Наладка и эксплуатация оборудования АЭС

14

5.3 В процессе эксплуатации оборудования выполнять нижеприведенные регламентные работы:

5.3.1 Производить опробование от ключей управления БРУ-А-1÷4 и проверку работы их указателей положения со следующей периодичностью:

-перед пуском блока после перегрузки;

-периодически согласно "Графика проверок (опробований) оборудования систем безопасности 5 блока", утвержденного главным инженером НВАЭС.

Опробование БРУ-А производит ИУТ под руководством НСТЦ с разрешения НС АЭС – III очереди по программе, приведенной в Приложении 1 к настоящей инструкции.

5.3.2 Производить опробование БЗОК от ключей управления:

-ежегодно в процессе останова энергоблока на перегрузку;

-перед пуском энергоблока после перегрузки.

Опробование БЗОК производить по программе, приведенной в Приложении 2 к настоящей инструкции.

Опробование клапанов П-10(20,30,40) производить поочередно от одной из пар управляющих вентилей (управляющие вентили выбираются таким образом, чтобы каждый из них участвовал в опробовании 1 раз в 3 года).

5.3.3 Производить проверку работы управляющих вентилей от ключей управления:

-ежегодно в период останова энергоблока на перегрузку;

-перед пуском энергоблока после перегрузки.

Проверка проводится при условии, что энергоблок находится в «холодном» состоянии.

Проверка считается успешной, если вентили управляются от ключей управления БЩУ, РЩУ без замечаний и исправна сигнализация положения вентилей.

5.4 В случае необходимости, расхолаживание 1-го контура через БРУ-А производить в следующем порядке:

5.4.1 Вывести блокировку (позиция 8.2.3.2 “Перечня защит и блокировок... № 5.5.ЗБ.РО”) на закрытие БРУ-А-1,3(2,4) при снижении давления в ГПК менее 71,0кгс/см2 путем отключения кабельных разъемов ЭКМ:

-позиций В-117а, В-121а, В-126а - для БРУ-А-1;

-позиций В-117б, В-121б, В-126б - для БРУ-А-2;

15

-позиций В-103а, В-107а, В-112а - для БРУ-А-3;

-позиций В-103б, В-107б, В-112б - для БРУ-А-4.

5.4.2Перевести БРУ-А-1,3 (2,4) в дистанционный режим работы (ключ выбора режимов работы на блоке управления перевести в положение “Р”).

5.4.3ИУТ по согласованию с НСРЦ (ИУР) открыть БРУ-А-1(2) на 1820% по УП. Увеличение скорости расхолаживания производить путем увеличения степени открытия БРУ-А-1(2) по командам НСРЦ (ИУР), контролируя при этом уровни в ПГ-1÷4. Уровни в ПГ в процессе расхолаживания поддер-

живать в пределах 3700÷4000мм по приборам “общего” уровня (с базой

0÷4000мм).

5.4.4 В случае снижения уровней в ПГ-1÷4 и невозможности их поддержания в регламентируемых пределах (вследствие невозможности увеличения расхода питательной воды в ПГ) - снизить скорость расхолаживания путем уменьшения степени открытия БРУ-А-1(2) до величины, при которой обеспечивается поддержание уровней в ПГ в пределах 3700÷4000мм по приборам “общего” уровня (с базой 0÷4000мм).

5.4.5 В процессе расхолаживания 1-го контура при достижении степени открытия БРУ-А-1(2) 30-35% по УП ввести в работу БРУ-А-3(4) в соответствии с требованиями, изложенными в п.п. 5.4.2-5.4.4 настоящей инструкции.

Дальнейшее расхолаживание через БРУ-А-1,3(2,4) вести таким образом, чтобы степени открытия БРУ-А-1(2) и БРУ-А-3(4) поддерживались на одинаковом уровне (разность показаний УП +5%).

5.4.6 Для предотвращения закрытия БЗОК при снижении давления в ПГ до 50 кгс/см2 должна быть выведена из работы защита по разрыву паропровода ПГ (по снижению давления в любом ПГ ниже 48 кгс/см2) для всех 4-х ПГ.

5.5 В зависимости от состояния БРУ-А накладываются следующие ограничения на режим работы энергоблока (реакторной установки):

5.5.1При неработоспособности одного БРУ-А (по механической части или не резервируемых управляющих устройств) допускается работа энергоблока без снижения мощности (на уровне до 100% номинальной мощности реактора) в течение 72 часов. По истечении указанного времени и не устранении дефекта разгрузить реактор до 0% номинальной мощности, перевести энергоблок в «горячее» состояние.

5.5.2При неработоспособности двух БРУ-А, запитанных от одного ДГ (БРУ-А-2 и БРУ-А-4), допускается работа энергоблока без снижения мощности (на уровне до 100% номинальной мощности реактора) в течение 72 часов. По

16

истечении указанного времени и не устранении дефекта разгрузить реактор до 0% номинальной мощности, перевести энергоблок в «горячее» состояние.

5.5.3 При неработоспособности двух БРУ-А, запитанных от разных ДГ, разгрузить реактор до 0% номинальной мощности, перевести энергоблок в «горячее» состояние.

6 Ремонт БЗОК и БРУ-А

6.1Вывод в ремонт БЗОК или БРУ-А производится по заранее подаваемой заявке, разрешенной главным инженером НВ АЭС или его заместителем по эксплуатации 5 блока.

6.2Ремонт оборудования производится по нарядам, в которых определяются необходимые для безопасного производства работ условия.

6.3Ремонт БРУ-А при работе блока на мощности

6.3.1При обнаружении неисправности одного клапана БРУ-А (в механической части или не резервируемых управляющих устройствах клапана БРУ-А) допускается вывод в ремонт указанного клапана на срок до 72 часов с момента обнаружения неисправности без предварительного опробования трех других БРУ-А.

6.3.2При обнаружении неисправности в резервируемых устройствах управления клапана БРУ-А допускается вывод в ремонт указанного клапана на срок до 24 часов с момента обнаружения неисправности без предварительного опробования трех других БРУ-А.

Если неисправность в резервируемых устройствах управления клапана БРУ-А не устранена в течение 24 часов, то продление срока ремонта осуществляется в соответствии с требованиями “Технологического регламента безопасной эксплуатации 5-го блока НВАЭС, № 23-АЭС”, предъявляемыми к выводу в ремонт канала системы безопасности.

6.3.3После устранения неисправности клапана БРУ-А произвести проверку работоспособности указанного БРУ-А.

6.3.4Если неисправности БРУ-А, указанные в п. п. 6.3.1 и 6.3.2, не устранена в течение 72 часов с момента обнаружения или обнаружены неисправности двух БРУ-А и более, блок должен быть остановлен и переведен в “горячее” состояние.

Допускается работа блока без снижения мощности в течение 72 часов при неисправностях (выведенных в ремонт) двух БРУ-А при условии, что оба эти БРУ-А запитаны от одного ДГ (БРУ-А-2 и БРУ-А-4).

17

6.3.5 В холодном состоянии блока (реакторная установка в состоянии “перегрузка топлива”, “останов для ремонта”) допускается вывод в ремонт двух и более БРУ-А без ограничения по времени.

7 Возможные нарушения или отказы оборудования и действия персонала по их устранению

7.1 Открытие клапана БРУ-А по ложному сигналу

7.1.1 Признаки нарушения:

-давление в ГПК и до ГПЗ в номинальных пределах и постоянное при работе ЭГСР, или снижается (если разгрузка ТА не компенсирует дополнительный расход пара);

-электрическая нагрузка блока при работе ЭГСР снижается;

-появляется шум истекающего пара и загорается сигнализация промежуточного положения клапана БРУ-А;

-снижаются уровни в деаэраторах Д-1 4.

7.1.2ИУТ по вышеуказанным признакам определяет ложно сработавшую БРУ-А, докладывает о нарушении НСАЭС – III очереди, НСТЦ и производит дистанционное закрытие клапана.

7.1.3Если клапан БРУ-А не закрывается, ИУТ закрывает задвижку перед неисправным БРУ-А.

7.1.4ИУТ контролирует:

-давление в ГПК,

-уровни в ПГ-1÷4 и работу РУПГ-1÷4,

-разгрузку ТА, ЭГСР которого работает в режиме “РД-1”, в процессе открытия клапана на БРУ-А и последующее его нагружение в процессе закрытия клапана БРУ-А или задвижки перед ним.

7.1.5ИУТ контролирует уровни в деаэраторах и организует их подпитку через конденсаторы ТА-13,14, для чего:

- включить НХОВ-1,2 в работу; - открыть ВХ-10,11,20,21 и 13РУ-Д и 14РУ-Д.

7.1.6При отказе закрытия задвижки перед БРУ-А и самого БРУ-А ИУТ

обязан:

- доложить об этом НСАЭС – III очереди, НСРЦ, НСТЦ;

- по распоряжению НСАЭС – III очереди (НСРЦ) закрыть СК ТА-13,14;

- отключить полуколлектор ГПК, к которому подключена неисправная БРУ-А:

18

-1 полуколлектор закрытием задвижек П-01, 03, 57;

-П полуколлектор закрытием задвижек П-02, 04, 58;

-после отключения ГЦН, работающих на парогенераторы отключенного полуколлектора ГПК, закрыть отсечную арматуру на паропроводах от этих парогенераторов.

7.1.7В дальнейшем ИУТ выполняет распоряжения НСАЭС – III очереди

вчасти поддержания параметров П контура.

7.2 Несанкционированное закрытие БЗОК

7.2.1 Вероятные причины:

- несвоевременный вывод блокировки на закрытие БЗОК при снижении давления в ПГ до 48кгс/см2 в процессе планового расхолаживания 1 контура;

- снижение давления в ПГ до 48кгс/см2 в следствие несанкционированного расхолаживания 1 контура после срабатывания аварийной защиты реактора.

7.2.2 Признаки нарушения:

- закрытое положение всех БЗОК по сигнализации на БЩУ и по месту; - увеличение давления в парогенераторах; - снижение давления в ГПК.

7.2.3 Действия персонала.

При закрытии всех БЗОК по снижению давления в ПГ до 48кгс/см2 в процессе планового расхолаживания 1 контура ИУТ обязан:

7.2.3.1Опустить шпиндели электроприводов П-10,20,30,40 в нижнее положение (контроль по сигнализации закрытого положения электроприводов и по месту).

Прекратить отбор пара из ГПК (закрыть БРУ-А, БРУ-К, БРУ-СН, БРУ-Д,

РУ-СН-2);

7.2.3.2Закрыть на одном из БЗОК П-10(20,30,40) управляющие вентили П-10(20,30,40)-1А,1Б,2А,2Б,3А,3Б.

Открыть управляющие вентили П-10(20,30,40)-4А,4Б и ключом управления дать команду на открытие П-10(20,30,40) электроприводом; во время открытия П-10(20,30,40) следить за зацепленным состоянием верхнего и нижнего шпинделей (выполняет наблюдающий по месту).

После открытия задвижки П-10(20,30,40) закрыть вентили управления П-10(20,30,40) - 4А,4Б, а вентили П-10(20,30,40) - 1А,2А,3А открыть от кно-

почных постов месту.

19

7.2.3.3 Дальнейший порядок действий по открытию оставшихся в закрытом положении БЗОК и режиму расхолаживания 1 контура определяет НСАЭС

–III очереди.

7.3При появлении признаков течи или свища на трубопроводах, 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.

И Н С Т Р У К Ц И Я по эксплуатации системы деаэрирования

питательной воды ТЦ-5 блока НВ АЭС (схема 5.3.ВП.ГЗ) № 5.3.ВПД.ИЭ

Указатель сокращенных наименований:

АЭПН - аварийный электропитательный насос БОУ - блочная обессоливающая установка

БРУ-Д - быстродействующая редукционная установка резерва деаэраторов БРУ-К - быстродействующая редукционная установка сброса пара в конденсаторы БЩУ - блочный щит управления

ГПК - главный паровой коллектор Д - деаэратор

ИУР - инженер по управлению реактором КИП - контрольно-измерительные приборы НСРЦ - начальник смены реакторного цеха НСТЦ - начальник смены турбинного цеха ПВД - подогреватель высокого давления ПГ - парогенератор ПНД - подогреватель низкого давления СВО - спецводоочистка ТА - турбоагрегат

ТПН - турбопитательный насосный агрегат ТЦ - турбинный цех УП - указатель положения

ХОВ - химобессоленная вода ЦТАИ - цех тепловой автоматики и измерений

2

Содержание:

1.Общие положения……………………………………………………………….. 3

2.Назначение и краткая характеристика оборудования………………………… 3

3.Подготовка системы к включению в работу…………………………………... 6

4.Включение системы в работу…………………………………………………... 7

5.Обслуживание системы во время работы…………………………………….. 11

6.Останов системы……………………………………………………………….. 14

7.Вывод оборудования системы в ремонт……………………………………… 16

8.Возможные нарушения или отказы в работе оборудования и действия персо-

нала по их устранению…………………………………………………………… 17

9.Меры безопасности при обслуживании системы……………………………. 19

3

1 Общие положения

1.1Данная инструкция отменяет инструкцию № 5.3.ВПД.ИЭ от 02.02.2002г в связи с очередным пересмотром.

1.2Данная инструкция разработана на основании:

-руководящих указаний № 6- ПТО;

-технологической схемы 5.3.ВП.ГЗ(л.3);

-правил техники безопасности при эксплуатации тепломеханического оборудования электростанций и тепловых сетей, РД 34.03.201-97;

-основных правил обеспечения эксплуатации атомных станций РД ЭО 0348-02 (ОПЭ АС, 3-е издание);

-инструкции по эксплуатации деаэраторов № ИЭ-02-320-73Э заводаиз- готовителя;

-технологического регламента безопасной эксплуатации 5 блока НВ АЭС № 23-АЭС;

-«отчета по результатам испытаний деаэраторов ДП-1600-1/120 блока № 5 Нововоронежской АЭС», ПО "Атомтехэнерго" от 23.11.89г.

1.3 Знание настоящей инструкции обязательно для:

-заместителя начальника ТЦ-5 по эксплуатации;

-начальника смены АЭС Ш очереди;

-начальника смены турбинного цеха;

-инженера по управлению турбиной;

-старшего машиниста турбинного цеха;

-машиниста-обходчика турбинного оборудования;

-машиниста-обходчика вспомогательного турбинного оборудования;

-ведущего инженера по технической эксплуатации ТЦ-5.

2 Назначение и краткая характеристика оборудования

2.1 Система деаэрирования питательной воды предназначена для удаления коррозионноактивных газов из основного конденсата.

Система деаэрирования питательной воды имеет технологические связи со следующими системами:

-химобессоленной воды (схема 5.3.ВХ.ГЗ);

-паропроводов собственных нужд и расхолаживания (сх.5.3.ПО.ППР.ГЗ);

-основного конденсата турбины (сх.5.3.ВК.ГЗ);

-промежуточного перегрева пара турбоустановки (сх.5.3.КГП.СЗ);

-отборов и конденсата греющего пара турбоустановки (сх.5.3.ПО.КГП.ГЗ);

-дренажей и воздушников паропроводов высокого давления (сх.5.3.ДВП.ГЗ);

4

-трубопроводов питательной воды (сх.5.3.ВП.ГЗ,лист 1);

-вакуумной турбоустановки (сх.5.3.ПЭ.ПУ.ГВ.СЗ);

-продувки парогенераторов и установки V СВО (сх.5.2.ПГ.ГЗ, 5.2.5У.ГЗ). Деаэраторы и трубопроводы их обвязки относятся

-к классу "3Н" в соответствии с требованиями ОПБ-88/97;

-к группе «С» в соответствии с требованиями ПНАЭ Г-7-008-89.

2.2 Деаэратор предназначен для удаления коррозионноактивных газов из основного конденсата и его подогрева. Деаэратор является также водоуказателем II контура.

Характеристики деаэратора:

2.3 Расширитель перелива деаэраторов предназначен для приёма воды в случае открытия задвижки на линии перелива деаэраторов (при увеличении уровня в них выше допустимого) и имеет следующие характеристики: