- •Билет №1 в№1. Требования опэ ас к переключениям в технологических схемах (опэ ас).
- •В№3. Конструкция паровой турбины ок-12а. Назначение, технические характеристики. (Турбина паровая к-12-10па/ок-12а).
- •Паровая турбина к-12-10па (ок-12а)
- •В№4. Вывод в ремонт кэн-I ст. (иэ.1rm/sd/25-05).
- •В№7. Действия при возгорании мнр тпн 1 [2]
- •Билет №2 в№1. Требования опэ ас к автоматам безопасности (опэ ас).
- •В№3. Предвключенный питательный насос пта 3800-20. Назначение, конструкция, технические характеристики
- •Предвключенный питательный насос пта 3800-20
- •В№4. Заполнение маслованн и маслобаков кэн-I, II ст (иэ.1sc.25-13a).
- •В№6. Действия при разрыве ксн (иэ.1ла.25-21a).
- •В№7. Действия при возгорании маслостанции кэн-II ст.
- •Билет №3 в№1. Сроки проверки автомата безопасности (опэ ас).
- •В№4. Включение в работу сшо (иэ.1.Vc.25.30а)
- •В№7. Действия при возгорании на гмб, маслонасосы смазки, регулирования, увг.
- •Билет №4 в№1. Требования опэ ас к стопорным и регулирующим клапанам (опэ ас).
- •В№4. Включение в работу моу (иэ.1.Sc25-13а).
- •В№5. Опрессовка кэн-I ст. (иэ.1.Rm/sd.25.05а).
- •В№7. Действия при возгорании на гмб, маслонасосы смазки, регулирования, увг.
- •Билет №5 в№1. Требования опэ ас к системам маслоснабжения турбоустановки (опэ ас).
- •В№4. Испытание аб турбины повышением частоты вращения (иэ.1.Rl/sa 25-08б).
- •В№5. Откачка масла из гмб на ммдх (иэ.1.Sc.25-13а)
- •В№6. Действия при появлении гидроударов в главных паропроводах (иэ.1.Ra.25-03а п.7)
- •В№7. Действия при возгорании на гмб, маслонасосы смазки, регулирования, увг.
- •Билет №6 в№1. Требования опэ ас при эксплуатации конденсационной установки (опэ ас).
- •В№4. Останов сшо (иэ.1.Vc.25-30а).
- •В№5. Требование к энергетическим маслам (опэ ас).
- •В№7. Действия при возгорании в помещении нгпр.
- •Билет №7 в№1. Требования опэ ас при эксплуатации оборудования системы регенерации (опэ ас).
- •№4. Испытание аб турбины наливом масла (иэ.1.Rl/sa.25-08 б).
- •В№5. Порядок вывода мо тг в ремонт на работающем блоке () в№7. Действия при возгорании в маслокоробе турбины.
- •Билет №8 в№1. Требование к энергетическим маслам (опэ ас).
- •В№4. Включение в работу системы смазки турбины (иэ.1.Sс.25-13 а)
- •В№5. Включение в работу ионообменных фильтров системы (иэ.1.Ss.25.14б)
- •В№7. Действия при возгорании в помещении пневмогидроаккумуляторов (пга).
- •Билет №9 в№1. В каких случаях запрещен пуск турбины
- •В№4. Ввод в работу сшо (иэ.1.Vc.25.30а)
- •В№5. Промывка обратным ходом огц (рп.1.Vc/st.Тц/716)
- •В№6. Действия при снижении уровня в дб сувг (иэ.1.Su.25-16 а)
- •В№7. Действия при утечке и возгорании водорода через торцевой щит генератора.
- •Билет №10 в№1. При каких условиях разрешается подача пара для прогрева турбины и горячие сбросы в конденсатор (опэ ас)
- •В№4. Переход с безнасосного на насосный слив кгп тпн (иэ.1.Rl/sa.25-08 б)
- •В№5. Защиты тфу (иэ.1.Um.25.17б)
- •Билет №11 в№1. Требования опэ ас при эксплуатации турбоагрегатов при повышении вибрации (опэ ас)
- •В№4. Алгоритм работы защит турбины со срывом вакуума (иэ.1.Ла.25-21а)
- •В№5. Переходы по насосам системы ss (иэ.1.Ss.25.14б)
- •В№7. Действия при возгорании мнр тпн 1 [2]
- •Билет №12 в№1. В каких случаях турбина должна быть остановлена персоналом путем воздействия на выключатель при отсутствии или отказе в работе соответствующих защит (опэ ас).
- •В№4. Алгоритм работы защиты кзрп (иэ.1.Ла.25-21).
- •В№5. Переходы по насосам системы sт (иэ.1.St.25-15 а).
- •В№7. Действия при возгорании маслостанции кэн-II ст.
- •Билет №13 в№1. В каких случаях турбина должна быть разгружена и остановлена в период, определяемый главным инженером (опэ ас).
- •В№5. Переходы по насосам системы su (иэ.1.Su.25-16 а).
- •Билет №14 в№1. В каких случаях электродвигатель должен быть отключен от сети немедленно и в каких после пуска резервного (опэ ас).
- •В№4. Защиты тпн (иэ.1.Rl/sa.25-08 б)
- •В№5. Переходы по насосам se80 (рп.1.Se.Тц/424 а).
- •В№6. Действия при отказе регулятора уровня в конденсаторе тпн (иэ.1.Rl/sa.25-08 б).
- •В№7. Действия при возгорании на гмб, маслонасосы смазки, регулирования, увг.
- •Билет №15 в№4. Вывод в ремонт тпн (иэ.1.Rl/sa.25-08 б).
- •В№6. Действия при внезапном повышении вибрации тпн (иэ.1.Rl/sa.25-08 б).
- •В№7. Действия при возгорании на гмб, маслонасосы смазки, регулирования, увг.
- •Билет №16 в№1. Требования опэ ас при прекращении циркуляции охлаждающей жидкости в обмотках статора генератора (опэ ас)
- •В№5. Вывод в ремонт кэн-I ст. (иэ.1.Rm/sd.25.05а).
- •В№7. Действия при возгорании в помещении нгпр.
- •Билет №17 в№1. Требования опэ ас к маслосистеме уплотнения вала турбогенераторов (опэ ас).
- •В№5. Действия при отказе регулятора уровня зг-500 (иэ.1.Su.25-16 а).
- •В№6. Вывод в ремонт одной группы тфу при второй работающей (иэ.1.Um.25.17б).
- •В№7. Действия при возгорании в маслокоробе турбины.
- •Билет №18 в№1. Требования к энергетическим маслам (опэ ас).
- •В№4. Вывод из ремонта, подключение тфу в работу (иэ.1.Um.25.17б).
- •Билет №19 в№1. Требования опэ ас к теплофикационным установкам (опэ ас).
- •12.7. Теплофикационные установки
- •В№4. Вывод в ремонт сливного насоса пнд-1(иэ.1.Rh.25.07а ).
- •В№7. Действия при возгорании в помещении пневмогидроаккумуляторов (пга).
- •Билет №20 в№1. Требования опэ ас к трубопроводам и арматуре (опэ ас).
- •12.6. Трубопроводы и арматура
- •В№4. Ввод в работу сувг. (иэ.1.Su.25-16 а).
- •В№5. Включение в работу и обслуживание во время работы впэн (иэ.1.Rl/sa.25-08 б).
В№7. Действия при возгорании в помещении пневмогидроаккумуляторов (пга).
Стационарная установка пожаротушения распыленной водой отсек №16;
Автоматический запуск пожаротушения при срабатывании в луче 2-х или более датчиков;
Датчики пожаротушения ДИП-1 – 12 шт.;
Оросителей типа ОПД – 16 шт;
РП-3 задвижки пожаротушения 1UJ10S12 (1UJ20S42):
Дистанционное управление с БЩУ панель HZ16А;
Местное управление машзал ряд А-Б ось12 отм. 5,6.
Действия МОТО-6 при пожаре:
Сообщить о пожаре ВИУТ, НСТЦ.
По команде ВИУТ проконтролировать включение АУПТ отсек №16, при не открытии задвижки 1UJ10S12 открыть ручной байпас – 1UJ20S42;
По распоряжению НСТЦ открыть ворота по ряду А(В) ось 10-11 прибывшему дежурному караулу 37-ПЧ, информировать начальника караула ПЧ о месте пожара, маршруте следования к нему;
По распоряжению НСТЦ открыть арматуру 1SC60S02,03 слива масла из ГМБ в БАСМ;
Приступить к ликвидации очага пожара ПСПТ.
Билет №20 в№1. Требования опэ ас к трубопроводам и арматуре (опэ ас).
12.6. Трубопроводы и арматура
12.6.1. Перед включением в работу трубопроводы и арматура должны быть тщательно осмотрены. После ремонта или длительного отключения (свыше 10 суток) должны быть проверены исправность тепловой изоляции, индикаторов тепловых перемещений, неподвижных опор, скользящих и пружинных креплений, возможность свободного расширения трубопровода при его прогреве, состояние дренажей и воздушников, предохранительных устройств и приборов теплового контроля.
12.6.2. Главные циркуляционные трубопроводы первого (радиоактив-
ного) контура головных блоков АЭС должны подвергаться тензометрированию при проведении пусконаладочных работ.
12.6.3. При эксплуатации трубопроводов и арматуры в соответствии с действующими инструкциями должны контролироваться:
- размеры тепловых перемещений трубопроводов, для которых это предусмотрено проектом, и их соответствие расчетным значениям по показаниям индикаторов;
- наличие защемлений и вибрационное состояние трубопроводов;
- периодический контроль металла и сварных соединений;
- герметичность по отношению к внешней среде предохранительной, регулирующей и запорной арматуры и фланцевых соединений;
- температурный режим работы металла при пусках и остановах;
- степень затяжки пружин подвесок и опор в рабочем и холодном состоянии;
- соответствие показаний указателей положения (УП) регулирующей арматуры на щитах управления ее фактическому положению;
- наличие смазки узлов приводных механизмов, винтовых пар «шпиндель-резьбовая втулка».
12.6.4. Схема трубопроводов и их эксплуатация должны исключать возможность повреждения трубопроводов низкого давления при наличии связи с трубопроводами высокого давления.
На АС перед подъемом давления в контуре должны быть надежно отключены трубопроводы низкого давления вспомогательных систем (трубопроводы систем расхолаживания, заполнения и опорожнения, подачи сжатого газа низкого давления и др.).
Проектом и инструкциями по эксплуатации должны быть предусмотрены организационные и технические мероприятия по исключению ошибочного подключения систем низкого давления к системам высокого давления.
Отключение этих трубопроводов должны контролироваться начальниками смен АС (начальниками смен энергоблока АС) с записью в оперативном журнале по докладам начальников смен цехов.
Надежность отключения выше указанных трубопроводов ежесменно должна контролироваться оперативным персоналом цехов с докладом начальникам смен АС (начальникам смен энергоблока АС).
12.6.5. Заполнение средой неостывших паропроводов (при пусках и опрессовках), а также неостывших главных циркуляционных трубопроводов АС должно выполняться с контролем разности температур стенки трубопровода и среды, которая не должна превышать расчетных значений.
12.6.6. Для опорожнения через дренажи паропроводы любых параметров должны быть смонтированы с уклоном горизонтальных участков не менее 0,004 по ходу движения среды. Это значение уклона должно обеспечиваться при температурах металла от 0 оС до температуры, соответствующей насыщению при рабочем давлении среды.
Система дренажей должна обеспечивать полное удаление влаги при прогреве, остывании и опорожнении трубопроводов.
При объединении дренажных линий нескольких трубопроводов на каждой из них должна быть установлена запорная арматура.
Конденсат и тепло постоянных дренажей должны использоваться в тепловой схеме.
12.6.7. Компоновка трубопроводов и арматуры, подлежащих периодическому контролю в процессе эксплуатации, должна обеспечивать доступ к ним для обследования и ремонта. В местах контроля должны иметься площадки.
12.6.8. Арматура должна иметь обозначения или маркировку согласно схемам трубопроводов, а также указатели направления вращения штурвала. Регулирующие клапаны должны иметь указатели степени открытия регулирующего органа, запорная - указатели положения запорного органа (открыто, закрыто). Арматура, постоянно или длительно находящаяся под разрежением, должна иметь гидравлическое или другое уплотнение штоков.
12.6.9. Ремонт трубопроводов и арматуры должен проводиться одновременно с соответствующими агрегатами. Ремонтные работы, а также установка и снятие заглушек, определяющих ремонтируемый участок трубопровода, должны выполняться по наряду-допуску в соответствии с требованиями правил техники безопасности и радиационной безопасности.
Выполнение организационно-технических мероприятий по предотвращению попадания во внутренние полости оборудования систем АС загрязнений и посторонних предметов при выполнении работ по ремонту должно производиться в соответствии с требованиями документа «Техническое обслуживание и ремонт систем оборудования атомных станций. Правила организации работ со вскрытием оборудования». РД ЭО О127.
12.6.10. Арматура, ремонтируемая со снятием с места установки (с вырезкой из трубопровода), должна быть испытана на герметичность затвора, сальниковых, сильфонных и фланцевых уплотнений давлением равным 1,25 рабочего.
Арматура, ремонтируемая без вырезки из трубопровода, должна быть испытана рабочим давлением среды совместно с трубопроводом; состояние затвора контролируется визуально в процессе ремонта по контакту уплотнительных поверхностей.
При значительных дефектах затвора арматура должна ремонтироваться с вырезкой из трубопровода и последующим испытанием ее на герметичность давлением 1,25 рабочего.
12.6.11. На фланцевых соединениях паропроводов и арматуре, работающих при давлении пара 90 кгс/см2 (8,8 МПа) и выше, а также трубопроводов АС диаметром более 300 мм затяжка крепежных шпилек должна контролироваться с применением специальных приспособлений, нагрузка шпилек сверх допустимых значений не разрешается.
12.6.12. Тепловая изоляция трубопроводов и арматуры должна поддерживаться в исправном состоянии. Температура на ее поверхности при температуре окружающего воздуха +25 оС не должна превышать:
Температура теплоносителя Температура на поверхности
оС изоляции, оС
500 и ниже…………………………..+ 45
501-650………………………………+ 48
свыше 650…………………………...+ 50
Тепловая изоляция фланцевых соединений, арматуры и участков трубопроводов, подвергающихся периодическому контролю (сварные соединения, бобышки для измерения ползучести и т.п.), должна быть быстросъемной.
Тепловая изоляция основных трубопроводов, трубопроводов, расположенных на открытом воздухе, а также участков поверхностей с температурой среды выше 200 шС, находящихся вблизи масляных баков, маслопроводов и мазутопроводов, а также вблизи кабельных линий, должна иметь металлическое или другое защитное покрытие.
Объекты, имеющие температуру среды ниже температуры окружающего воздуха, должны иметь гидрозащиту и тепловую изоляцию.
Материалы, применяемые для тепловой изоляции, не должны оказывать коррозионное воздействие на трубопроводы.
12.6.13. Изоляция трубопроводов, не имеющая защитного покрытия, дол-
жна быть окрашена. При наличии защитного покрытия или алюминиевой окраски на поверхность должны наноситься маркировочные кольца.
Окраска и надписи на трубопроводах должны соответствовать ГОСТ 14202.
12.6.14. При обнаружении трещин, свищей в основном металле питательных трубопроводов, паропроводов свежего пара, а также в их арматуре должны быть приняты срочные меры к отключению аварийного участка посредством дистанционных приводов.
Если при отключении невозможно резервировать аварийный участок, то соответствующее оборудование, связанное с аварийным участком, должно быть остановлено.
12.6.15. Использование регулирующей арматуры в качестве запорной и запорной в качестве регулирующей не допускается.