ТО.1,2,3,4.RА.ОТ-192

51 ТО.1,2,З,4.RА.ОТ/192

RA приведены в подразделе 5.3. настоящего тех. описания) и произвести расхо­ лаживание оборудования системы.

7.4.3. По мере снижения давления свежего пара контролировать скорость расхолаживания металла паропроводов 15 ОС/ч (30 ОС/ч).

7.4.4. Вывод в ремонт системы RA характеризуется следующим состоянием:

1) ГПЗ (RAll,12,13,14S01), арматура на байпасах ГПЗ (RAll,14S02),

БРУ-К (RCll,12S01,02), БРУ-СН (RQ11,12S01), арматура на трубопроводе дре­ нажа из паропроводов свежего пара в конденсатор (RTI0S0l,02), арматура на трубопроводах дренажа из паропроводов свежего пара в сепаратор влаги

(RTll,12,14S11, RTI0S11,12) закрыта;

2) давление в паропроводах свежего пара отсутствует;

3) произведено дренирование паропроводов свежего пара; 4) предприняты все необходимые меры по исключению ошибочного от­

крытия арматуры системы RA.

8. Обслуживание системы RA

8.1.Функциональное опробование

8.1.1.В соответствии с «Инструкцией по проведению периодических испы­ таний и проверок систем турбинного отделения нормальной эксплуатации, важ­ ных для безопасности» (И.l ,2,3,4.ТЦ-l ,2/26) на системе RA выполняются сле­ дующие работы:

1) обследование главного паропровода перед KГIP согласно рабочей про­ грамме «Обследование трубопроводных систем машзала в период до и после ре­ монтов и наблюдения за состоянием трубопроводных систем в процессе эксплуа­ тации» (РП.l ,2,3,4'тц/56);

2) опробование БРУ-К перед пуском и один раз в три месяца при работе РУ на мощности в соответствии рабочей программой «Испытания БРУ-К при состоя­ ниях энергоблока «горячее» и «перегрузка топлива» (РП.1(2).RС.ТЦ-l/67(68), РП.3(4).RС.ТЦ-2/49(37)) и рабочей программой «Опробование БРУ-К при работе

энергоблока на мощности» (РП.l (2).RC.TU-l/61(64), РП.3(4).RC.TU-2/53(54)).

8.1.2. При пуске энергоблока после ПГIP или ремонта арматуры произво­ дить проверку работы арматуры БРУ-К (RCll,12S01,S02); ГПЗ и их байпасов (RAll,12,13,14S01; RAll,14S02,03) путем ее полного открытия-закрытияв соот­ ветствии с рабочей программой «Опробование исполнительнойчасти арматуры турбинногоотделения(ТО-8) во время ПГIP, KГIP» (для каждогоблока). Контроль положенияарматурыпроизводитьпо сигнализациина БЩУ и по месту.

8.1.3. Опробование защит и блокировок системы паропроводов свежего па­ ра производится в соответствии с программой «Комплексная проверка технологи­ ческих защит и блокировок (ТО-9) турбинного отделения» (для каждого блока). Выполняется перед пуском энергоблока после ППР продолжительностью более

10 суток.

52	ТО.1,2,З,4.RА.ОТ/192

8.1.4. Опробование защит и блокировок выполняется персоналом смены ТЦ-l(2), ЦТАИ, ЭЦ под руководством НС ТЦ-l(2) с записью результатов в «Жур­ нале проверок ТЗиБ» и оперативных журналах НС ТЦ-l (2) и НСБ.

8.2.Техническое обслуживание

8.2.1.Техническое обслуживание и ремонт оборудования АС входят в сис­ тему организационно-технических мер по обеспечению безопасности, подлежа­ щих реализации на этапе эксплуатации АС.

8.2.2.Техническое обслуживание системы паропроводов свежего пара про­ изводится персоналом цехов по принадлежности, изучившим НТД по ТОиР и знающим конструкцию оборудования при работе энергоблока и в период ППР.

8.2.3.Обследование и контроль металла паропроводов свежего пара и свар­ ных швов производится В объёме и в сроки, приведенные в табл. 8.2.1.

с	----				Таблица 8.2.1
		Методы	Объем	Периодичность	Примечания
	Наименование узлов и элемен-
	тов оборудования, подлежа-	контроля	контроля,
	щих контролю		%
	1. Сварные соединения по	ВК	10	Через 15-20 тысяч	Неотключаемые уча-
	тракту свежего пара: от быст-		от кол-ва	часов работы, за-	стки трубопроводов
	родействующей отсекающей		сварных	тем не позже, чем	до первой запорной
	задвижки до регулирующих		соеди-	каждые 45 тысяч	арматуры в объеме
	клапанов турбины, включая		нений	часов работы	не менее 50 %. Кон-
	перемычки до задвижек и по-	-~-			троль согласно рабо-
	перечной связи, и от регули-	УЗК	10		чим программам
	рующих клапанов до СПП		от кол-ва
			сварных
			соеди-
			нений
	2. Сварные соединения опор с	ВК	100	Через 15-20 тысяч	В местах нарушения
	трубопроводами			часов работы, за-	изоляции
		КК	По ре-	тем не позже, чем
		или	зультатам	каждые 45 тысяч
		МПК	ВК	часов работы

		53		TO.1,2,3,4.RA.OT/192
Наименование узлов и элемен-	Методы		Объем	Периодичность	Примечания
тов оборудования, подлежа-	контроля		контроля,
щих контролю		%
3. Гибы	ВК		20	Через 15-20 тысяч
				часов работы, за-
	КК		По резуль-	тем не позже, чем
	или		татам ВК	каждые 45 тысяч
	МПК		и УЗТ ги-	часов работы
			бов с ми-
			нимальной
			толщиной
			стенки
	УЗТ		20		От количества гибов
					в 6-7 точках по рас-
					тянутой линии, в Т.Ч.
		I			реперных, изменяя
					участки контроля
	УЗК		Два ре-
			перных
			гиба
4. Радиусные переходы тройни-	ВК	100		Через 15-20 тысяч
ков				часов работы, за-
	МПК	100		тем не позже, чем
				каждые 45 тысяч
				часов работы
5. Арматура (корпусы снару-	ВК		100	Через 15-20 тысяч	25 % всего количе-
жи)				часов работы, за-	ства арматуры, ме-
				тем не позже, чем	няя арматуру
				каждые 45 тысяч
				часов работы
6. Радиусные переходы корпу-	МПК		100	Через 15-20 тысяч	25 % всего количе-
са арматуры снаружи				часов работы, за-	ства арматуры, ме-
				тем не позже, чем	няя арматуру
				каждые 45 тысяч
				часов работы

8.2.4. Техническое обслуживание арматуры системы RA производится во время регламентных обходов и включает в себя:

1) проверку плотности к внешней среде (через уплотнения фланцевых со­ единений, через сальниковое уплотнение шпинделя (штока), крышки, через ме­ талл корпусных деталей и сварных швов);

2) проверку плотности в запорном органе (отсутствует пропуск среды при закрытом положении запорного органа); выполняется при технологической воз­

можности в момент пуска или останова системы;

3) проверку надёжности крепления фланцевых соединений, присоединения электропривода, узлов дистанционного управления (комплект крепёжных деталей полный, одинаковые размерные стандарты шпилек, гаек, болтов, резьбовая часть шпильки (болта) выходит из гайки, гайки завинчены до упора в шайбы, колонка, штанги и шарниры дистанционного привода не имеют повреждений);

54ТО.1,2,З,4.RА.ОТ/192

4)проверку отсутствия вибрации и посторонних шумов, стуков в арматуре

иприводе (вибрация отсутствует, уровень шума в районе арматуры не отличается от уровня шума трубопровода, посторонние шумы в корпусах арматуры и приво­ да отсутствуют).

8.3.Оперативное обслуживание

8.3.1.Система паропроводов свежего пара находится в оперативном веде­ нии НС АЭС и в оперативном управлении НСБ.

8.3.2.При эксплуатации системы RA необходимо постоянно контролиро­

вать:

1) давление в паропроводах свежего пара перед СРК на предмет поддержа­

ния его на номинальном уровне 60±2 кгс/см2 , не допуская его резкого изменения;

2) температурный режим работы паропровода:

а) отсутствие превышения допустимых скоростей прогрева для паро­ проводов 5 ОС/мин;

б) отсутствие превышения допустимой разности температур «верх-низ» паропровода 15 ОС;

3) отсутствие повышенной вибрации паропроводов, посторонних шумов и

гидроударов.

8.3.3. НС ТЦ совместно с ВИУТ должен производить анализ:

1) распечаток важнейших параметров машзала (протоколов РСМ) два раза

всмену;

2)распечаток протоколов регистрации аналоговых сигналов в случае от­ клонения параметров системы RA от номинальных (по заявке ВИУТ);

3)распечаток протоколов регистрации аналоговых и дискретных сигналов

вслучае проведения работ по отдельным программам.

8.3.4.При эксплуатации энергоблока производить осмотры паропроводов, оборудования и арматуры на предмет выявления дефектов и своевременного их устранения в соответствии с регламентом работ, выполняемых эксплуатационным персоналом на оборудовании и системах тц, утвержденным ГИС, с оформлением

записей в оперативных журналах.

8.3.5. Во время осмотра паропроводов свежего пара особое внимание необ­ ходимо обращать на:

1) отсутствие течей и парений по основному металлу и сварным стыкам трубопроводов и уплотнений арматуры;

2) целостность тепловой изоляции;

3) исправность конструкций опор и подвесок; 4) плотность прилегания плоскостей скользящих опор, отсутствие защем­

лений; 5) вибрацию паропроводов.

8.3.6. Дефекты, выявленные в период проведения оперативного обслужива­ ния, заносить в «АСУ-Дефект».

55	ТО.1,2,З,4.RА.ОТ/192

9. Технические данные

9.1.Паропроводы свежего пара RA

	9.1.1. Технические данные	паропроводов свежего пара приведены в
	табл. 9.1.1.
		.._-	Таблица 9.1.1
	Параметр		Величина
	Давление рабочее, кгс/см"		80
	Температура рабочая, ос		295
	-.-Т----	-----0.--.	11О
	Давление ги. кгс/см"
	-- -- " _._----
	Температура ги, ос		50

9.2.Главные паровые задвижки RA11, 12, 13,14801

9.2.1. Технические данные ГПЗ RAll,12,13,14S01 приведеныв табл. 9.2.1.

	_...			Таблица 9.2.1
Параметр			Величина
		973-600-3БА		1117-500-3-02
Диаметр условный, мм		600		600
Давление расчетное, кгс/см2	--_.- __
		86		86
------._---	--_._----- _._._._-._-"._-
Температура расчетная. ос		300		300
	-----
Номинальный крутящий момент на втулке шпинделя,		4000		6000
Н,м
Коэффициент гидравлического сопротивления		0,61		0,72
Время открытия (закрытия) задвижки от электропривода,		40		32
с	-
Рабочая среда		Пар		Пар
Масса, кг		4472		5091

9.3.Задвижки на байпасе ГПЗ RA11,14802

9.3.1. Технические данные задвижек на байпасе ГПЗ RAll,14S02 приведены

в табл. 9.3.1.

						-,,_._-		Таблица 9.3.1
			Параметр				Величина
							1010-100-3-02	1154-100-3А
f ------------------------					. _ -
							100	100
Диаметр условный, мм
1 -----------	. , -------------------- .-
Давлениерабочее. кгс/см							120	120
			---- - --._ _.----- -			--

				56			ТО.1,2,З,4.RА.ОТ/192
		Параметр					Величина
							1О10-100-3-02		1154-100-3А
	Температурарабочей среды, ос				250				250
	Номинальный крутящий момент на втулке шпинделя,				280				250
	н«	--- _._-
					0,32				0,32
	Коэффициентгидравлическогосопротивления
				---,-
	Время открытия(закрытия)задвижкиот электропривода,				65				58
	с	-_.-		------
	Рабочаясреда						Пар		Пар
	Масса, кг				224				244
	9.4. Дроссельные клапаны на байпасе ГПЗ RA11,14803
	9.4.1.	Технические данные		дроссельных			клапанов на		байпасе ГПЗ
	RA 11,14S03 приведены в табл. 9.4.1.
									Таблица 9.4.1
		Параметр					Величина
		. ---- . -- - - .__..				959-150-3-01			1097-150-3-01
	Диаметр условный, мм					150			150
		-"-~_._-"-~---""--"		" -- -- -- , - ___ ___ __
						86			86
	Давлениерасчетное, кгс/см
		-
	Температура рабочей среды, ос					300			300
	Крутящий момент на шпинделе, Нм					200			291
	Максимальный ход шибера, мм					104			104
с	Время открытия (закрытия) задвижки от электропривода,					39			39
	с
	Рабочая среда						Пар		Пар
	Масса, кг					416			416
	9.5.	Клапаны запорно-дроссельные БРУ-К RC11,12801,02
	9.5.1.	Технические характеристики запорно-дроссельных клапанов приведе­
	ны табл. 9.5.1.
									Таблица 9.5.1
		Параметр					Величина
							960-300/350-3		1115-300/350-3
	Диаметр условный, мм						300/350		300/350
	Давление рабочее, кгс/см"						80		80

			57				ТО.1,2,З,4.RА.ОТ/192
		...
	Параметр						Величина
r
						960- 300/350-3		1115-300/350-3
Температура рабочей среды, ос						300		300
Максимальный крутящий момент на втулке шпинделя,						3000		3000
Н·м
Диаметр маховика, мм						320		500
			. ----
Пропускнаяспособность,тlч						900		900
	.--0····-·---	... _- ---_._-- .-'-
Время открытия от электропривода, с						15		15
.. . - -_.		-'.-	-----,_...._..
Ход, мм						100		120
Масса с электроприводом, кг						1891		2150

9.6. Дроссельные устройства RС11,12ЕО1,О2,ОЗ,О4

9.6.1. Технические характеристики дроссельных устройств, установленных после БРУ-К, приведены табл. 9.6.1.

					Таблица 9.6.1
	Параметр			Величина
				350/500	500/800
	-"~-	-_._-'-
РабочеедавлениеРг/Рз. мм				45/25,5	25,5115,3
-_.-	.. ---.'.'..-- --------- _ . _ --- _...	--------'.'-----_..._----_ .
Рабочая температура t 1/t2. ос				260/225	2251197
		-.'. _.'.-----_._._,--
Масса, кг				187	228
Материал основных деталей				Сталь 20	Сталь 20ГСЛ
		-- _ ...._-----

Кузнецова99139 доп. 192

58	ТО.1,2,З,4.RА.ОТ/192

Приложение

Характерные инциденты, происходившие при эксплуатации системы RA

1.1. Событие, происшедшее 20.09.94 года на Балаковской АЭС 1.1.1. 20.09.94 года при пуске из горячего состояния ТГ NQ 3 Балаковской

АЭС был остановлен через 12 минут после включения в сеть из-за внезапного роста вибрации подшипников 1, 2, 3 до 5-8 мм/с. На выбеге был зафиксирован рост температуры баббита подшипника от 2 до 98 ОС.

1.1.2. После останова ротора при работе ВПУ отмечен эксцентриситет ро­ тора ВД по штатному прибору более 0,4 мм при нормативном 0,05 мм. Через 1О часов работы на ВПУ прогиб ротора устранился, эксцентриситет ротора соста­ вил 0,015 мм.

1.1.3. Обследование состояния и проверка на проходимость дренажных трубопроводов ЦВД подтвердили их работоспособность.

1.1.4. Была выполнена ревизия подшипников 2, 3. При вскрытии подшип­ ника 2 был обнаружен незначительный наклеп баббита вкладышей подшипника из-за вибрации и натяг баббита на нижней половине подшипника из-за нарушения условия смазки, связанного с расцентровкой роторов высокого и низкого давле­ ния (РВД-РНД1). Расцентровка роторов из-за деформации фундамента с момента последнего ремонта в 1993 г. составила 0,75 мм по радиусу и 0,2 мм по торцу муфты.

1.1.5. Проведенное расследование причиной резкого повышения вибрации

подшипников назвало:

1) нарушение условий смазки подшипников 2, 3 из-за расцентровок; 2) скопление влаги в перепускных трубах ЦВД и последующий вынос ее в

проточную часть при нагружении турбины в условиях повышенной расцентровки

роторов.

1.1.6. В отчете об этом нарушении отмечались недостаточная эффектив­ ность системы дренирования и прогрева паропроводов и перепускных труб тур­ боустановки и недостаток контроля режимов дренирования и прогрева при пуске турбины по температуре металла паропроводов свежего пара, СРК, перепускных паропроводов и паровпуска ЦВД.

1.1.7. В целях предотвращения впредь захолаживания ЦВД при пуске тур­ бины были выполнены следующие мероприятия:

1) заменен штуцер подключения коллектора дренажей перепускных труб ЦВД в первый отбор на Ду 50;

2) на дренажных трубопроводах определены и освобождены от теплоизо­ ляции участки, предназначенные для контроля работоспособности на ощупь по

месту;

3) разработана и выдана на рабочие места «Технологическая карта контро­ ля состояния дренажей турбины перед пуском»;

4) введен порядок выполнения операций с дренажами по бланку переклю­ чений;

59ТО.1,2,З,4.RА.ОТ/192

5)разработано и реализовано на всех энергоблоках Балаковской АЭС тех­ ническое решение «О реконструкции дренажей паропроводов свежего пара тур­

боустановки К-1000-60/1500-2».

1.2. Событие, происшедшее 03.01.2001 года на Балаковской АЭС 1.2.1. 03.01.2001 при опробовании арматуры 1RA11S01 после текущего ре­

монта был обнаружен стук в приводе типа 973-600-ЭАБ. 04.01.2001 электропри­ вод арматуры 1RA 11 SO 1 выведен в ремонт. Работоспособность восстановлена ре­ гулировкой электропривода, уменьшением осевого зазора перемещения червяка.

1.2.2. Причиной неисправности электропривода на арматуре 1RA11S01 явилась некачественная сборка и регулировка привода арматуры в период ремон­

та.

1.2.3. Отклонений от пределов и условий безопасной эксплуатации нет.

1.3. Событие, происшедшее 30.06.2004 года на Балаковской АЭС 1.3.1. На энергоблоке N2 2 Балаковской АЭС проводились пусковые опера­

ции после ППР-2004. Мощность реакторной установки 20 % NHOM. В дежурстве три каналасистем безопасности.

1.3.2. 30.06.2004 в 19:40 не открылись ГПЗ 2RA12,14S01. Причиной не от­

крытия задвижек явилось заклинивание затворов в корпусах вследствие термооп­

рессовки. После перевода реакторной установки в горячее состояние и снижении

температуры главных паропроводов на 20-25 ос (снижение давления в ГПК дО

50 кг/см') ГПЗ 2RA12,14S01 отжаты до легкого хода.

1.3.3. Отклонений от пределов и условий безопасной эксплуатации нет.

1.4. Событие, происшедшее 17.01.201О года на Балаковской АЭС 1.4.1. Энергоблок N24 Балаковской АЭС работал на номинальном уровне

мощности.

1.4.2. При регламентном обходе оборудования в пом. А820 обнаружено па­ рение трубки управляющего контура ГПК ПГ 4TX50S03. Далее произошло само­ произвольное открытие инепосадка ГПК 4TX50S03 ПГ-1. Попытка закрыть ГКК воздействием на КУ с БЩУ оказалась неуспешной, Оперативным персоналом с БЩУ отключен ГЦН-1, закрыт БЗОК. Произошло срабатывание ускоренной раз­ грузки энергоблока, затем срабатывание АЗ.

1.4.3. Непосредственная причина: разрушение трубки управляющего контура ГПК под воздействием циклических нагрузок по линии концентрации напряже­ ний при выполнении технического обслуживания ИПУ ПГ.

1.4.4 Коренная причина: недостатки процедур (фирма «Sebim») по тех. об­

служиванию и ремонту предприятия-изготовителя.

1.4.5. Выполнена замена импульсных трубопроводов управляющего контура ИПУ ПГ 4TX50S03, 4TX60S04. Доработаны технические условия на ремонт ПК

фирмы «Sebim».

	60	ТО.1,2,З,4.RА.ОТ/192
	Перечень принятых сокращений
АС	атомная станция
АСУТ	автоматизированная система управления турбиной
АЭС	атомная электрическая станция
БЗОК	быстрозапорный отсечной клапан
БРУ-К	быстродействующая редукционная установка - конденсатор
БРУ-СН	быстродействующая редукционная установка собственных нужд
БЩУ	блочный щит управления
ВГ	выключатель генератора
ВД	высокое давление
ВИУТ	ведущий инженер по управлению турбиной
ВК	визуальный и измерительный контроль
ВП	вторичный прибор
ВПУ	валоповоротное устройство
ГИ	гидравлические испытания
ГИС	главный инженер атомной станции
ГПЗ	главная паровая задвижка
гпк	главный паровой коллектор
гцн	главный циркуляционный насос
ДУ	дистанционное управление
им	исполнительный механизм
ИПУ	импульсное предохранительное устройство
ИПЭВМ	инструментальная ПЭВМ
ИЭ	инструкция по эксплуатации
КВ	концевой выключатель
КД	компенсатор давления
КИП	контрольно-измерительные приборы

ККкапиллярный контроль

КПР	капитальный плановый ремонт
КСН	коллектор собственных нужд
МПК	магнитопорошковый контроль
НС	начальник смены
НСБ	начальник смены блока
НТД	нормативно-техническая документация
ОПЭВМ	оперативная ПЭВМ