Техническое обслуживание тепломеханического оборудования при работе пту Общие положения
Общие положения безопасной эксплуатации и ТО тепломеханического оборудования ПТУ АЭС определяются руководящими эксплуатационными документами [87,88], в части конкретных механизмов, аппаратов, систем устанавливаются соответствующими ИЭ.
В соответствии с маршрутами обходов и графиками регламентных работ, МОТО (ТЦ) должны выполнять следующие действия [24, 28, 81]:
обход систем ПТУ для проверки технического состояния оборудования паропроводов и арматуры;
осмотр опор и подвесок на предмет отсутствия видимых повреждений, оборванных подвесок, перегрузки пружин (отсутствие зазора между витками пружин), отсутствие провисания элементов подвесок, защемлений трубопроводов с соседними металлоконструкциями или трубопроводами;
проверку состояния рабочего освещения и работоспособности оперативной связи;
проверку наличия и состояния маркировки оборудования, его соответствия действующим технологическим схемам;
проверку состояния тепловой изоляции корпусов теплотехничекого оборудования и трубопроводов;
уборку наружных поверхностей оборудования, трубопроводов и арматуры.
При осмотре арматуры обращается внимание на:
наличие табличек на арматуре в соответствии с действующими технологическими схемами, а также на наличие маховиков на арматуре, а на маховиках стрелок « О » - открыто, « З » - закрыто;
исправность сальниковых уплотнений арматуры (отсутствие течей и парений), а также самой арматуры (отсутствие заеданий и заклиниваний при открытии – закрытии арматуры, обрыва электрических присоединений и наличие всего крепежа).
При обнаружении свищей и течей в оборудовании, трубопроводах и арматуре необходимо оградить опасную зону и вывесить предупредительные плакаты (знаки безопасности) «Осторожно! Опасная зона. Вход (проход) воспрещен», принять меры по предотвращению попадания воды на электрооборудование.
Все обнаруженные дефекты записываются в журнал дефектов, а проведение осмотров – в суточных ведомостях или оперативном журнале. Контроль устранения дефектов производится в соответствии с установленными сроками.
Не реже одного раза в смену должна проводиться проверка работоспособности звуковой и световой предупредительной сигнализации на БЩУ.
Ежемесячно должно проверяться введение в полном объеме технологических защит и блокировок, а также включение в работу автоматических регуляторов, КИП и сигнализации [87, 88].
Кратко рассмотрим другие виды и периодичность технического обслуживания оборудования систем ПТУ АЭС.
Проверка показаний СИТ (показателей уровня, расхода, давления, температуры, вибрации, силы тока и напряжения) производится каждый час (с момента ввода оборудования в работу).
Ежемесячно необходимо проверять введение в полном объеме технологических защит и блокировок, а также включение в работу автоматических регуляторов. Проверка действия защит и блокировок производится перед вводом в работу оборудования из резерва (при простое более 3-х суток) или из ремонта.
Вывод из работы устройств технологической защиты на работающем оборудовании разрешается только в случаях:
необходимости отключения защиты, обусловленной ИЭ основного оборудования;
очевидной неисправности защиты.
Отключение защиты должно выполняться с разрешения главного инженера АЭС с уведомлением инспекции ГКЯРУ.
В случае ненормальной работы регуляторов или их отключения (снятия с «Автомата») необходимо перейти на дистанционное управление клапанами и сообщить НСЦТАИ.
Устройства тепловой автоматики должны периодически, согласно графикам, проходить проверку по утвержденным инструкциям и методикам.
В течение смены, через каждые 2 часа, должен производиться обход оборудования согласно маршрутов обхода для проверки состояния и своевременного выявления повреждений (течей, деформаций опор и подвесок, крепежа, фланцевых соединений, фундаментов, станин, корпусов, кожухов, штурвалов, арматуры, изоляции, ограждающих устройств и экранов).
Проверка наличия смазывающих сред в картерах насосов по показателям уровня производится каждые 2 часа, контроль качества масла не реже 1 раза в 3 месяца в лаборатории ВРХЛ и один раз в две недели визуально на отсутствие механических примесей, шлама и воды. Контроль за температурой корпусов подшипников работающих насосов производится один раз за смену.
Результаты осмотров и проверок записываются в оперативный журнал, о выявленных недостатках производится запись в журнал дефектов
При обслуживании действующих насосов необходимо также следить за:
вибросостоянием насосов;
работой подшипников насосов (вибрация не ниже оценки «удовлетворительно», нагрев не более 65 оС);
протоком масла через подшипники, уровнем масла в масляных ваннах и маслобаках;
температурой масла в картерах подшипников (не более значения, установленного ИЭ насоса);
температурой статора электродвигателя (не более величины согласно ИЭ электродвигателя);
работой уплотнений корпусов насосов (протечки не более величины, установленной ИЭ, например для КЭН - 1,2 ПТУ с ТА К-1000-60/1500 не более 0,05 м3/ч) и нагревом уплотнений, а также не допускать попадания пара или воды на электродвигатели насосов; при обнаружении ненормального гула или шума, принять меры для определения причины, при необходимости остановить насос.
О всех замечаниях в работе насосов и электродвигателей МОТО должны ставить в известность НСТО и НСЭЦ.
Опробование АВР и переход с рабочего на резервный насос производится согласно специального графика.
Измерение вибрации насосов производится персоналом группы вибрации периодически, по графику.
Оценка интенсивности вибрации насосов производится по четырем позициям: «хорошо», «удовлетворительно», «необходимо улучшение» и «неудовлетворительно» (см. табл. 6.3). Значения вибрации с оценкой «удовлетворительно» являются предельно допустимыми при длительной эксплуатации насосов; при этом контроль вибрации персоналом группы вибрации должен осуществляться не реже одного раза в две недели.
Эксплуатация насосов с интенсивностью вибрации, соответствующей оценке «необходимо улучшение», допускается в течение ограниченного времени, с периодичностью контроля не реже одного раза в сутки. Если, в течение 1 – 3 суток, произойдет непрерывное возрастание виброскорости в любом месте контроля на 2 мм/с, работа насосов должна быть прекращена, причины повышения вибрации установлены и устранены. При интенсивности вибрации, соответствующей оценке «неудовлетворительно» эксплуатация насосов не допускается.
Основные технологические операции по останову насосов для ремонта при работе ПТУ под нагрузкой заключаются в следующем:
включение в работу резервного насоса, проверка его работы;
отключение выводимого в ремонт насоса (перевод ключа КВР в положение «отключено»), проверка отсутствия вращения этого насоса в обратную сторону, закрытие задвижки на напоре насоса;
закрытие задвижек на линии подачи охлаждающей воды (масла) и задвижки на входе насоса, разборка электросхем отключенного насоса и задвижек (вентилей) на входе и напоре насоса; кабель питания электродвигателя привода остановленного насоса отсоединяется (выполняет эксплуатационный персонал ЭЦ);
запирается на цепи с замками запорная арматура и вывешиваются знаки безопасности (на закрытой отключающей арматуре – «не включать – работают люди»; на КУ ремонтируемого насоса – «не открывать – работают люди»; на работающем насосе – «Осторожно! Оборудование в работе»;
открываются воздушники и дренажи на корпусе насоса, корпус опорожняется;
отключаются масляные насосы (где они имеются в составе насоса, например КЭН-2), закрываются вентили на их входе и выходе, разбираются электросхемы маслонасосов;
на работающих насосах устанавливаются КВР, на одном – «Работа 2», на другом – «Работа 1» (только для ТА К-1000-60/1500-2).
При выводе в ремонт маслоохладителей (МО) для чистки трубной системы или устранения течи масла (охлаждающей воды) выполняются следующие операции:
- включается в работу резервный МО, открыв соответствующую арматуру;
- закрывается арматура (проверяется закрытие) на входе и выходе масла и охлаждающей воды отключаемого МО; арматура закрывается на цепь, вывешиваются плакаты «Не открывать – работают люди»;
- открываются дренажи водяных камер и воздушники по охлаждающей воде, дренажи опорожнения масляного пространства МО и вентили отвода воздуха из него;
- опорожняются водяное и масляное пространство МО, выводимого в ремонт, на МО вывешивается знак безопасности «Работать здесь».
Выводы в ремонт трубопроводов, различных баков и другого оборудования выполняются в соответствии с нарядом (общим нарядом), выданным НТО.
СИСТЕМЫ ПАРОПРОВОДОВ СВЕЖЕГО ПАРА
И ПАРА СОБСТВЕННЫХ НУЖД
4.1. Назначение, характеристика и краткое описание
системы паропроводов свежего пара
Система паропроводов свежего пара ПТУ с турбиной К-1000-60/1500-2,2М (главный паропровод – ГП) служит для:
транспортировки пара от ПГ к ЦВД турбины;
расхолаживания реакторной установки (РУ) путем отвода пара из ПГ через БРУ-К в конденсаторы турбогенератора (главные конденсаторы – ГК);
дорасхолаживания РУ через БРУ-СН и технологический конденсатор (ТК).
Функциональная схема системы паропроводов свежего пара изображена на рис. 4.1. Здесь и далее, при рассмотрении систем ПТУ АЭС, для упрощения схемы трубопроводов изображаются, в большинстве случаев, без отдельных элементов (воздушников, дренажных элементов, вспомогательных отводов, отдельных байпасных линий и др.).
Система паропроводов свежего пара состоит из 4-х параллельных трубопроводов диаметром 500 мм (Ду 500), выполненных из безшовных труб. Она соединяет ПГ со стопорно-регулирующими клапанами турбины. В пределах реакторного отделения на паропроводах последовательно установлены предохранительные клапаны (ПК), БРУ-А, БЗОК (быстрозапорные отсечные клапаны) и обратные клапаны (ОК) (см. рис. 4.1).
Предохранительные клапаны предназначены для предупреждения недопустимого, по условиям прочности, повышения давления в ПГ и системе паропроводов.
БРУ-А служат для сброса избыточного пара, генерируемого в ПГ, в атмосферу (при давлении более 70 кгс/см2) и обеспечении расхолаживания ЯППУ с заданной скоростью при останове блока с потерей вакуума в ГК (в аварийных ситуациях).
БЗОК предназначены для быстрого отключения паропроводов от ПГ в случаях разрыва паропровода, а также при росте радиоактивности пара из-за разуплотнения элементов первого контура внутри ПГ. При открытии БЗОК пар от ПГ поступает через обратные клапаны в главный паровой коллектор (ГПК) и далее к главным паровым задвижкам (ГПЗ).
Обратные клапана основных магистралей ГП служат для предупреждения обратного тока среды в паропроводах при аварийных и переходных режимах (например, при разрыве паропровода до ОК).
Управление арматурой, расположенной в РО, производит оперативный персонал этого отделения (цеха).
В турбинном отделении магистральные паропроводы соединены с двумя паровыми коллекторами, объединенными четырьмя трубопроводами Ду 300, на которых установлены четыре БРУ-К, и двумя трубопроводами Ду 200, на которых установлены БРУ-СН. На всех основных магистральных паропроводах перед СРК установлены ГПЗ (главные паровые задвижки) (см. рис. 4.1). В стопорно-регулирующих клапанах (СРК) два разных по назначению клапана объединены в одном блоке (корпусе). Стопорные клапаны (СК) являются исполнительными органами системы защиты. Во время нормальной работы ТА они постоянно полностью открыты. При срабатывании аварийной защиты они закрываются, предотвращая доступ пара к турбине. Регулирующие клапаны служат для изменения расхода пара, подаваемого в турбину, при изменении нагрузки на ЭГ путем их прикрытия (дросселирования) при уменьшении нагрузки. Все турбины АЭС Украины имеют дроссельный способ парораспределения (см. [23]).
БРУ-К служат для сброса пара из ПГ в ГК при пусках, сбросах электрической нагрузки, срабатывании аварийной защиты (АЗ), при остановах и плановых расхолаживаниях ЯЭУ, предотвращая выбросы пара в атмосферу через БРУ-А.
БРУ-СН предназначены для подачи пара на собственные нужды блока; они также обеспечивают отвод пара через коллектор собственных нужд в технологический конденсатор (ТК) при расхолаживании ЯППУ (см. п.п. 4.10, 4.11). ГПЗ служат для плотного отключения турбины от парогенераторов в пусковых, аварийных режимах и режимах расхолаживания.
Рис. 4.1. Функциональная схема системы паропроводов свежего пара
В паропроводы свежего пара в ТО врезаны:
постоянно действующие дренажи (в нижних точках трубопроводов) для удаления влаги и исключения гидравлических ударов в трубопроводах и проточной части турбины. Эти трубопроводы объединены в один общий трубопровод со сбросом в коллектор собственных нужд;
пусковые дренажи перед и за ГПЗ, а также дренажи СРК, объединенные в отдельные трубопроводы, со сбросом в пароприемное устройство ГК или в расширитель дренажей (РД) (см. рис. 4.1).
Верхние точки паропроводов к БРУ-К и БРУ-СН снабжены воздушниками.
Для крепления паропроводов служат: неподвижные опоры, направляющие опоры, пружинные опоры и пружинные подвески. Основная часть массы паропроводов воспринимается пружинными подвесками (70 шт). Опоры и подвески рассчитаны на массу паропроводов, заполненных водой при проведении гидравлических испытаний.
В местах крепления паропроводов установлены индикаторы тепловых перемещений (ИТП) для контроля расширения паропроводов относительно неподвижных конструкций при изменении их температуры.
Главные паровые задвижки (ГПЗ – RA11S01, RA12S01, RA13S01, RA14S01) c плоскопараллельным затвором отключают турбину от паропроводов. Они управляются электроприводами. Время закрытия (открытия) 32…40 с [34].
Задвижки и регулирующие клапаны (RA11, 14S02, 03) на байпасных трубопроводах ГПЗ (см. рис. 4.1) обеспечивают прогрев паропроводов от ГПЗ до СРК турбины и корпусов СРК.
Объем теплотехнического контроля системы приведен в табл. 4.1 [34].
Таблица 4.1
Наименование контролируемого параметра |
Единица измерения |
Номинальное значение параметра |
Допустимое отклонение |
Давление пара в паровых коллекторах
Температура нижней образующей паропроводов до ГПЗ
Температура корпусов СРК
Давление пара перед СРК
Давление конденсата на впрыск в ППУ |
кгс/см2
оС
оС
кгс/см2
кгс/см2 |
64
260
260
60
20 |
0,5
5,0
5,0
0,5
1,0 |