и действия персонала по их устранению

8.1 Действия персонала при полном сбросе нагрузки

8.1.1 Полный сброс нагрузки происходит при отключении генератора от сети. При полном сбросе нагрузки эксплуатационный персонал обязан контролировать действие автоматики, а при необходимости произвести переключения вручную. Контролировать:

- закрытие СРК, СЗ и РЗ турбины, автоматическое включение режима «Разворот» системы регулирования ТА;

- закрытие ГПЗ П-15, П-25и задвижек подачи пара на II ступень СПП,

П-59, П-60, П-61, П-62;

- появление сигнала «Отключение В-20 или В-500» на панели Т-1(Т-4) БЩУ;

- кратковременное увеличение частоты вращения роторов ТА до величины, меньшей настройки ЗАБ, и её снижение;

- осевой сдвиг роторов не превышает +0,6 и - 1,2 мм;

- температуру баббита подшипников ниже 90^оС;

- закрытие задвижек ПО-05, ПО-11, включение в работу БРУ-Д;

- открытие задвижек ППР-51, ППР-52;

- открытие дренажей 1,2,3-го отборов - ДТ-05, ДТ-07, ДТ-09, ДТ-12;

- открытие задвижек КГП-17, КГП-04, КГП-10, КГП-11, КГП-12 и закрытие КГП-03, КГП-72, КГП-30, КГП-30А;

- открытие задвижек ДТ-29, ВК-91, ВК-39, ВК-40- ВК-42;

- закрытие обратных клапанов отборов (КОС) турбины;

- закрытие задвижек ПО-08, ПО-10;

- включение в работу БРУ-К и открытие задвижек ВК-15, ВК-16 подачи основного конденсата на охлаждение пара.

8.1.2 Открыть вентили внутритурбинных дренажей: ДТ-01, ДТ-02, ДТ-41, ДТ-42, ДТ-33, ДТ-92, ДТ-68, ДТ-22, ДТ-23, ДТ-70, ДТ-13, ДТ-28.Отключить НПНД-1А(1Б), НПНД-3А(3Б) и открыть КГП-05,05А,01.

8.1.3 После закрытия СРК контролировать:

- выбег роторов турбоагрегата;

- работу конденсатных насосов и уровни в конденсатосборниках конденсаторов турбины;

- уровни в ПГ-1¸ПГ-4 и работу регуляторов уровня в парогенераторах;

- давление пара в коллекторе подачи пара на уплотнения и работу концевых уплотнений турбины;

- работу основных эжекторов и эжектора уплотнений, при необходимости включить резервный основной эжектор.

При снижении степени открытия до 15% контролировать переход РУ-К в стерегущий режим, при этом ПРУ-К переходит в режим поддержания уровня.

Контролировать работу регуляторов ПРУ-К, РУК:

- при выходе ПРУК из диапазона 20…70% импульсное закрытие или открытие РУК до возвращения ПРУК в диапазон 20…70%.

Отключить один из 2-х работающих ФСД БОУ.

8.1.4 Выяснить причину сброса нагрузки и определить дальнейшие действия на останов или подхват оборотов с последующим включением в сеть и набором нагрузки.

Если генератор не может быть синхронизирован и включен в сеть в течение 15 минут после выхода на холостой ход - турбину остановить.

8.1.5 Если при полном сбросе нагрузки с отключением генератора от сети произошел динамический заброс оборотов, приведший к срабатыванию автоматов безопасности, пуск ТА разрешается только после выяснения причины динамического заброса с обязательным уведомлением начальника ТЦ-5. Разрешение на пуск дает главный инженер АЭС.

8.2 Действия персонала при ложной работе защиты турбины:

- контролировать действие автоматики при сбросе нагрузки (аналогично п. 8.1.1), при необходимости - произвести переключения вручную;

- выяснить причину сброса нагрузки;

- определить порядок дальнейших действий (останов или подхват оборотов с последующим включением в сеть и набором нагрузки).

Нагрузка может быть восстановлена по распоряжению НС АЭС-III очереди после выявления и устранения причины сброса нагрузки. Разворот ТА и набор нагрузки выполнить в соответствии с требованиями раздела 4 настоящей инструкции.

8.3 Турбина немедленно отключается действием защиты с автоматическим срывом вакуума в следующих случаях:

- при недопустимом увеличении осевого сдвига (в сторону генератора до + 1,2мм или в сторону регулятора до - 1,8 мм) роторов;

- при понижении давления масла в системе смазки турбины до 0,5кгс/см² (на уровне оси турбины).

8.4 Турбина немедленно отключается действием защиты:

- при снижении уровня в демпферном маслобаке генератора до 2-го предела;

- при отключении всех насосов уплотняющего масла ТГ (МНУ-А,Б,В).

После закрытия СК и отключения генератора от сети при срабатывании указанных защит оператор обязан немедленно произвести срыв вакуума в конденсаторе ТА.

8.5 Турбина должна быть немедленно отключена оператором со срывом вакуума в следующих случаях:

1) при возникновении ситуации по п.п. 8.3 и 8.4 и отказе работы защиты;

2) при внезапном одновременном изменении вибрации (за время не более 5 секунд с длительностью не менее 10 секунд) оборотной частоты двух опор одного ротора, или смежных опор, или двух составляющих вибраций одной опоры на 1 мм/с и более от любого начального уровня при установившемся режиме работы ТА;

3) при внезапном повышении температуры масла на выходе из любого подшипника сверх 75^оС или температуры баббита любой из колодок упорного подшипника или вкладышей опорных подшипников выше 90^оС;

4) при гидравлическом ударе в турбине или паропроводах свежего пара;

5) при ударах или стуках в проточной части, сопровождающихся усиленной вибрацией;

6) при появлении искр или дыма из подшипников турбины, генератора, возбудителя или концевых уплотнений турбины;

7) при повышении скорости вращения роторов ТА более 1680 об/мин;

8) при снижении перепада давлений «масло-газ» менее 0,5 кгс/см² (в системе уплотнения вала генератора);

9) при разрыве или обнаружении трещины в маслопроводах системы смазки турбоагрегата или системы уплотнения вала генератора;

10) при внезапном воспламенении масла на турбине, генераторе, возбудителе, если невозможно немедленно ликвидировать пожар;

11) при пожаре, непосредственно угрожающем основному маслобаку турбины.

12) при увеличении вибрации любого из подшипников ТА до 11,2 мм/с и более.

8.6 Турбина немедленно отключается действием защиты от развития пожара при возникновении пожара на маслосистеме ТА и невозможности его ликвидировать (см. п. 8.5 п.п. 10,11). Для этого ИУТ по команде НСАЭС-Ш очереди (или НСТЦ) должен вставить специальный ключ в гнездо на панели ПТ-1 (ПТ-4) и повернуть его по часовой стрелке. При этом ТА останавливается со срывом вакуума и отключением генератора от сети без выдержки времени, а также с отключением маслонасосов смазки и регулирования, с запретом включения резерва.

8.7 Порядок действий оператора при аварийном отключении турбины со срывом вакуума:

- выбить защитные устройства, убедиться, что стопорные клапаны и заслонки закрылись;

- контролировать закрытие ГПЗ 13(14)П-15,25;

- потребовать от НСАЭС - III очереди (НСЭЦ) немедленного отключения соответствующего генератора от сети;

- ключ ПБ эжекторов перевести в положение «деблокировано»;

- закрыть задвижку ОК-15А на линии безнасосного слива конденсата из конденсатора ТПН (если она открыта);

- закрыть задвижки ПЭ-01,02 подачи пара к основным эжекторам и открыть задвижку ГВ-10 срыва вакуума в конденсаторах ТА;

- при снижении вакуума в конденсаторах ТА до 70¸100мм.рт.ст. закрыть задвижки ППР-10(20) и ППР-15(25) подачи пара к эжекторам и уплотнениям ТА, разобрать их электросхемы, открыть вентиль ДТ-32 дренажа отключенного паропровода (в случае питания эжекторов и уплотнений ТПН от коллектора собственных нужд следует закрыть задвижки ПУ-02,10 подачи пара на уплотнения ТА, а задвижки ППР-10(20) или ППР-15(25) оставить в открытом положении);

- при снижении вакуума до 0мм.рт.ст. закрыть задвижки ПЭ-05А,06А подачи пара к эжектору уплотнений ТА.

Примечание: в случае аварийного срыва, необходимо закрыть КГП-10, проверить закрытие КГП-03,30А и разобрать их электросхемы. При наличии давления пара перед СРК турбины - закрыть ремонтные ГПЗ П-11,31(21,41) и их байпасы П-12,32(22,42).

8.8 Турбина немедленно отключается защитой без срыва вакуума в конденсаторе в следующих случаях:

1) при повышении скорости вращения роторов сверх установки срабатывания автомата безопасности;

2) при понижении давления пара в главном паровом коллекторе до

52кгс/см² для ТУ-13 и до 53,5кгс/см² для ТУ-14;

3) при повышении уровня в любой половине любого ПВД до 2-го аварийного предела;

4) при повышении уровня в сепаратосборнике до 2-го предела (с выдержкой времени 30 секунд);

5) при повышении давления на выхлопе ЧВД до 15кгс/см² (16ата);

6) при понижении вакуума в конденсаторе до 540мм.рт.ст.;

7) при повышении уровня в любом ПНД до 2-го предела (с выдержкой времени 40 сек для ПНД-3, с выдержкой времени 30 сек для ПНД-4);

8) при повышении уровня в конденсатосборнике конденсатора до 2-го предела;

9) при снижении давления масла в напорной линии импеллера до 5кгс/см² (при работе ГСР) с выдержкой времени 5 секунд;

10) при отключении (закрытии СК) приводной турбины ТПН;

11) при снижении уровня в демпферном маслобаке генератора до 2-го предела (срыв вакуума открывает оператор вручную, см. п. 8.4);

12)при отключении всех насосов уплотняющего масла ТГ (МНУ-А,Б,В) (срыв вакуума открывает оператор вручную, см. п. 8.4).

13) при уменьшении расхода охлаждающей воды через газоохладители генератора до 250м³/час с выдержкой времени 5 минут;

14) при повышении уровня в любом ПГ на 300 мм от номинального;

15) при снижении расхода дистиллята через статор генератора до

63м³/ч или отключении НОС-А,Б с выдержкой времени 6 секунд;

16) при отключении выключателя генератора В-20 или выключателя

В-500 от сети;

17) при закрытии любой СЗ промперегрева при незакрытом хотя бы одном сервомоторе регулирующих клапанов с выдержкой времени 1,0 с;

18) при закрытии любой РЗ промперегрева при незакрытом хотя бы одном сервомоторе регулирующих клапанов с выдержкой времени 1,0 с.

8.9 Турбина должна быть остановлена оператором без срыва вакуума в следующих случаях:

1) при возникновении ситуации по п. 8.8 (за исключением п.п.11,12) и отказе срабатывания защиты;

2) при изменении относительного расширения ротора ЦВСД за допустимые пределы (- 2,5 ¸ + 3,4 мм);

3) при срабатывании (разрыве) предохранительной мембраны на любом сепараторе-пароперегревателе;

4) при разрыве или обнаружении трещин в маслопроводах, паропроводах свежего пара и пара промперегрева, отборов, трубопроводов основного конденсата, питательной воды и невозможности немедленного отключения поврежденного участка;

5) при возникновении гидроударов в трубопроводах системы регулирования и при их недопустимой вибрации;

6) по истечении 2-х минут работы генератора в моторном режиме;

7) при повышении уровня на днище корпуса СПП-1000 более 600 мм,

если не удастся в течение первого часа снизить уровень;

8) при повышении уровня на днище СПП-1000 до 800 мм;

9) при снижении удельного сопротивления дистиллята в водяной системе охлаждения генератора до 50 кОм×см;

10) при снижении частоты в сети:

- до 48 - 49 Гц на время более 2 минут;

- до 48 - 47 Гц на время более 1 минуты;

- до 47 - 46 ГЦ на время более 10 секунд;

- менее 46 Гц без выдержки времени;

11) при разрыве атмосферных мембран на выхлопах ЦНД в атмосферу;

12) при изменении абсолютного расширения ротора ЦНД за допустимые пределы (- 2,0 ¸ + 10,5 мм).

8.10 Турбина должна быть остановлена в период, определяемый главным инженером АЭС в случаях:

1) заедания стопорных клапанов и заслонок,

2) заедания регулирующих клапанов и заслонок или обрыва штоков регулирующих клапанов;

3) заедания обратных клапанов отборов;

4) выявления неисправности технологических защит, действующих на останов оборудования;

5) выявления нарушений нормальной работы вспомогательного оборудования, схемы коммуникаций установки, если устранение причин нарушения невозможно без останова турбины;

6) появления радиоактивности парогазовой смеси на выхлопе эжекторов выше установленных значений (1×10^-7Ku/л);

7) обнаружения свищей на неотключаемых для ремонта участках трубопроводов пароводяного тракта;

8) при обнаружении течей масла из подшипников, трубопроводов и арматуры, создающих опасность возникновения пожара;

9) обнаружении неисправностей в системе регулирования;

10) обнаружения недопустимой концентрации водорода в картерах подшипников, токопроводах, маслобаке, а также превышающей норму утечки водорода из корпуса генератора.

В случаях, указанных в п.п. 1,2,3 турбину необходимо остановить закрытием ГПЗ.

8.11 Во всех случаях отказа в управлении защитными устройствами с БЩУ при ликвидации аварий необходимо отключить маслонасосы системы регулирования - МНР-А,Б,В.

8.12 При срабатывании блокировки по 20 %-му рассогласованию положения регулирующих клапанов, контролировать по месту их положение и, в случае появления стуков в клапанах, появлении вибрации СРК - немедленно выбить защитные устройства турбины.

8.13 Во всех случаях после закрытия СРК работа турбины в моторном режиме допускается не более 2-х минут, по истечении которых генератор должен быть отключен от сети.

8.14 В случае снижения вакуума на ТА необходимо:

- вернуться к схеме предшествующей началу снижения вакуума, если производились какие-либо технологические переключения, связанные с турбоустановкой;

- проверить, восстановить и при необходимости увеличить давление пара перед эжекторами. Предельно допустимое давление пара перед эжекторами - 9кгс/см²;

- включить резервный основной эжектор и проверить работу основных эжекторов по создаваемому ими разрежению;

- увеличить давление пара в коллекторе уплотнений до 0,2¸0,25 кгс/см² (не допуская сильного парения через уплотнения);

- отключить эжектор, не создающий разряжения;

- включить пусковые эжекторы при снижении вакуума ниже

0,22 кгс/см²(абс);

- проверить плотность вакуумной системы наружным осмотром или с помощью других технических средств. Косвенным показателем значительных присосов воздуха является низкая температура конденсата в конденсатосборниках конденсатора (разность температуры пара и воды более 2 С) при номинальном уровне конденсата в конденсаторах;

- причиной снижения вакуума может быть попадание воды в паропровод подачи пара на эжектора и уплотнения при питании его из паровой уравнительной деаэраторов через ППР-15(ППР-25) при уровне в деаэраторах более 200см. В этом случае необходимо перевести питание паром эжекторов и уплотнений от паропровода коллектора собственных нужд блока:

- открыть ППР-10(ППР-20);

- закрыть ППР-15(ППР-25);

- открыть дренаж ДТ-32.

8.15 Порядок действия оперативного персонала при увеличении разности температур на выходе из СПП-А,Б более 10^оС при нагружении турбины.

8.15.1 Необходимо сделать следующее:

- остановить нагружение турбины, а при необходимости - разгрузить в соответствии с графиком Приложения 8;

- проверить по указателям положения на БЩУ и по месту величину открытия регулирующих клапанов РП-98, РП-99, задвижек П-61, П-62 подачи пара на 2 ступень СПП, (если режим прогрева ЧСД еще не закончился) и задвижки ПО-01;

- проверить соответствие положения арматуры на линиях слива КГП 1-й и 2-й ступеней СПП состоянию ТА (давлениям в отборах, состояние ПВД и т.д.) и, при выявлении отклонений, устранить их;

- проверить по замерам ИВС уровни в конденсатосборниках 1 и 2 ступеней пароперегревателей и, при необходимости, снизить до нормальных значений.

- проверить по приборам на БЩУ вибрационное состояние подшипников турбины;

- если вышеприведенные меры не дали положительных результатов - снизить нагрузку на турбине до уменьшения разности температур за СПП-А,Б до 5^оС. Одновременно с этим снизить уровни в конденсатосборниках 1 и 2 ступеней СПП-А,Б до минимально-допустимых, открытием регуляторов уровней в дистанционном режиме управления. Если снижение уровней не привело к снижению разности температур, то необходимо регуляторы возвратить в автоматический режим управления.

8.15.2 При отсутствии нарушений состояния оборудования в ходе проверок по п. 8.15.1 и наличии прежней разности температур за корпусами СПП-А,Б потребовать от персонала ЦТАИ срочной проверки достоверности показаний замеров температуры и уровней в конденсатосборниках.

8.15.3 Произвести полную разгрузку турбоагрегата, если принятые меры не привели к уменьшению разницы температур за корпусами СПП-А,Б. Вывести турбоагрегат в ремонт, для устранения неплотности трубных систем пароперегревателей СПП.

8.16 Порядок действия оперативного персонала при увеличении разности температур на выходе из СПП-А,Б более 5^оС при работе турбоагрегата на номинальном уровне мощности

8.16.1 Необходимо сделать следующее:

- разгрузить турбоагрегат в соответствии с графиком Приложения 8;

- проверить по замерам ИВС уровни в конденсатосборниках 1 и 2 ступеней СПП и, при необходимости, снизить до нормального уровня.

Одновременно проверить и привести к норме уровни в сепаратосборниках и на днище СПП (открыть ДТ-28,29);

- проверить соответствие положения арматуры на линиях слива КГП 1-ой и 2-ой ступеней СПП состоянию ТА и его оборудования и, при выявлении отклонений, устранить их;

- убедиться в полном открытии задвижек П-59, П-60 и ПО-01 на подаче греющего пара на 2-ую и 1-ую ступени СПП;

- постоянно контролировать вибрационное состояние турбоагрегата, т.к. повышение уровней вибрации может явиться следствием перекоса температур по корпусам СПП.

8.16.2 Если после проведенных действий не удалось снизить разность температур до уровня менее 5^оС, а вибрационное состояние подшипников по приборам на БЩУ не изменилось необходимо:

1) понизить уровни в конденсатосборниках 1 и 2-ой ступенях СПП до минимально-допустимых величин путем перевода регуляторов в дистанционный режим управления и увеличения степени их открытия;

2) потребовать от персонала ЦТАИ проверку достоверности показаний замеров температуры за СПП-А,Б и уровней в конденсатосборниках 1 и 2-ой ступеней СПП. Если снижение уровней ниже нормальных не оказывает влияния на уменьшение разности температур за СПП-А,Б, необходимо поставить регуляторы уровней в конденсатосборниках 1 и 2-ой ступеней в автоматический режим управления.

8.16.3 Убедившись в достоверности показаний датчиков температур за СПП-А,Б и уровней в конденсатосборниках 1 и 2-ой ступеней СПП, продолжить снижение нагрузки турбоагрегата до уменьшения разности температур за корпусами СПП-А,Б до величины не более 5^оС.

8.16.4 При одновременном увеличении разности температур более 5^оС за корпусами СПП-А,Б и росте уровней вибрации опор подшипников, турбоагрегат необходимо разгружать до стабилизации уровня вибрации и снижения недопустимой разности температур за корпусами СПП до величины не более 5^оС.

8.16.5 Произвести полную разгрузку турбоагрегата, если принятые меры не привели к уменьшению разницы температур за корпусами СПП-А,Б менее 5^оС. Вывести турбоагрегат в ремонт для устранения неплотности трубных систем пароперегревателей СПП.

8.17 В случае снижения вакуума в конденсаторе ТА, увеличения осевого сдвига роторов и вибрации подшипников, повышения температуры масла на сливе из подшипников, снижения уровня масла в ОМБ действовать в соответствии с требованиями раздела 3 «Инструкции № 5.3.ЛН.ИЭ по ликвидации нарушений в работе турбинного оборудования».

8.18 Работа ТА при возникновении низкочастотной вибрации

8.18.1 Низкочастотная вибрация – это вибрация, возникающая в масляной пленке подшипников скольжения, выражающаяся в появлении колебательного или кругового движения центра оси ротора относительно центра оси вкладыша. При определенных условиях низкочастотная вибрация сопровождается разрушением масляной пленки и задеваниями шейки ротора о вкладыш подшипника.

Определить наличие низкочастотной вибрации штатным измерительным комплексом невозможно. Измерение низкочастотной составляющей вибрации производится только переносным прибором.

8.18.2 Признаками низкочастотной вибрации являются:

- появление повышенного, ненормального шума в районе подшипниковых опор, сопровождающегося явными ударами, «тарахтением» разного тона, резким гулом;

- внезапное повышение температуры масла на сливе из подшипника на 10^оС и более от установившегося ранее (при нормальной работе) уровня при неизменном значении температуры масла на сливе из соседних подшипников;

- внезапное повышение температуры баббита подшипника на 10^оС и более от установившегося ранее (при нормальной работе) уровня;

- повышение общего уровня вибрации подшипника по штатным замерам.

8.18.3 Действия персонала при возникновении низкочастотной вибрации

8.18.3.1 При появлении указанных в п. 8.18.2 признаков необходимо:

- доложить о возникновении нарушения НСТЦ, НСАЭС – III очереди;

- через НСАЭС – III очереди незамедлительно вызвать специалиста лаборатории вибрации ЦЦР;

- проконтролировать параметры вибрационного состояния ТА;

- проконтролировать значение температуры масла, подаваемого на смазку подшипников ТА;

- контролировать значения температуры масла на сливе из подшипников и температуры баббита подшипников их изменение. При стабилизации значений указанных параметров в допустимых пределах режим работы ТА не изменять до прибытия специалиста по вибродиагностике.

8.18.3.2 В случае увеличения величин контролируемых (по п. 8.18.3.1) параметров к предельно допустимым значениям необходимо:

- снизить нагрузку ТА до величины, при которой прекратится рост величин контролируемых (по п. 8.18.3.1) параметров;

- повысить температуру масла, подаваемого на смазку подшипников ТА, на 5-8 ^оС, не допуская при этом повышения температуры масла на сливе из подшипников и температуры баббита подшипников до предельных значений.

8.18.3.3 В случае увеличения температуры масла на сливе из подшипника более 75 ^оС, или температуры баббита подшипника более 90 ^оС, или скачкообразном изменении вибрации подшипника на 1 мм/сек и более(по п. 8.5) – немедленно остановить ТА со срывом вакуума в конденсаторе.

8.19 Действия персонала при возникновении паровой неуравновешенности регулирующих клапанов

8.19.1 Явление паровой неуравновешенности регулирующих клапанов наблюдается при работе ТА на промежуточных уровнях нагрузки (более 250мВт) и рассогласовании положения РК-А,Б более 30%. Признаки паровой неуравновешенности РК следующие:

- сильные стуки в корпусе СРК;

- сильная вибрация (наблюдается визуально) СРК и трубопроводов их обвязки;

- колебания нагрузки ТГ.

8.19.2 При появлении признаков паровой неуравновешенности РК необходимо:

- проконтролировать положение РК-А,Б и переход системы регулирования в режим «ГСР» при рассогласовании положения РК-А,Б 20% и более;

- при увеличении рассогласования положения РК-А,Б до 30% выбить защитные устройства и остановить ТА;

- при разрыве маслопроводов обвязки СРК - отключить работающие МНР-А,Б(В).

8.20 Подогреватель высокого давления должен быть немедленно отключен в следующих случаях:

- при обнаружении трещин или свищей в основном металле и сварных соединениях корпуса ПВД и трубопроводов обвязки;

- при появлении шумов, вибрации, ударов в корпусе ПВД и трубопроводах обвязки;

- при разрушении опор корпуса ПВД и подвесок трубопроводов обвязки;

- при повышении давления сверх рабочего более, чем на 15%, и дальнейшем его повышении, несмотря на принятые меры по его снижению (разгрузку ТА с целью снижения давления в отборах);

- при неисправности предохранительного клапана ПВД;

- при неисправности устройств измерения давления и уровня;

- при обнаружении неисправности клапана регулятора уровня;

- при обнаружении неисправности защиты подогревателя.

В вышеуказанных случаях произвести отключение группы ПВД, согласно требований п. 5.6.12 настоящей инструкции.

Подогреватель высокого давления должен быть отключен в плановом порядке в следующих случаях:

- при обнаружении неисправности, каких либо других (кроме клапана) элементов системы автоматического регулирования уровня и невозможности быстрого устранения дефекта на работающем оборудовании (срок отключения определяет главный инженер станции);

- при обнаружении течей во фланцевых соединениях.

8.21 Требования к отключению подогревателей низкого давления

8.21.1 Подогреватель низкого давления должен быть немедленно отключен в следующих случаях:

- при обнаружении трещин или свищей в основном металле и сварных соединениях корпуса ПНД и трубопроводов обвязки;

- при появлении шумов, вибрации, ударов в корпусе ПНД и трубопроводах обвязки;

- при разрушении опор корпуса ПНД и подвесок трубопроводов обвязки;

- при повышении давления сверх рабочего более, чем на 15%, и дальнейшем его повышении, несмотря на принятые меры по его снижению (разгрузку ТА с целью снижения давления в отборах; для ПНД-3,4 - отключение ПВД);

- при неисправности устройств измерения давления и уровня.

Подогреватель низкого давления должен быть отключен в плановом порядке в случае обнаружения течей во фланцевых соединениях.

Отключение ПНД-1,2 производится путем отключения (закрытия СК) турбоустановки.

8.21.2 Отключение ПНД-4 производить в следующем порядке:

- снизить нагрузку ТА до величины не более 485мВт;

- отключить ПВД-5-7 в соответствии с п. 5.6.12.4 настоящей инструкции;

- открыть задвижку ВК-23 - основной конденсат помимо ПНД-4 и проконтролировать открытие ГВ-31 на линии отсоса парогазовой смеси в ПНД-3;

- одновременно дать команду на закрытие задвижек ВК-21,22 на входе и выходе основного конденсата и ПО-07 подачи пара в ПНД-4;

- при необходимости (в зависимости от характера нарушения в работе) - закрыть задвижки КГП-77 и КГП-43.

В процессе отключения ПНД-4 контролировать давление в деаэраторах и поддерживать его значение в номинальных пределах путем увеличения подачи пара (включить в работу БРУ-Д).

После отключения ПНД-4 по пару и основному конденсату вывести защиту ТА по повышению уровня в ПНД-4 до II аварийного предела.

8.21.3 Отключение ПНД-3 производить в следующем порядке:

- снизить нагрузку ТА до величины не более 400мВт;

- отключить ПНД-4 в соответствии с п. 8.21.2 настоящей инструкции;

- открыть задвижку ВК-20 - основной конденсат помимо ПНД-3;

- одновременно дать команду на закрытие задвижек ВК-18,19 на входе и выходе основного конденсата и ПО-09 подачи пара в ПНД-3;

- после закрытия задвижек ВК-18,19 и ПО-09 отключить НПНД-3А,3Б.

В процессе отключения ПНД-3 контролировать давление в деаэраторах и поддерживать его значение в номинальных пределах путем увеличения подачи пара (включить в работу БРУ-Д).

После отключения ПНД-3 по пару и основному конденсату вывести защиту ТА по повышению уровня в ПНД-3 до II аварийного предела.

8.22 Сепаратор-пароперегреватель (СПП) должен быть немедленно отключен в следующих случаях:

- при обнаружении трещин или свищей в основном металле и сварных соединениях корпуса СПП и трубопроводов обвязки;

- при появлении шумов, вибрации, ударов в корпусе СПП и трубопроводах обвязки;

- при разрушении опор корпуса СПП и подвесок трубопроводов обвязки;

- при повышении давления сверх рабочего (Р_раб =12,0 кгс/см²) более, чем на 15%, и дальнейшем его повышении, несмотря на принятые меры по его снижению (разгрузку ТА с целью снижения давления в отборах);

- при неисправности предохранительного устройства (МПУРС);

- при неисправности устройств измерения давления.

Сепаратор-пароперегреватель должен быть отключен в плановом порядке в случае обнаружения течей во фланцевых соединениях.

Отключение СПП производится путем отключения (закрытия СК) турбоустановки. После отключения ТУ проконтролировать закрытие (закрыть) задвижек П-59,60,61,62 подачи греющего пара на 2-ю ступень.

8.23 В случае отключения ГЦН, отключении двух ГЦН или перехода ЭГСР одного из ТА в режим «Технологические защиты» ИУТ обязан немедленно открыть задвижку на байпасе группы ПВД по питательной воде (ВП-19 или ВП-29) турбоагрегата, на котором идет снижение нагрузки, и проконтролировать автоматический перевод КГП I и II ступеней СПП в деаэраторы, конденсата из разделителя фаз циклонного сепаратора в РБТ аналогично описанному в п. 5.6.12.2 (при отказе автоматики - выполнить переключения дистанционно с БЩУ).

8.24 В случае ухудшения качества основного конденсата из-за появления присосов циркводы выявления нарушений в работе системы циркуляционного водоснабжения отключение циркуляционного насоса производить в следующем порядке:

8.24.1 Отключение циркуляционного насоса производить в соответствии с подаваемой в установленном порядке и разрешенной главным инженером (его заместителем по эксплуатации 5-го блока) заявке.

8.24.2 Выполнить следующие переключения:

а) перед отключением ЦН-13(17) - проконтролировать открытое положение (открыть) 13(14)ВЦ-09, после чего закрыть 13(14)ВЦ-10. Проконтролировать перепад давлений на ВФ-А,Б и, при его увеличении, промыть фильтр; отрегулировать температуру масла после МО. Разгрузить ЦН-13(17) до пускового угла разворота лопастей;

б) перед отключением ЦН-14(18) - проконтролировать открытое положение (открыть) 13(14)ВЦ- 10, после чего закрыть 13(14)ВЦ- 09 Проконтролировать перепад давлений на ВФ-А,Б и, при его увеличении, промыть фильтр; отрегулировать температуру масла после МО;

в) перед отключением ЦН-15(19) - проконтролировать открытое положение (открыть) 13(14)ВЦ-32,33. Отключить фильтр предочистки конденсатора «А» ТПН-1(2), согласно п.6.1 «Инструкции по эксплуатации систем шариковой очистки конденсаторов приводных турбин ОК-12-А 5 блока НВ АЭС №5.3.ШОТП.ИЭ». Закрыть 13(14)ВЦ-31, согласно п. 5.1.29 «Инструкции № 5.3.ТПН.ИЭ по эксплуатации турбопитательного агрегата 5 блока». Ввести в работу 4НТВ-3,4 и отключить в резерв 4НТВ-1,2 (при отключении ЦН-19);

г) перед отключением ЦН-16(20) - проконтролировать открытое положение (открыть) 13(14)ВЦ-31,33. Отключить фильтр предочистки конденсатора «А» ТПН-1(2), согласно п.6.1 «Инструкции по эксплуатации систем шариковой очистки конденсаторов приводных турбин ОК-12-А 5 блока НВ АЭС №5.3.ШОТП.ИЭ». Закрыть 13(14)ВЦ-32 согласно п. 5.1.29 «Инструкции № 5.3.ТПН.ИЭ по эксплуатации турбопитательного агрегата 5 блока». Ввести в работу 4НТВ-1,2 и отключить в резерв 4НТВ-3,4 (при отключении ЦН-20); при работе пароэжекторной машины - перевести охлаждение её конденсатора от технической воды. Разгрузить ЦН-16(20) до пускового угла разворота лопастей.

д) отключить шарикоочистку соответствующей отключаемому ЦН половинки конденсатора, согласно требованиям «Инструкции по эксплуатации системы шариковой очистки конденсаторов турбины К-500-60/1500

№ 5.3.ШО.ИЭ.

8.24.3 В соответствии с требованиями п. 6.2 снизить нагрузку ТА-13(14) до величины, указанной в заявке на отключение ЦН, определенной в зависимости от состояния конденсаторов и температуры циркводы.

8.24.4 Отключить ЦН-13 (14,15,16,17,18,19,20). Контролировать изменение вакуума в конденсаторе ТА-13 (14), в случае его ухудшения - разгрузить ТА-13 (14) до нагрузки, при которой температура выхлопных патрубков не будет превышать 60^оС. Проконтролировать автоматическое закрытие задвижек:

- 13(14) ГВ-01 - после отключения ЦН-13(17);

- 13(14) ГВ-02 - после отключения ЦН-14(18);

- 13(14) ГВ-03 - после отключения ЦН-16(20);

- 13(14) ГВ-04 - после отключения ЦН-15(19).

Проконтролировать останов ротора отключенного насоса.

8.25 В случае несанкционированного закрытия ГПЗ (П-15, П-25) или ремонтной ГПЗ (П-11, П-21, П-31, П-41), для исключения работы турбины в «моторном режиме» следует:

- отключить соответствующий ТА путём закрытия СК;

- проконтролировать закрытие СК-А,Б, СЗ-А,Б, РК-А,Б, РЗ-А,Б;

- потребовать от НСАЭС - III очереди (НСЭЦ) немедленного отключения соответствующего генератора от сети;

- проконтролировать закрытие ГПЗ П-15, П-25 (в случае, если она находилась в открытом положении);

- совместно с персоналом ЦТАИ определить причину возникновения нарушения, принять меры к её устранению;

- после устранения причины возникновения нарушения - произвести пуск и нагружение ТА в соответствии с требованиями настоящей инструкции.

8.26 В случае нарушения плотности элементов газовой системы генератора:

8.26.1 При повышения концентрации водорода в ОМБ ТА-13(14) (или в картерах подшипников №5 и №6) до 1%, необходимо проконтролировать работу системы уплотнения вала генератора и потребовать от персонала электроцеха продуть картеры азотом. Усилить контроль за концентрации водорода в картерах подшипников и ОМБ ТА-13(14).

8.26.2 При дальнейшем повышении концентрации водорода в картерах подшипников №5 и №6 и ОМБ ТА-13(14) более 1% (не более 2%), необходимо потребовать от персонала электроцеха продуть картеры азотом. Подачу азота в ОМБ ТА-13(14) производить по распоряжению НСАЭС - III очереди открытием вентилей 13(14)АЗ-27,28.

8.26.3 В случае повышения концентрации водорода в картерах подшипников №5 и №6 или ОМБ ТА-13(14) более 2%, необходимо потребовать подать (выполняет персонала электроцеха) в картеры подшипников №5 и №6 азот и потребовать от НСАЭС - III очереди останова ТА-13(14). По распоряжению НСАЭС - III очереди подать азот в ОМБ ТА-13(14) открытием вентилей 13(14)АЗ-27,28.

8.27 При пожаре, угрожающем основному маслобаку ТА или генератору (системе уплотнения вала генератора), необходимо подать азот в ОМБ ТА-13(14), по согласованию с НСАЭС - III очереди, открытием вентилей 13(14)АЗ-27,28. Подачу азота в ДМБГ-1,2 ТГ-13(14) производить, в зависимости от состояния систем генератора, по требованию НСЭЦ и распоряжению НСАЭС - III очереди открытием вентилей 13(14)АЗ-25,26.

8.28 Действия персонала в случае отказа в работе ВПУ.

8.28.1 При обнаружении отключения ВПУ необходимо немедленно попытаться включить ВПУ в работу. В случае невключения ВПУ - прекратить сброс горячих потоков (с температурой более 60^оС) в конденсаторы ТА и произвести срыв вакуума в конденсаторах в порядке, описанном в п. 6.3.7 настоящей инструкции. Принять меры к выявлению причины отказа в работе ВПУ.

8.28.2 Проверить давления масла в линиях гидроподъёма перед каждым подшипником, при необходимости – отрегулировать, согласно требований п. 3.2.12.2; повторно попытаться включить ВПУ в работу.

8.28.3 При невозможности включить ВПУ (неисправность схемы реверсирования, механический дефект, выход из строя последнего МНГПР и т.п.) доложить об отказе в работе ВПУ начальнику ТЦ-5 (или его заместителям). В случае, когда температуры металла паровпуска ЦВД выше 200^оС - организовать срочно ремонт ВПУ и периодическое проворачивание роторов на 180^о (с привлечением ремонтного персонала).

Примечание - Отключение ВПУ турбины разрешается после снижения температуры металла паровпуска ЦВД ниже 200^оС.

8.29 В случае механической неисправности (заклинивания и т.п.) основного регулятора уровня (РУ-К) и росте уровня в конденсаторе включить в режим поддержания уровня ПРУ-К. В случае роста уровня при открытии ПРУ-К более 90% -приоткрыть задвижку ВК-17 помимо РУ-К настолько, чтобы ПРУ-К поддерживал уровень в конденсаторе (800¸1000мм) при работе в автоматическом режиме в диапазоне открытия 30¸70%.

В случае механической неисправности (заклинивания и т.п.) основного регулятора уровня и снижении уровня в конденсаторе - включить в работу

ПРУ-К и прикрыть задвижку ВК-13 после РУ-К настолько, чтобы ПРУ-К поддерживал уровень в конденсаторе при работе в автоматическом режиме в диапазоне открытия 30¸70%.

При возникновении вышеуказанных нарушений перевести ТА с неисправным РУ-К в режим «РМ»; нагрузку без необходимости не изменять. Вывод

РУ-К в ремонт (или останов ТА) производить по отдельной программе.

8.30 Маслонасос смазки МНС-А(Б) должен быть отключен аварийной кнопкой в следующих случаях:

- появления дыма из верхнего подшипника насоса или подшипников электродвигателей;

- течей масла по фланцевым соединениям;

- возгорании электродвигателя;

- высокой температуры подшипника насоса или подшипников электродвигателя;

- возгорании электродвигателей.

8.31 Насосный агрегат МНГПР-А(Б) должен быть немедленно отключен с БЩУ или аварийной кнопкой по месту в следующих случаях:

- появление высокой вибрации насоса и электродвигателя;

- появления дыма из подшипника насоса или подшипников электродви- гателя;

- течей масла по фланцевым соединениям;

- возгорании электродвигателя;

- электродвигатель остановился и гудит.

8.32 Отключить работающий агрегат КН-А(Б,В) с включением резервного при:

- повышении температуры подшипников насоса более 65 С;

- повышении температуры подшипников (скольжения) электродвигателя более 80 ^оС (для двигателей с подшипниками качения - более 100 ^оС);

- повышении температуры горячего воздуха двигателя более 90 С;

- повышении вибрации двигателя насосов более 7,1 мм/с.

Насосный агрегат КН-А(Б,В) должен быть немедленно отключен с БЩУ или аварийной кнопкой по месту в следующих случаях:

- слышимых ударах в двигателе или насосе;

- появлении дыма из двигателя;

- течах воды из нижней внутренней части корпуса электродвигателя через проходку вала;

- возгорании электродвигателя;

- электродвигатель остановился и гудит.

8.33 В случае появления признаков неплотности трубных систем ПВД при работе ТА на мощности – сообщить руководству ТЦ-5 для решения об отключении группы ПВД для последующей проверки плотности трубных систем в соответствии с порядком, указанным в пунктах 3.4.3.4, 3.4.4.1 «Инструкции по эксплуатации турбоагрегата К-500-60/1500 №5.3.ТА.ИЭ».

Признаками неплотности трубных систем ПВД при работе на мощности могут быть:

- увеличение степени открытия регулятора уровня (в зависимости от величины течи) при неизменности схемы работы ПВД;

- рост уровня в ПВД при полностью открытом регуляторе слива конденсата греющего пара;

- возможное снижение температуры конденсата греющего пара (в зависимости от величины течи) при неизменности схемы работы ПВД.

В случае полного открытия регулятора и быстрого роста уровня в ПВД до 550мм – контролировать срабатывания блокировки на открытие байпаса регулятора.

В случае полного открытия регулятора и быстрого роста уровня в ПВД до 670мм – контролировать отключение группы ПВД действием защиты по 1-ому пределу.
9 Меры безопасности при эксплуатации ТА

9.1 При эксплуатации турбоустановки обязательно выполнение «Правил охраны труда при эксплуатации тепломеханического оборудования электростанций и тепловых сетей атомных станций ФГУП концерн «Росэнергоатом», СТО 1.1.1.02.0673-2006».

9.2 Специальные требования техники безопасности при эксплуатации турбины К-500-60/1500 с турбогенератором ТГВ-500-4 и возбудителем генератора БТВ-500-4.

9.2.1 Проверка срабатывания автоматов безопасности путем повышения скорости вращения роторов ТА выполняется под руководством начальника турбинного цеха, а в его отсутствие - под руководством заместителя начальника турбинного цеха, в соответствии с программой, утвержденной главным инженером НВ АЭС.

9.2.2 До начала выполнения испытаний автомата безопасности ТА реальным повышением частоты вращения роторов должны быть прекращены ремонтные работы вблизи испытываемого оборудования (с оформлением в нарядах-допусках), удален посторонний персонал из зоны испытаний; выгородить опасную зону (в радиусе 10м) сигнальной лентой и знаками безопасности

«Проход запрещен» на отметках 0,00м, +5,6м. Проверить работоспособность ГГС и радиосвязи между оперативным персоналом, участвующим в выполнении испытаний.

9.2.3 В период выполнения испытаний автомата безопасности ТА реальным повышением частоты вращения роторов не допускать посторонний (не участвующий в испытаниях) персонал в зону испытаний и исключить нахождение персонала в плоскостях вращения лопаточного аппарата приводной турбины путём выставления на границах опасных зон наблюдающих из числа персонала ТЦ-5.

9.2.4 Для машинистов-обходчиков турбинного оборудования обязательно применение снижающих уровень шумового воздействия наушников или вкладышей типа «беруши» при выполнении работ в машинном зале.

9.2.5 Запрещается устанавливать леса на расстоянии менее 1 м от блоков стопорно - регулирующих клапанов работающего ТА.

9.2.6 В связи с наличием на валу генератора ТГВ-500-4 напряжения величиной более 12В подшипники № 6,7,8 и маслопроводы к ним изолированы от земли для исключения подшипниковых токов и разрушения подшипников.

Для обеспечения безопасности обслуживающего персонала прикасаться к корпусам подшипников № 6,7,8 для определения их температуры вибрации, уборки масла можно только при соблюдении следующих условий:

- производить работы по уборке масла, протирке корпусов подшипников только в резиновых диэлектрических перчатках;

- определение температуры и вибрации подшипников производить тыльной стороной ладони, стоя на диэлектрических резиновых ковриках.

9.2.7 Запрещается прикасаться к кулачковым механизмам, зубчатым рейкам и шестерням регулирующих клапанов при работающих насосах системы регулирования, а также при отключенных насосах системы регулирования в случае, если задвижки на напоре насосов не закрыты.

9.2.8 Огневые работы на расстоянии менее 10м от участков газомасляной системы, содержащих водород, должны производиться по наряду с выполнением мер, обеспечивающих безопасность работы (установка ограждений, проверка воздуха в помещении на отсутствие водорода и др.). Огневые работы непосредственно на корпусе генератора, трубопроводах и аппаратах газомасляной системы, заполненных водородом, производить ЗАПРЕЩАЕТСЯ.

9.3 При появлении признаков течи или свища на трубопроводах пара и горячей воды, обнаруживший их персонал обязан:

- определить опасную зону;

- в случае проведения ремонтных работ (или нахождения персонала) в опасной зоне – потребовать прекращения работ и вывести персонал в безопасное место;

- доложить старшему оперативному лицу о выявленном дефекте и принятых мерах;

- оградить опасную зону, вывесить плакаты и знаки безопасности «Проход запрещен», «Осторожно! Опасная зона» (при отсутствии плакатов или ограждений – для предотвращения несчастного случая находиться на границе опасной зоны до прибытия СМТЦ или НСТЦ).

НСТЦ обязан доложить о выявленном дефекте лицу, ответственному за исправное состояние и безопасную эксплуатацию оборудования и трубопроводов ТЦ-5, и, в установленном им порядке, обеспечить немедленное отключение дефектного участка, если парение или свищ обнаружены на участках трубопровода, не имеющих фланцевых разъёмов (что свидетельствует об образовании дефекта в основном металле или сварном соединении).

Запрещается вскрывать теплоизоляцию на дефектном участке до снижения давления в нём до атмосферного во избежание травмирования людей.

9.4 При обслуживании вращающихся механизмов одежда персонала не должна иметь развевающихся частей, все пуговицы должны быть застегнутыми. При этом запрещается:

- прикасаться к движущимся или вращающимся частям оборудования и производить их протирку или смазку, а также просовывать руки через ограждения указанных частей;

- при обтирке наружных поверхностей механизмов наматывать обтирочный материал на руку или пальцы;

- включение в работу (в том числе и кратковременную) механизмов при отсутствии или неисправном состоянии ограждающих устройств;

- останавливать вручную вращающиеся или движущиеся механизмы.

9.5 Допуск людей по наряду-допуску на проведение работ внутри циркводоводов, водяных камер конденсаторов, теплообменников и маслобаков разрешается только после проведения их вентиляции и подтверждения химическим анализом качества воздуха в них (отсутствие вредных газов, содержание кислорода не менее 20% по объёму). В процессе выполнения ремонтных работ периодически контролировать соблюдение членами бригады требований раздела 13«Правил охраны труда при эксплуатации тепломеханического оборудования электростанций и тепловых сетей атомных станций ФГУП концерн «Росэнергоатом» СТО 1.1.1.02.0673-2006» к проведению работ в резервуарах.

9.6 При выполнении работ, связанных с проведением внутренних осмотров циркводоводов, водяных камер конденсаторов, теплообменников и маслобаков выполнять требования п. 8.6 настоящей инструкции. При этом допускается включать в состав выполняющей ремонтные работы бригады лиц, выполняющих внутренний осмотр (без оформления отдельного наряда-допуска).

9.7 Управлять в ручном режиме арматурой, задействованной при срабатывании блокировок, разрешается только после разборки электрической схемы её привода.

9.8 Добивка сальников арматуры допускается производить при избыточном давлении в трубопроводах не более 0,2 кгс/см² и температуре воды не выше 45^оС.

9.9 Запрещается производить регулировку сальников конденсатных насосов, находящихся в работе или в резерве (с собранной электрической схемой).

9.10 При работе турбоагрегата под нагрузкой не находиться без производственной необходимости в зонах расположения элементов оборудования и трубопроводов, максимально подверженных эрозионно-коррозионному воздействию рабочей среды, а именно:

- трубопроводы отборов пара №№ 1-5 на участках от ЦВСД до корпусов ПНД, ПВД, СПП ТА-13,14 на отметках 0,0м ÷ +5,6м машзала;

- трубопроводы конденсата греющего пара ПНД-3,4 ТА-13,14 на отметках -5,6м ÷ 0,0м ÷ +5,6м машзала;

- трубопроводы конденсата греющего пара ПВД-6 ТА-13,14 на деаэраторы Д-1,2 и Д-3,4 на отметках 0,0м ÷ +16,8м по ряду «Б» машзала и на отметках +28,0м и +32,8м деаэраторной этажерки;

- трубопроводы конденсата греющего пара 1-ой и 2-ой ступени СПП ТА-13,14 на отметках -5,6м ÷ 0,0м машзала;

- трубопроводы слива сепарата от корпусов СПП и сепаратосборников до ПВД-5 и РБТ ТА-13,14 на отметках -5,6м ÷ 0,0м ÷ +5,6м машзала.

Осмотр указанных оборудования и трубопроводов и производить с безопасного расстояния, проявляя особую осторожность и осмотрительность. При обнаружении парения или течи воды в осматриваемой зоне действовать согласно требованиям п. 9.3 настоящей инструкции.

исп. Лиховидов

тел. 7-38-04

Приложение 1

к инструкции № 5.3.ТА.ИЭ

ПРЕДЕЛЬНО - ДОПУСТИМЫЕ ЗНАЧЕНИЯ КОНТРОЛИРУЕМЫХ

ВЕЛИЧИН ПАРАМЕТРОВ РАБОТЫ ТУРБОУСТАНОВКИ

Наименование показателей	Предельная величина параметра	Величина параметра, действующая на сигнал.	Действия автоматики
1. Мощность ТА в мВт (максимально допустимая): - при включенной регенерации высокого и низкого давления; - при отключении ПВД-5¸7; - при отключении ПВД-5¸7 и ПНД-4; - при отключении ПВД-5¸7 и ПНД-3; - при отключении ПВД-5¸7 и ПНД-3-4; - при отключении ПНД-3-4(ПВД-5¸7 включены).
2. Осевой сдвиг, мм	- 1,8 + 1,2	- 1,8 + 1,2   - 1,2 + 0,6	Отключение ТУ со срывом вакуума защитой срабатывает свето- звуковая сигнализация
продолжение Приложения 1
3. Вакуум в %(мм.рт.ст.) в конденсаторе.	70(540)	70(540)   85(650)   79(600),	Отключение ТУ защитой. 1.Включение резервного основного эжектора; подача свето- звукового сигнала. 1. Включение пусковых эжекторов. 2. Запрет работы БРУ-К.
4. Давление масла в системе смазки, кгс/см^2	0,5	0,5     0,8	1.Отключение ТУ защитой со срывом вакуума. Включение резервного МНС; подача свето-звукового сигнала.
5. Давление пара в ГПК, кгс/см^2: - для ТА-13   - для ТА-14	53,5	53,5	1.Отключение ТА-13 защитой. 2.Отключение ТА-14 защитой. 1.Автоматический ввод защиты.
6. Давление пара на выхлопе ЧВД, кгс/см^2			1.Отключение ТУ защитой.
7. Уровень в конденсатосборнике конденсатора турбины, мм			1.Останов ТУ защитой. 2.Запрет открытия БРУ-К. 3.Отключение через 5 минут, при неснижении уровня, соответствующего ТПН. 1.Включение резервного КН. 2.Отключение БОУ открытием ВК-72. Подача свето-звукового сигнала.
продолжение Приложения 1
8.Давление масла в напорной линии импеллера, кгс/см^2			1.Отключение ТУ защитой с выдержкой времени 5 сек. при работе в режиме ГСР.
9. Уровень масла в чистом отсеке основного маслобака турбины, в делениях шкалы указателя уровня	- 10	+ 5	1.Подача свето-звукового сигнала.
Температура пара после СПП, ^оС			Подача свето-звукового сигнала.
11. Давление свежего пара перед стопорными клапанами, кгс/см^2			Подача свето- звукового сигнала. Открытие БРУ-К в блокировочном режиме.
Относительное расширение ротора высокого давления, мм	- 2,5 + 3,4	- 2,5 + 3,4	Подача свето-звукового сигнала.
13. Абсолютное расширение ротора низкого давления, мм	- 2,0 + 10,5	- 2,0 + 10,5	Подача свето-звукового сигнала.
14. Температура баббита упорных и опорных подшипников, ^оС	90^оС -	- 85^оС	1. Подача свето-звукового сигнала.
15. Температура металла выхлопных патрубков ЦНД, ^оС			1.Открытие ВК-91 на охлаждение выхлопных патрубков. 2. Подача свето-звукового сигнала.
16. Вибрация подшипников мм/сек	7,1	4,5   7,1	1.Подача предупредительного свето-звукового сигнала. 2.Подача аварийного свето-звукового сигнала.
17. Скачок оборотной составляющей вибрации на подшипнике, мм/сек.	1,0
продолжение Приложения 1
18. Разность температур металла между верхней и нижней образующей корпуса ЦВСД, ^оС
19. Разность температур металла по ширине фланца в: - сечении паровпусков ЧВД, ^оС - в сечении паровпусков ЧСД, ^оС	- 30 + 70 - 30 + 70
20. Разность температур металла между правой и левой сторонами ЦВСД, ^оС.
21. Уровень в сепаратосборниках (для 13ССПП-Б), мм	500(800)	500(800)     350(650)	Останов турбины защитой с выдержкой времени 30 сек. Перевод сепарата на РБТ.
22. Уровень в подогревателях высокого давления, мм			Отключение группы ПВД. Отключение турбины и ТПН защитой, подача свето-звукового сигнала.
23. Уровень в подогревателе низкого давления, мм			Отключение ТА защитой. Подача свето-звукового сигнала, срабатывание блокировки по повышению уровня до 1 предела в ПНД-1,3,4. Подача свето-звукового сигнала.

Приложение 11

к инструкции № 5.3.ТА.ИЭ

ДИАПАЗОНЫ РАБОТЫ АВТОМАТИЧЕСКИХ РЕГУЛЯТОРОВ

№№ п/п	Наименование А С Р	Номинальное значение уровня, мм	Минимальное значение уровня, мм	Приме- чание
1.	Регуляторы уровня в ПНД-1¸4	500±50
2.	Регуляторы уровня ПВД - 5,6,7	400±50
3.	Регулятор уровня в конденсаторе	800±50
4.	Регулятор уровня в КСПП-1ст.	650±50
5.	Регулятор уровня в КСПП –II ст.	650±50

Лист регистрации изменений

№№ изменений	Номера листов	Всего листов в документе	Номер документа (основание)	Подпись лица, внесшего изменение	Дата	Примечание
измененных	замененных	аннулиро-ванных	новых
	-		-	-		Распор. №86 от 25.01.10	09.02.10
			-	-		Распор. №257 от 11.03.10г	12.03.10

С инструкцией № 5.3.ТА.ИЭ и изменениями к ней ознакомились:

Дата добавления: 2015-07-20