести в режим дистанционного управления оба БРУ-СН 2RQ11,12S01 и закрыть, ключом ручного останова отключить один ТПН, после снижения суммарного расхода питательной воды на парогенераторы менее 300 т/ч, отключить второй ТПН. Контролировать уровни в парогенераторах, давление и уровни в деаэраторах, работу ВПЭН. При продолжающемся снижении давления пара в ГПК, закрыть арматуру дренажей перед ГПЗ 2RT10S01(31) и дренажей главных паропроводов 2RT10S12, обжать на закрытие штурвалы ГПЗ 2RA11-14S01, байпасы ГПЗ 2RA11,14S02, БРУ-К, БРУ-СН. В случае срабатывания АЗ РУ действия персонала в соответствии с требованиями инструкции «Ликвидация нарушений в работе оборудования турбинного отделения» ИЭ.2.ЛА.25.21.
7.9 Оборудование и трубопроводы должны быть отключены немедленно:
– при обнаружении трещин или свищей в основном металле и сварных соединениях оборудования и трубопроводов;
– при разрушении опор и подвесок;
– при появлении шумов, вибраций, ударов в оборудовании и трубопроводах;
– при повышении давления сверх рабочего более чем на 15 % и дальнейшем его повышении несмотря на соблюдение всех требований, указанных в настоящей инструкции;
– при неисправности 50 % предохранительных устройств;
– при неисправности устройств измерения давления или уровня.
7.10 Оборудование и трубопроводы должны быть выведены из работы в плановом порядке:
– при обнаружении течей во фланцевых соединениях;
– при ухудшениях качества теплоносителя сверх установленных норм.
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, Л, М, С настоящей инструкции.
-
РАЗРАБОТАНО:
Начальник ТЦ-1
А.В. Алимов
Приложение А
(обязательное)
Технологическая карта состояния дренажей турбины
А.1 Технологическая карта состояния дренажей турбины приведена в таблице А.1
Таблица А.1 – Технологическая карта состояния дренажей турбины
Наименование дренажа |
Обозна-чение |
Место контроля |
Состояние арматуры дренажей |
Проверка проходимости на ощупь (место контроля) |
Этап контроля |
Критерий проходимости дренажа |
Примечания |
||||
перед прогревом |
перед толчком ТА |
на холостом ходу |
N ЭЛ > 350 МВт |
N ЭЛ ≤ 350 МВт |
|||||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
||||
Дренаж паропровода свежего пара на сепаратор влаги: |
|||||||||||
– после нитки – 1; |
2RT11S11 |
отм. «19,0» ось 1р |
– |
+ |
+ |
+ |
+ |
Индивидуальный коллектор |
В начале прогрева (давление в ГПК более 15,0 кгс/см²); Перед толчком роторов турбины
|
Температура дренажа выше 100,0 ºС (влага, попадающая на поверхность п/п вскипает) |
|
– после нитки – 2; |
2RT12S11 |
ряд А-Б |
– |
+ |
+ |
+ |
+ |
Индивидуальный коллектор |
|||
– после нитки – 4; |
2RT14S11 |
|
– |
+ |
+ |
+ |
+ |
Индивидуальный коллектор |
|||
– на общей линии |
2RT10S11 |
отм. «19,0» ось 1-2 |
– |
+ |
+ |
– |
– |
Общий коллектор |
|||
|
2RT10S12 |
ряд В |
– |
+ |
+ |
+ |
+ |
Общий коллектор |
|||
Дренаж паропровода свежего пара перед ГПЗ 2RA11‑14S01: |
|||||||||||
– в 2RT20B01; |
2RT10S31 |
отм. «5,6» ось 4-5 |
+ |
– |
– |
– |
– |
Общий коллектор |
В начале прогрева II контура |
Температура дренажа более 100,0 ºС (влага, |
Скорость прогрева не более 3,0 ºС в минуту |
Продолжение ПРИЛОЖЕНИЯ А
Продолжение таблицы А.1 |
|||||||||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
||||
|
2RT10S32 |
ряд А-Б |
+ |
– |
– |
– |
– |
Общий коллектор |
Перед толчком роторов турбины |
попадающая на поверхность п/п вскипает) |
Прогрев паропроводов ГПК вести разогревом первого контура |
– на общей линии в |
2RT10S01 |
отм. «5,6» |
– |
+ |
+ |
– |
+ |
Общий коллектор |
|
Тенденция увели- |
Открываются при |
2SD11 |
2RT10S02 |
ось 4-5 |
– |
+ |
+ |
– |
+ |
Общий коллектор |
|
чения температуры контролировать по позиции 2RT10Т01 на ИВС фрагмент SA1. Температура дренажа выше 100,0 ºС (влага, попадающая на поверхность п/п вскипает), по фрагменту ИВС - температура дренажа более 200,0 ºС, давление за 2RT10S01-02 выше 30,0 кгс/см² |
давлении в конденсаторе турбины менее 0,23 кгс/см² при переводе слива дренажей главных паропроводов от РДМ на конденсатор 2SD11. Перед толчком турбины увеличить степень открытия РК 2RT10S02, не допуская превышения давления за пароохладителем более 40,0 кгс/см², после толчка РК прикрыть до 20 %. При закрытых ГПЗ, во избежание скопления влаги пред ГПЗ, при вакууме в конденса- |
Продолжение ПРИЛОЖЕНИЯ А
Продолжение таблицы А.1 |
|||||||||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
торах турбины К-1000-60/1500-2 запрещается закрытие арматуры 1RT10S01 и 1RT10S02, а так же закрытие 1RT10S31,32 при отсутствии вакуума турбины
|
ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ Открытие арматуры 2RT10S01,02 выполнять в следующей последовательности: – закрыть вентили 2RС23S03,04 на дренаже коллектора отсоса ПВС из конденсаторов турбины в пароохладитель; – открыть арматуру 2SD10S91 на дренаже коллектора отсоса ПВС из конденсаторов турбины в дренажный коллектор отсоса ПВС из конденсаторов ТПН в конденсатор 2SD11; |
|||||||||||
Продолжение ПРИЛОЖЕНИЯ А
Продолжение таблицы А.1 |
|||||||||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
||||
– открыть арматуру 2RС23S01,02 на подаче конденсата к пароохладителю; – контролировать давление конденсата перед пароохладителем не менее 12,0 кгс/см² по фрагменту SA1; – открыть ключом управления задвижку 2RT10S01; – воздействие на кнопку «Прибавить» установить требуемую степень открытия РК 2RT10S02 |
|||||||||||
Дренаж паропроводов свежего пара после ГПЗ 2RA11‑14S01 до СРК, с корпусов СРК 2SE11S01, 2SE12S01, 2SE13S01, 2SE14S01 и с паропроводов от СРК до задвижек 2RA41,42S01,02,03: |
|||||||||||
– без арматуры |
Две линии после |
отм. «5,6» ось 3 |
|
|
|
|
|
Индивидуальный коллектор |
В начале прогрева СРК |
Температура дренажа выше 100,0 ºС |
|
|
каждой ГПЗ |
ряд А-Б под ЦВД |
|
|
|
|
|
Индивидуальный коллектор |
Перед толчком роторов |
(влага, попадающая на поверхность п/п |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Индивидуальный коллектор |
турбины |
вскипает) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Индивидуальный коллектор |
|
|
|
|
Одна линия с двух |
|
|
|
|
|
|
Индивидуальный коллектор |
|
|
|
|
СРК с обеих сторон |
|
|
|
|
|
|
Индивидуальный коллектор |
|
|
|
– на общей линии |
2SH24S11 |
отм. «0,0» ось 5, |
+ |
+ |
+ |
– |
+ |
Общий коллектор |
До толчка роторов турбины; После толчка роторов турбины |
Тенденция увеличения температуры |
Условия начала прогрева СРК и |
|
2SH24S12
|
ряд А
|
+ |
+ |
+ |
– |
+ |
Общий коллектор |
по регистратору 2RT61T01, панель HY 42 на БЩУ-2
|
паропроводов свежего пара после ГПЗ: – давление в конденсаторе меньше 0,23 кгс/см² (абс.); – давление пара в |
|
|
|||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ГПК не менее 60,0 кгс/см²; – сервомоторы регулирующих клапанов турбины закрыты; – закрыты ГПЗ и их байпасы.Скорость прогрева не более 3,0 ºС в минуту. Закрыть при мощности Nэ равной 350,0 МВт |
Дренаж с перепускных труб после СРК |
2SH29S01 |
отм. «5,6» ось 4 |
+ |
+ |
+ |
– |
+ |
Одной линией с правого борта |
До толчка роторов турбины; |
Температура дренажа равна |
Скорость прогрева не более 3,0 ºС в |
в трубопровод первого отбора |
2SH29S02 |
ряд А-Б (под ЦВД) |
+ |
+ |
+ |
– |
+ |
|
После толчка роторов |
температуре металла ЦВД. |
минуту. Закрыть при |
|
2SH29S03 |
|
+ |
+ |
+ |
– |
+ |
Одной линией с левого борта |
турбины |
Тенденция увеличения температуры |
мощности Nэ равной 350,0 МВт. |
|
2SH29S04 |
|
+ |
+ |
+ |
– |
+ |
|
|
по регистратору 2RT61T01, панель 2HY 42 на БЩУ-2: Температура дренажа равна температуре перепускных труб |
При пуске из холодного и не остывшего состояния температура перепускных труб должна равномерно возрастать; При пуске турбины |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
из горячего состояния температура перепускных труб не должна быть ниже 135,0 ºС. Для прогрева перепускных труб до данной температуры сделать выдержку на 600 об/мин. Скорость прогрева |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
не более 3,0 ºС в минуту. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Закрыть при мощ- |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ности Nэ равной |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
350,0 МВт. При пуске из холодного и не остывшего состояния температура перепускных труб должна равномерно возрастать. При пуске турбины из горячего со стояния температура перепускных |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
труб не должна быть ниже 135,0 ºС. Для прогрева перепускных труб до данной температуры сделать выдержку на 600 об/мин |
Дренаж с корпуса |
Без |
Под ЦВД |
|
|
|
|
|
Одной линией с |
До толчка ро- |
Температура |
Постоянно дейст- |
ЦВД перед первой ступенью в первый отбор |
арматуры |
отм. «12,0» |
|
|
|
|
|
корпуса ЦВД |
торов турбины. После толчка роторов |
дренажа равна температуре металла ЦВД |
вующий дренаж |
Дренаж с корпуса ЦВД за седьмой ступенью в третий отбор: |
|||||||||||
– со стороны регулятора; |
Без арматуры |
Под ЦВД отм. «5,6» |
|
|
|
|
|
Индивидуальный коллектор |
До толчка роторов турбины. |
Температура дренажа равна |
Постоянно действующий дренаж |
– со стороны ЦНД |
|
|
|
|
|
|
|
Индивидуальный коллектор |
После толчка роторов турбины |
температуре металла ЦВД |
|
Дренаж паропровода греющего пара второй ступени СПП: |
|||||||||||
– со стороны |
Без |
отм. «5,6» |
|
|
|
|
|
Индивидуальный |
В начале |
Температура |
Повышение пара- |
СПП 1,2; |
арматуры |
ось 4, |
|
|
|
|
|
коллектор |
прогрева; |
дренажа выше |
метров пара в ре- |
– со стороны СПП‑3,4; |
|
ряд А |
|
|
|
|
|
Индивидуальный коллектор |
Перед толчком роторов |
100,0 ºС; Температура |
сиверах за СПП, рост температуры |
– на общей линии |
2SH24S01 |
отм. «0,0» ось 4, |
+ |
+ |
+ |
– |
+ |
Общий коллектор |
турбины |
дренажа выше 100,0 ºС; |
трубопроводов и корпусов СПП по |
|
2SH24S02 |
ряд А |
+ |
+ |
+ |
– |
+ |
|
|
Тенденцию роста |
фрагментам ИВС |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
температуры контролировать на |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
панели БЩУ-2 2HY42 позиция: 2SH24T01 |
|
Дренажи первого отбора: |
|||||||||||
– каскадный слив дренажа первого отбора во второй |
2SH11S01 |
отм. «5,6» ось 3-4 ряд А-Б |
+ |
+ |
+ |
– |
+ |
Индивидуальный коллектор |
После толчка роторов турбины |
Температура дренажа равна температуре металла паропровода I отбора. |
Открывается по блокировке при снижении давления третьего отбора |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Тенденция увеличения температуры по регистратору 2SH11T01, панель 2HY42 на БЩУ-2: 2SH11T01 - т. 4 |
до 2,0 кгс/см² или при отключении обеих групп ПВД. Закрывать при открытой 2SH11S11(12) |
– дренажи первого отбора на общей линии до- и за 2RD13S01; |
2SH11S06 2SH11S07 |
отм. «5,6» ось 3-4 ряд А-Б |
+ + |
+ + |
+ + |
–/+ –/+ |
+ + |
Общий коллектор |
|
|
Закрыть при мощности более 350,0 МВт. Открыть при отключении ПВД гр. А, Б или одной из групп |
– дренаж за 2RD13S02; |
2SH11S05 |
отм. «5,6» ось 3-4 |
+ |
+ |
+ |
– |
+ |
Общий коллектор |
|
|
Закрыть при мощности более 350,0 МВт |
– дренаж паропровода до 2RD13S01 на РБ-9 |
2SH11S04 |
отм. «5,6» ось 3-4 ряд А-Б |
+ |
+ |
+ |
– |
+ |
Индивидуальный коллектор |
|
|
Открывать совместно с 2SH11S06,07. Закрыть при |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
мощности более 350,0 МВт |
Линия прогрева первого отбора на корпуса ПВД-7 А,Б |
2SH11S11 |
отм. «5,6» ось 2-3 ряд А-Б |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
Индивидуальный коллектор |
|
Тенденция увеличения температуры по регистратору 2SH11T01, панель 2HY42: 2SH11T02 - т. 6 |
Открывать при условии подключения ПВД А, Б по питательной воде и КГП. Закрывать после |
|
2SH11S12 |
|
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
Индивидуальный коллектор |
|
Тенденция увеличения температуры по регистратору 2SH11T01, панель 2HY42 на БЩУ-2: 2SH12T02 - т. 7 |
подключения ПВД соответствующего по пару |
Дренажи второго отбора: |
|||||||||||
– каскадный слив дренажа второго отбора в третий; |
2SH12S01 |
отм. «5,6» ось 4, ряд А-Б |
+ |
+ |
+ |
– |
+ |
Индивидуальный коллектор |
После толчка роторов турбины |
Температура дренажа равна температуре металла второго отбора. Тенденция увеличения температуры по регистратору SH11T01, панель |
Закрывать при открытой 2SH12S11(12) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
HY 42 на БЩУ-2: SH12T01 – т. 5 |
|
– линия прогрева второго отбора в корпуса ПВД-6 А, Б |
2SH12S11 |
отм. «5,6» ось 2-3 ряд А-Б |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
Индивидуальный коллектор |
|
Тенденция увеличения температуры по регистратору |
Открывать при условии подключения ПВД А, Б по |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2SH11T01, панель 2HY42 на БЩУ-2: 2SH11T02 - т. 6 |
питательной воде и КГП; Закрывать при подключении по пару соответствующего ПВД |
|
2SH12S12 |
|
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
Индивидуальный коллектор |
|
Тенденция увеличения температуры по |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
регистратору 2SH11T01, панель 2HY42 на БЩУ-2: 2SH12T02 – т. 7 |
|
Дренажи паропровода «Пар от СПП на ТПН» в 2SH10B01 до- и после 2RB50S02 |
2SH50S02 |
отм. «5,6» ось 3-4 ряд А-Б
|
– |
+ |
+ |
– |
+ |
Индивидуальный коллектор |
После толчка роторов турбины |
Тенденция увеличения температуры по регистратору 2SH11T01, панель 2HY42 на БЩУ-2: 2SH50T02 – т. 3 |
Открыть за 30 минут до толчка роторов турбины; Закрыть после перевода питания ТПН от СПП |
|
2SH50S01 |
|
– |
+ |
+ |
+ |
+ |
|
|
Тенденция увеличения температуры по регистратору 2SH11T01, панель |
Открывать на 1/2 оборота |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2HY42 на БЩУ-2: 2SH50T01 - т. 2; Температура дренажа равна температуре пара за СПП |
|
Дренажи третьего отбора: |
|||||||||||
– каскадный слив дренажа третьего отбора до КОС в |
2SH13S01 |
отм..«3,0» ось 3-4 ряд А-Б |
+ |
+ |
+ |
– |
+ |
Индивидуальный коллектор |
После толчка роторов турбины |
Температура дренажа равна температуре трубопровода |
Закрывается после закрытия 2SH12S01 |
коллектор дренажей; |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
третьего отбора |
|
– дренаж с корпуса КОС третьего отбора в РБ-9; |
2RT34S01 |
отм. «5,6» ось 3-4 ряд А-Б |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
|
|
|
Закрыть после перевода третьего отбора на КСН |
– дренаж трубопровода третьего отбора за 2RD34S01; |
2RT34S02 |
|
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
|
|
|
|
– общий дренажный вентиль в РБ-9 с 2RD34S01 |
2RT34S03 |
|
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
|
|
|
|
Задвижка на общем коллекторе дренажей ресиверов после ЦВД на СПП |
2SH30S01 |
отм. «-3,6» ось 4 ряд А |
+ |
+ |
+ |
– |
+ |
|
|
|
Закрывать после выполнения перевода КСН от третьего отбора турбины |
Дренаж с корпуса СПП |
|||||||||||
– в 2SD11; |
2SH31S01 |
отм. «-3,6» ось 4, |
– |
+ |
+ |
– |
– |
|
С начала набора вакуума |
Температура дренажа равна |
2SH31,32S01 открывать после |
|
2SH32S01 |
ряд А |
– |
+ |
+ |
– |
– |
|
|
температуре металла СПП |
толчка ротора ТА на выдержке при |
– в РБ-9 |
2SH31S02 |
|
– |
– |
– |
+ |
+ |
|
|
|
600 об/мин. 2SH31,32S02 |
|
2SH32S02 |
|
– |
– |
– |
+ |
+ |
|
|
|
открывать после набора мощности |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Nэ равной 200,0 МВт |
Дренаж паропровода «Пар от СПП на ЦНД в трубопровод |
2SH42S01 |
отм. «11,0» ось 5-6 ряд А-Б |
+ |
+ |
+ |
– |
+ |
|
До толчка роторов турбины. После толчка |
Тенденция увеличения температуры по регистратору |
Закрыть при мощности Nэ более 350,0 МВт |
пятого отбора» |
2SH42S02 |
|
+ |
+ |
+ |
– |
+ |
|
роторов турбины |
2RT61T01, панель 2HY42 на БЩУ-2: 2SH42T02 - т.10 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Тенденция увеличения температуры по регистратору 2RT61T01, панель 2HY42 на БЩУ-2: 2SH42T01 - т. 9; Температура дренажа равна температуре паропровода от СПП и ЦНД |
|
Вентиль дренажа паропровода четвертого отбора в |
2SH14S01 |
отм. «5,6» ось 5 ряд Б |
+ |
+ |
+ |
– |
+ |
|
|
|
Закрыть при мощности Nэ равной 350,0 МВт |
трубопровод КГП ПНД-4 до 2RH41S02 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Дренаж паропровода четвертого отбора в пятый отбор |
2SH14S02 |
отм. «5,6» ось 4 ряд Б |
+ |
+ |
+ |
– |
+ |
|
До толчка роторов турбины; После толчка |
Тенденция увеличения температуры по регистратору 2SH11T01, |
Открыть при мощности Nэ менее либо равной 350,0 МВт |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
турбины |
панель 2HY42 на БЩУ-2: 2SH14T01 – т. 8 |
|
Дренаж трубопровода пятого отбора |
2SH15S01 |
отм. «5,6» ось 5-6 |
+ |
+ |
+ |
– |
+ |
Индивидуальный коллектор |
|
|
Закрыть при мощности Nэ равной |
в КГП ПНД-3 до 2RH51S02
|
|
ряд Б |
|
|
|
|
|
|
|
|
350,0 МВт |
Дренаж паропровода пятого отбора в шестой отбор |
2SH15S02 |
отм. «5,6» ось 7 ряд Б |
+ |
+ |
+ |
– |
+ |
Индивидуальный коллектор |
До толчка роторов турбины. После толчка турбины |
Тенденция увеличения температуры по регистратору 2SH11T01, панель 2HY42 на БЩУ-2: 2SH15T01 – т. 9 |
Открыть при мощности Nэ менее либо равной 350,0 МВт |
Дренаж паропровода шестого отбора в конденсатор |
2SH16S01 |
отм. «0,0» ось 3-4 ряд Б (у 2SD11) |
+ |
+ |
+ |
– |
+ |
Индивидуальный коллектор |
До толчка роторов турбины. После толчка турбины |
Тенденция увеличения температуры по регистратору 2SH11T01, панель 2HY42 на БЩУ-2: 2SH16T02 - т.10 |
Открыть при мощности Nэ менее либо равной 350,0 МВт |
Отсос ПВС от поворотных заслонок |
2SH20S01 |
отм. «5,6» ось 6-8 |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
Индивидуальный коллектор |
|
|
Постоянно открыт |
ЦНД-1–3 в трубопровод шестого |
2SH20S02 |
ряд Б |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
Индивидуальный коллектор |
|
|
Постоянно открыт |
отбора |
2SH30S01 |
|
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
Индивидуальный коллектор |
|
|
Постоянно открыт |
|
2SH30S02 |
|
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
Индивидуальный коллектор |
|
|
Постоянно открыт |
|
2SH40S01 |
|
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
Индивидуальный коллектор |
|
|
Постоянно открыт |
|
2SH40S02 |
|
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
Индивидуальный коллектор |
|
|
Постоянно открыт |
Дренаж шестого |
2RH63S93 |
отм. «-3,6» |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
Общий коллектор |
|
Температура |
|
отбора на ТФУ после КОС 2RH63S01 |
2RH63S91 |
отм. «5,6» ось 6-8 |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
Индивидуальный коллектор |
|
дренажа равна температуре металла |
|
на SD13 |
2RH63S92 |
ряд Б |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
Индивидуальный |
|
шестого отбора |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
коллектор |
|
|
|
Дренаж пятого отбора на ТФУ после |
2RH52S93 |
отм. «-3,6», «5,6» |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
Общий коллектор |
|
Температура дренажа равна |
|
КОС 2RH52S01 на SD13 |
2RH52S91 |
ось 6-8 ряд Б |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
Индивидуальный коллектор |
|
температуре металла шестого |
|
|
2RH52S92 |
|
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
Индивидуальный коллектор |
|
отбора |
|
Слив сепарата с разделителя 2RD10B01 (Р‑400): |
|||||||||||
– на общем коллекторе; |
2SH11S30 |
отм «0,0» ось 3-4, ряд А-Б |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
Общий коллектор |
|
|
Постоянно открыт |
– в РБ-9; |
2SH11S31 |
отм «0,0» ось 4 ряд А |
– |
+ |
+ |
– |
+ |
|
|
|
Открыта до подключения одной из групп ПВД |
– байпас 2SH11S31; |
2SH11S32 |
отм «0,0» ось 4 ряд А |
– |
+ |
+ |
– |
+ |
|
|
|
Открыть при неработоспособной 2SH11S31 |
– на ПВД 2RD11,12W01 |
2SH11S21 |
отм «5,6» ось 2-3 ряд А-Б |
– |
– |
– |
+ |
– |
|
|
|
Открыта после подключения ПВД - А |
|
2SH11S22 |
отм «5,6» ось 2-3 ряд А-Б |
– |
– |
– |
+ |
– |
|
|
|
Открыта после подключения ПВД - Б |
Слив сепарата с разделителей Р‑600 2RD30B01-04 |
2SH10S10 |
отм «2.0» ось 2-3 ряд А-Б |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
|
|
|
Постоянно открыт |
|
2SH10S20 |
отм «2.0» ось 2-3 |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
|
|
|
Постоянно открыт |
|
|
ряд А-Б |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2SH10S30 |
отм «2.0» ось 2-3 ряд А-Б |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
|
|
|
Постоянно открыт |
|
2SH10S40 |
отм «2.0» ось 2-3 ряд А-Б |
+ |
+ |
+ |
+ |
+ |
|
|
|
Постоянно открыт |
Дренаж сепаратора влаги КСН 2RD34B01 в ПНД-4 |
2RT61S01 |
отм «0.0» ось 4 - 5 ряд Б – ось ТГ |
- |
- |
- |
+ |
- |
Индивидуальный коллектор |
|
|
Открыть при мощности Nэ более 350,0 МВт, закрыть при нагрузке менее 350,0 МВт |
Дренаж сепаратора влаги КСН 2RD34B01 в РДМ |
2RT61S11 |
отм «0.0» ось 4 - 5 ряд Б |
+ |
+ |
+ |
– |
+ |
Индивидуальный коллектор |
|
|
Открыть при мощности Nэ менее 350,0 МВт, закрыть после открытия 2RT61S01 |
ПРИЛОЖЕНИЕ Б
(обязательное)
График пуска турбины из холодного состояния
t, ºС n, об/мин Nэ, МВт
Время (минуты)
to – температура пара за СРК;
t1 – температура пара перед ЦНД;
tм – температура металла корпуса ЦВД
Рисунок Б.1 – Холодное состояние – температура металла менее 80 C
1.1.Приложение В
(обязательное)
Графики пуска турбины из различных тепловых состояний
t, ºС n, об/мин Nэ, МВт
t1
t0
n
Nэл
Время (минуты)
to – температура пара за СРК;
t1 – температура пара перед ЦНД
Рисунок В.1 – Первое неостывшее состояние – температура металла более либо равна 80,0 ºС и менее либо равна 130,0 ºС
Продолжение ПРИЛОЖЕНИЯ В
t, ºС n, об/мин Nэ, МВт
t1
t0
n
Nэл
Время (минуты)
to – температура пара за СРК;
t1 – температура пара перед ЦНД
Рисунок В.2 – Второе неостывшее состояние – температура металла более либо равна 130,0 ºС и менее либо равна 180,0 ºС
Продолжение ПРИЛОЖЕНИЯ В
t, ºС n, об/мин Nэ, МВт
t0
t1
Nэл
n
Время (минуты)
to – температура пара за СРК
t1 – температура пара перед ЦНД
Рисунок В.3 – Горячее состояние – температура металла более 180,0 ºС
ПРИЛОЖЕНИЕ Г
(обязательное)
Качество рабочей среды второго контура при ведении аммиачно-морфолинового водно-химического режима
Г.1 Диагностические показатели качества питательной и продувочной воды ПГ в период пуска энергоблока после останова («горячее состояние», «реактор на МКУ мощности») в аммиачно-морфолиновом ВХР указано в таблице Г.1.
Таблица Г.1 – Качество питательной и продувочной воды
Наименование показателя |
Питательная вода |
Продувочная вода из солевого отсека |
Удельная электрическая проводимость Н-катионированной пробы, мкСм/см, не более |
0,5 |
2,0 |
Величина рН, единицы рН |
9,0 – 9,5 |
8,8 – 9,5 |
Концентрация кислорода, мкг/дм³, не более |
0,01 |
– |
Концентрация натрия, не более |
– |
0,1 |
Концентрация хлорид-иона, мг/дм³, не более |
– |
0,1 |
Концентрация железа, мг/дм³, не более |
0,015 |
– |
Концентрация гидразина, мг/дм³, не менее |
0,02 |
– |
Концентрация морфолина, мг/дм³ |
(1,0 – 5,0) |
– |
Концентрация аммиака (за счет разложения гидразина), мг/дм³ |
(0,3 - 1,5) |
– |
Концентрация масел и тяжелых нефтепродуктов, мкг/дм³, не более |
0,1 |
– |
Г.2 Диагностические показатели качества конденсата турбины (за КН-I) и насыщенного пара парогенераторов при эксплуатации энергоблока на энергетических уровнях мощности более 50 % Nном указано в таблице Г.2.
Таблица Г.2 – Качество конденсата
Наименование показателя |
Конденсат за КН-I |
Насыщенный пар |
Удельная электрическая проводимость Н-катионированной пробы, мкСм/см, не более |
0,3 |
0,3 мкСм/см |
Концентрация кислорода, мкг/кг, не более |
20 |
– |
Концентрация натрия, мкг/кг, не более |
0,2 |
– |