Анализ Опасностей и Оценка техногенного Риска

Наш опрос

Опыт крупных промышленных аварии в РФ (СШГЭС-09, Распадская-10, Кольская-11, Воркутинская-13)
Всего ответов: 279

читальный Дневник

Главная » 2009 » Октябрь » 5 » Читаем Акт Ростехнадзора от 03.10.2009 техрасследования причин аварии на СШГЭС (п.1-15)
Читаем Акт Ростехнадзора от 03.10.2009 техрасследования причин аварии на СШГЭС (п.1-15)
15:42

Сам акт здесь: А К Т ТЕХНИЧЕСКОГО РАССЛЕДОВАНИЯ ПРИЧИН АВАРИИ, ПРОИСШЕДШЕЙ 17 АВГУСТА 2009 ГОДА в филиале Открытого Акционерного Общества «РусГидро» - «Саяно-Шушенская ГЭС имени П.С. Непорожнего»

1. Прочитав Акт Ростехнадзора, журналисы газеты Ведомости 05.10.2009, 187 (2457) кратко описывают ЧТО случилось:

"Авария на крупнейшей в России Саяно-Шушенской ГЭС (СШГЭС) произошла рано утром 17 августа, погибло 75 человек. Из строя вышел второй гидроагрегат, его буквально вырвало водой, и машинный зал, в котором находились ночная смена работников ГЭС и сотрудники подрядчиков, был затоплен. Оборудование повело себя «вопреки законам физики» — аппарат весом свыше 1500 т «поднялся в воздух и летал», описывал случившееся в августе руководитель Ростехнадзора Николай Кутьин. Акт о расследовании причин аварии Ростехнадзор опубликовал в субботу.

 На СШГЭС было 10 гидроагрегатов (вводились в 1978-1985 гг.), срок службы установленных на них гидротурбин — 30 лет. Возраст турбины второго агрегата был 29 лет и 10 месяцев, гласит акт (последний капремонт агрегата проводился в 2005 г., «средний» ремонт — в январе — марте 2009 г., качество работ в обоих случаях принято с оценкой «хорошо»). У турбин, изготовленных для СШГЭС, есть технологическая особенность: при увеличении или уменьшении мощности агрегат на время попадает в «нерекомендованную, опасную» для эксплуатацию зону, рассказал «Ведомостям» Кутьин. В этом режиме вибрация турбинного оборудования усиливается. Сколько агрегат может работать в такой зоне, в документах по эксплуатации не указано, но есть предельные показатели по вибрации — 160 микрон, выше которых заходить нельзя, продолжает он.


Второй агрегат вышел из последнего ремонта с показателями по вибрации, близкими к предельным, а начиная с апреля они выросли в 4 раза, говорится в акте. Контрольные датчики, которые показывают уровень вибрации, на втором агрегате были, но их показания «не учитывались при принятии решений», говорит Кутьин. Почему — Ростехнадзору не известно.

Непосредственно перед аварией второй агрегат был выключен. Но вечером 16 августа случился пожар на линии связи Братской ГЭС («Иркутскэнерго»), из-за него диспетчер «Системного оператора» в Сибири потерял эту станцию со своего монитора и распорядился задействовать резервные мощности СШГЭС. Персонал станции принял решение запустить находившийся в резерве второй агрегат и сделать его «приоритетным» для изменения нагрузки: до момента аварии его нагрузка менялась больше 10 раз и колебалась от 50 до 610 МВт. Агрегат успел шесть раз пройти через опасную зону, а показатели вибрации за несколько минут до аварии выросли почти в 1,5 раза и превышали предельные более чем в 5 раз (840 микрон), указано в акте.

«Не почувствовать этого люди в зале не могли», — уверен Кутьин. Монтажник, находившийся на крыше машинного зала, рассказал, что почувствовал «легкую» вибрацию даже там. Она быстро усилилась, «переросла в грохот», а потом он увидел «огромный всплеск воды <...> сопровождавшийся скрежетом металла и треском короткого замыкания».

Не выдержали изношенные крепления крышки турбины, под напором воды «в 200 с лишним метров» агрегат взлетел примерно на 14 м, продолжая вращаться со скоростью около 140 оборотов в минуту, рассказывает Кутьин..."

2. Анатолий Чубайс возглавлял РАО ЕЭС с 1998 по 2008 годы, проведя в ней реформу, которая завершилась разделением монополии на большое количество генерирующих и транспортных компаний. Сама корпорация перестала существовать. Прочитав Акт Ростехнадзора свое мнение А.Чубайс воспроизвел через BBC Russian 05.10.2009, 07:58 :


"В субботу [03.10.2009] Федеральная служба РФ по экологическому, технологическому и атомному надзору (Ростехнадзор) опубликовала выводы расследования происшествия, которое стало причиной остановки крупнейшей гидроэлектростанции в России и привело к гибели 75 человек.

Чубайс был назван одним из шести руководителей РАО ЕЭС – ликвидированной им государственной электроэнергетической монополии – и российских надзорных органов, которые, по мнению экспертов Ростехнадзора, были причастны к созданию условий для аварии.

"Я вообще отвечаю за все, что происходило при мне в отрасли, – заявил в воскресенье Чубайс. – И гибель 75 моих коллег-энергетиков для меня лично – тяжелейшая трагедия".

"Не было денег на замену колес"

Чубайс подчеркнул, что износ агрегатов станции, ставший одной из предпосылок аварии, был вызван отсутствием средств для ремонта.

"Мало известно, но энергетики долгие годы были вынуждены работать с высокими рисками – имеющихся ресурсов хватало лишь на самые критические узлы энергосистемы страны. Остановить Саяно-Шушенскую ГЭС в то время, в условиях роста потребления электроэнергии, и годами дожидаться прихода инвестиций для замены рабочих колес гидроагрегатов – было бы катастрофой для экономики Сибири и миллионов живущих там граждан", - сказал Чубайс." ВРЕТ: после аварии не работает уже более 1,5 месяцев ВСЯ станция, а не отдельный агрегат, и никто не трубит о будущей катастрофе для "экономики Сибири и миллионов живущих там граждан", более того ничего не слышно и насобранных "долгими годами" инвестициях. По предварительным расчетам Минэнерго, восстановление станции обойдется примерно в 40 млрд руб. и займет пять лет. Сколько же он "долгие годы" собирался накопить "на колесо"? 

3. Первая страница техАкта - СШГЭС им. П.С. Непорожнего

Петр Степанович Непорожний (1910-1999) был вдохновителем и организатором большой программы строительства гидроэлектростанций в створах с напорами от 10 до 250 м в самых разнообразных природных условиях. Все крупные гидроэлектростанции были построены по этой программе: каскад Волжских ГЭС — Куйбышевская, Волгоградская, Саратовская, Нижнекамская, Чебоксарская; крупнейшие в мире сибирские ГЭС — Братская, Красноярская, Саяно-Шушенская, Усть-Илимская; в республиках Средней Азии — Нурекская, Токтогульская и другие.

В период руководства П. С. Непорожним Минэнерго СССР (1962-1985) в стране была осуществлена программа строительства мощных атомных электростанций, в том числе: Нововоронежской, Белоярской, Курской, Смоленской, Ровенской, Запорожской, Кольской, Армянской АЭС и других.

Наряду с выполнением большой программы энергетического строительства Министерство энергетики и электрификации СССР осуществило строительство уникальных промышленных комплексов, таких, как Волжский и Камский автомобильные заводы, завод «Атоммаш», Братский и Усть-Илимский лесопромышленные комплексы, крупнейшие предприятия химической промышленности в Саратове, Тольятти, Нижнекамске, Оренбурге и других городах.

Одно из главных достижений — создание в стране Единой энергетической системы (ЕЭС), одной из наиболее мощных, надёжных и экономичных из подобных систем в мире. (стр.16 техАкта): По данным, полученным от ОАО «Системный оператор Единой энергетической системы» (письмо от 24.09.2009 №Б-19-8763) СШГЭС является одной из двух гидроэлектростанций (совместно с Братской ГЭС - ОАО «Иркутскэнерго»), используемых для регулирования мощности в единой энергосистеме Сибири. Разрешение на подключение ГРАМ(групповой регулятор активной мощности) СШГЭС к системе АРЧМ(автоматическое регулирование режима энергосистем по частоте и перетокам мощности) ОДУ(оперативно-диспетчерское управление ) Сибири в качестве регулирующей электростанции было предоставлено 29.11.1988г (телетайпограмма ОДУ Сибири от 29.11.1988 г).

4. В техАкте отмечено, что Филиал открытого акционерного общества «РусГидро»- «Саяно-Шушенская ГЭС имени П.С. Непорожнего» (далее - СШГЭС) имеет Договор страхования гражданской ответственности организаций, эксплуатирующих опасные производственные объекты, за причинение вреда жизни, здоровью или имуществу третьих лиц и окружающей природной среде в результате аварии или инцидента на опасном производственном объекте с ОАО «АльфаСтрахование» от 16 декабря 2008г. № 0361F/787/00017/8, страховой полис № 0361F/787/00017/8/1 на сумму 18,1 млн.руб.
Договор страхования гражданской ответственности эксплуатирующих организаций и собственников гидротехнических сооружений за причинение вреда жизни, здоровью и имуществу других лиц с ОАО «АльфаСтрахование» от 16 декабря 2008 г. № 0361F/792/00011/8, страховой полис № 0361F/792/00011/8/1 на сумму 60 млн. руб.
Сравните эффективность "рыночных механизмов регулирования безопасности посредством страхования":
(стр.141 техАкта) Потери, связанные с повреждением основных производственных фондов, по предварительным подсчетам составляют около 7 млрд. руб. (в том числе, частично повреждено здание ГЭС, трансформаторы силовые ОРНЦ- 533000/500-74У1 3 – Ф. Т1, генераторы синхронные СФВ – 1285/275-42УХЛ4, гидравлические турбины вертикальные РО – 230/833-13-677, ограничители перенапряжения ОПН-500 и др.)
Затраты на локализацию, ликвидацию причин аварии по состоянию на 05.09.2009 составляют 192,51 млн. руб., из них (письмо РусГидро №102/1998 от 07.09.2009 г.:
Материалы, запчасти, оборудование - 42,76 млн. руб.;
Транспортные услуги (включая авиарейсы) - 44,68 млн. руб.;
Сбор нефтесодержащих отходов - 70,10 млн. руб.;
Прочие услуги - 25,83 млн. руб.;
Прочие расходы - 9,13 млн. руб.;
Затраты МЧС России, связанные с проведением неотложных аварийно-спасательных работ по ликвидации последствий аварии составили 83,2 млн. руб. (письмо №43-3503-8 от 17.09.2009).
Экологический ущерб - ориентировочно 63,1336 млн. руб. (по данным Росприроднадзора по Республике Хакасия), исчисление принесенного вреда осуществлялось на основании приказа Минприроды России от 13 апреля 2009 г. № 87. 
Недоотпуск электроэнергии за 2009 г.-8897,99 млн. кВт. час.
Недовыработка электроэнергии за 2009 г.-8950 млн. кВт. час.
Окончательный ущерб может быть уточнен по итогам выполненных восстановительных работ, возмещения ущерба третьим лицам и другим обоснованным основаниям.

Сколько же стоит "колесо чубайса"?

5. В поименном Составе комиссии технического расследования причин аварии отсутствуют ученые-гидротехники.

6. Когда задумывалась и строилась (стр.12-14) Строительство СШГЭС начато в 1963 году. СШГЭС введена во временную эксплуатацию в 1978г., в постоянную эксплуатацию – в 2000 году приказом РАО «ЕЭС России» от 13.12.2000 № 690. 
Технический паспорт гидротехнических сооружений Саяно-Шушенского гидроузла на реке Енисее разработан ОАО «Ленгидропроект», 1985г. Класс сооружения СШГЭС- 1.

Перечень утвержденной проектной документации:
1 Проектное задание 1965
2 Технический проект 1970
3 Уточненное проектное задание 1976
4 Пусковой комплекс гидроагрегата №1, инв. № 1047-1-26п 1977
5 Пусковой комплекс гидроагрегатов №2 и №3, инв. № 1047-1-34п и № 1047-1-35п 1978
6 Пусковой комплекс гидроагрегатов №4 и №5, инв. № 1047-1-40п 1980
7 Пусковой комплекс гидроагрегата №6, инв. № 1047-1-47п 1981
8 Пусковой комплекс гидроагрегатов №7 и №8, инв. № 1047-1-55п 1983
9 Пусковой комплекс гидроагрегатов №9 и №10, инв. № 1047-1-56п 1984
В здании гидроэлектростанции установлены 10 гидроагрегатов 
(далее - ГА) с синхронными гидрогенераторами зонтичного типа 
СВФ 1285/275-42УХЛ4 номинальной мощностью 640 мВт, имеющими опору на крышке турбины, водяное охлаждение статора и форсированное воздушное охлаждение ротора (завод-изготовитель «Электросила») и радиально-осевыми гидротурбинами - РО-230/833-В-677, имеющими диаметр рабочего колеса 6,77 м (завод-изготовитель ПО «Ленинградский металлический завод» (ЛМЗ)).

Напряжение генераторов - 15,75 кВ. При испытаниях гидрогенератор развивал и устойчиво нес нагрузку 720 МВт. 
Общая пропускная способность турбин 3400–3600 м3/с. Расчетный напор воды на турбины 194 м, минимальный – 176 м.
Установленная мощность станции 6400 МВт. 
На момент сдачи СШГЭС имелись ограничения пиковой мощности 
до 4000 МВт по предельной пропускной способности существующих линий электропередач.
Среднемноголетняя выработка электрической энергии СШГЭС 
по проекту составляет - 23,4 млрд. кВт. ч.; фактически, на момент ввода 
в постоянную эксплуатацию в 2000г. - 22,79 млрд. кВт. ч., в 2008г. - 18,6 млрд. кВт. ч., а за 8 месяцев 2009г. - 15,87 млрд. кВт. ч.
Ввод в эксплуатацию гидроагрегатов СШГЭС осуществлялся
в следующем порядке:
ГА-1 - 01.12.1978; 
ГА-2 - 05.11.1979;
ГА-3 - 01.12.1979;
ГА-4 - 01.10.1980;
ГА-5 - 01.12.1980;
ГА-6 - 01.11.1981;
ГА-7 – 01.09.1984;
ГА-8 - 01.11.1984;
ГА-9 - 01.12.1985;
ГА-10 - 01.12.1985.
ГА- 1 и ГА – 2 вводились в эксплуатацию с временными рабочими колесами.
07.11.1986 г. ГА - 2 и 12.06.1987 г. ГА – 1 введены в работу 
со штатными рабочими колесами.
Срок эксплуатации гидротурбин - 30 лет (формуляр 2244 000 
ФО Ленинградского металлического завода). 
Срок эксплуатации гидрогенератора - 40 лет (ГОСТ 5616 – 89).

7. (стр22-25) Нарушения в работе и повреждение узлов ГА-2 до введения в эксплуатацию СШГЭС. В период первоначальной эксплуатации гидротурбины было выявлено значительное число существенных случаев в нарушении и отказов в работе.
Отказы турбинного оборудования в период его доводки и освоения приведены в таблице:

13.03.80 Увеличение боя вала до 1,3 мм, большие протечки воды через уплотнение ТП (трещины на облицовке вала, вырывы резины на сегментах, повреждение верхнего и нижнего уплотнений турбинного подшипника) - гидравлический небаланс сменного РК (рабочее колесо).

24.04.80 Течь масла на напорном трубопроводе системы регулирования в месте врезки трубопровода от насосов МНУ в напорный трубопровод через трещину, образовавшуюся в результате непровара сварного шва на напорном трубопроводе.

28.06.80 То же
1.08.80 Увеличение протечек воды через верхнее уплотнение ТП - стыки резинового кольца разошлись из-за некачественной склейки на заводе.
8.09.80 То же
13.09.81 Повреждение резиновой поверхности и болтов крепления сухарей сегментов турбинного подшипника, разрушение нижнего неподвижного кольца лабиринтного управления рабочего колеса. Обрыв конуса РК.
2.10.81 Увеличение боя вала от 1,9 м (увеличение зазора до 1,7 мм между сегментами подшипника и облицовкой вала).
29.11.81 Увеличение боя вала до 1,5 мм – обрыв болтов крепления сухарей сегментов - из-за гидравлического небаланса рабочего колеса.
14.12.81 То же бой до 2 мм
18.01.82 То же бой до 2 мм – отслоение резины на сегментах № 7, 11, обрыв шпилек крепления корпуса ТП, повреждение облицовки вала.
25.01.82 Увеличение боя до 1,9 мм (увеличение зазора, повреждение облицовки вала, повреждение поверхности резины сегментов).

1.02.82 То же 
24.03.82 Увеличение боя вала до 0,95 мм и повышенная вибрация корпуса ТП. Обрыв 2-х шпилек крепления корпуса подшипника к крышке турбины - гидравлический небаланс РК.
3.05.82 Увеличение боя до 1,9 мм (обрыв шпилек крепления корпуса ТП, увеличение зазора до 1,85 мм).

14.05.82 Увеличение боя до 1,5 мм (смещение корпуса ТП до I мм, трещина на обл. вала, обрыв шпилек).

28.05.82 То же
26.06.82 То же
9.07.82 То же
3.09.82 То же, бой до 1,6 мм 
8.09.82 Повреждение резинного покрытия сегментов. Повышенный бой вала из-за гидравлического небаланса РК.
1.10.82 Обрыв конуса РК.
27.10.82 Течь масла на напорном трубопроводе подачи масла от насосов МНУ в месте соединения с напорным трубопроводом сервомоторов направляющего аппарата.
10.11.82 То же
28.11.82 Увеличение боя вала до 1,6 мм – гидравлический небаланс РК.
23.01.83 Увеличение боя вала до 1,6 мм – гидравлический небаланс РК.
10.03.83 То же
24.03.83 Обрыв крепления корпуса ТП. Вибрация корпуса ТП до 0,7-0.6 мм при бое вала 0,95 мм в результате гидравлического небаланса РК.

27.07.83 Трещина корпуса ТП, появившаяся при увеличении вибрации корпуса ТП до 0,4 мм при бое вала 1,4 мм, большие протечки воды на крышу турбины, обрыв косынок дополнительного крепления корпуса к крышке турбины - гидравлический небаланс РК.

18.08.83 Обрыв косынок дополнительного крепления корпуса турбинного подшипника. Вибрация корпуса ТП до 0,65 мм при бое вала 1,3 мм из-за гидравлического небаланса РК.

30.11.87 Снижение давления воды в левой нитке ТВС до 0, из-за разрыва по сварному шву заглушки, установленной на трубопроводе Ду 400 насосного варианта запитки системы ТВС. Некачественная сварка заглушки, выполненная монтажной организацией.

27.09.87 Течь масла по сварному шву напорного маслопровода индивидуального сервомотора № 13 из-за некачественного провара сварного соединения монтажной организацией.

25.07.88
То же, индивидуального сервомотора № 11.
(по материалам Государственной комиссии по приемке 
в промышленную эксплуатацию Саяно-Шушенского гидроэнергетического комплекса. Заключение гидромеханической секции. п. Черемушки.1988-1991 год. стр.47-50).

8. КАК обслуживалось. Капитальный ремонт ГА-2 с полной его разборкой проводился 
в период с 27.03.2000 г. по 12.11.2000 г. (Акт на приемку из капитального ремонта гидроагрегата ст. № 2 СШГЭС от 20.12.2000 г.).
При капитальном ремонте рабочего колеса были обнаружены:
- кавитационные разрушения тыльной стороны лопастей в районе входной кромки глубиной до 12 мм;
- трещины в верхней части выходной кромки лопасти № 1 длиной 130 мм, лопасти № 7 - 100 мм.
В частности, выполнены следующие работы:
- трещины разделаны РВД, зачищены, заварены электродами ЭА-395, зашлифованы по профилю; 
- кавитационные разрушения лопастей РК не устранялись;
- центровка агрегата по лабиринтным уплотнениям после сборки ГА, формуляры № 6, 7.
При капитальном ремонте турбинного подшипника ТП были обнаружены:
- износ резинового покрытия сегментов;
- сквозные трещины в опорных плитах сегментов;
- износ воротниковых уплотнений, крепежных деталей.
В частности, выполнены следующие работы:
- чистка ванны, крышки ванны, деталей распорных узлов, деталей крепления воротниковых уплотнений от ржавчины, окраска нитрогрунтовкой на 2 слоя;
- изготовление и замена верхнего и двух нижних манжетных уплотнений;
- восстановление наплавкой, шлифовкой 16 пар распорных клиньев ванны ТП;
- сборка подшипника;
- выставлены нулевые зазоры.
При капитальном ремонте вала турбины была обнаружена выработка рубашки вала от верхнего воротникового уплотнения высотой 47 мм, глубиной 4 мм по всему диаметру вала (S=0,33 кв. м) и выполнены наплавка, шлифовка рубашки вала с контролем поверхности по лекальной линейке.
При капитальном ремонте крышки турбины были выполнены следующие работы:
- чистка и окраска подводных поверхностей крышки турбины;
- чистка опорного фланца и посадочных мест корпуса ТП.

Капитальный ремонт ГА-2 по типовой номенклатуре «гидроагрегат станционный» проводился с 29.09.2005 по 29.12.2005 
Кроме типовых работ, выполняемых при капитальном ремонте оборудования гидроагрегата выполнены: замена регулятора возбуждения АРВ-СДП1 на микропроцессорный АРВ-М с системой фазоимпульсного управления тиристорных преобразователей (панель ШРВ-М), выполнена передача управляющих импульсов от ШРВ-М к тиристорным преобразователям с помощью оптоволоконных кабелей, реконструкция управления моторных задвижек системы технического водоснабжения гидроагрегата; монтаж резервных датчиков холодного и горячего масла генераторного подшипника и подпятника.
По рабочему колесу выполнены следующие работы:
- устранение кавитационных разрушений лопастей РК согласно технологии ПО ЛМЗ № 477 ОГсв электродами ЦЛ-11;
- контроль и подгонка входных кромок лопастей РК к расчетной 
по шаблону;
- замер и исправление уклона вала;
- центровка агрегата по лабиринтным уплотнениям.
По турбинному подшипнику:
- демонтаж деталей распорных узлов, сегментов, воротниковых уплотнений, ограждения вала;
- чистка ванны, крышки ванны, деталей распорных узлов, сегментов, корпуса ТП, деталей крепления воротниковых уплотнений от ржавчины, окраска поверхностей на 2 слоя;
- изготовление и замена верхнего и двух нижних воротниковых уплотнений;
- выставлены нулевые зазоры.
В результате проведенных работ дефектов не обнаружено.
Оба Капитальные ремонты ГА выполнены в соответствии с инструкцией по монтажу гидротурбинного оборудования 2244000 ИМ ПО ЛМЗ и инструкцией по монтажу гидрогенератора ОБС.412.033 ИМ ЛМПО «Электросила». Оценка качества отремонтированного оборудования – «Соответствует НТД», оценка качества выполненных ремонтных работ – «Хорошо».

В соответствии с годовым графиком ремонта основного оборудования СШГЭС в 2009 г., утвержденным главным инженером СШГЭС А.Н. Митрофановым 14.03.2008 г., в период с 14.01.2009 г. по 16.03.2009 г. проведен средний ремонт ГА 2 СШГЭС с наплавкой рабочего колеса.
Работы по ремонту гидроагрегатов СШГЭС и МГЭС в 2009 г. выполнялись на основании Договора подряда № СШ-3-470-2008 
от 21 января 2009 г. с ЗАО «Гидроэнергоремонт» .

«Средний ремонт – это ремонт, выполненный для восстановления исправности и частичного ресурса изделия, с заменой или восстановлением составных частей ограниченной номенклатуры и контролем технического состояния составных частей, выполняемый в объеме, установленном нормативной документацией».
В соответствии с ведомостью выполненных работ в период среднего ремонта по типовой номенклатуре с реконструкцией АСУ ТП ГА 2 СШГЭС выполнены следующие работы:
ремонт аварийно ремонтного затвора;
ремонт проточной части;
ремонт рабочего колеса;
ремонт направляющего аппарата;
ремонт турбинного подшипника;
ремонт системы технического водоснабжения (ТВС);
ремонт генераторного подшипника;
ремонт подпятника;
ремонт системы торможения;
ремонт системы охлаждения;
ремонт системы регулирования;
демонтаж колонки ЭГР-10-7-2И и механизма обратной связи;
монтаж колонки ЭГР-РО-6-1 (ПР ГА 040505.01).
"средний" Ремонт выполнен с окончательной оценкой – «Хорошо», 
и в соответствии с требованиям НТД за 1409 календарных часов при плане 1488 календарных часа 

В ходе среднего ремонта ГА-2 фирмой ОАО «Промавтоматика» были выполнены работы по демонтажу колонки ЭГР-10-7-2И и механизма обратной связи и монтажу колонки ЭГР-РО-6-1 (ПР ГА 040505.01).
Пункт 9 Приложения 1 к техническим требованиям на поставку 
и замену гидромеханической части электрогидравлического регулятора частоты вращения турбины описывает особенности работы в аварийных ситуациях.
Однако режим закрытия направляющего аппарата в алгоритме работы электрогидравлического регулятора частоты вращения турбины при потере электропитания предусмотрен не был.
В опытную эксплуатацию электрогидравлическая колонка управления ЭГК РО-6-1 ГА 2 СШГЭС после монтажа принята (Акт приемки от 16.03.2009 г.) Комиссия приняла решение:
- ввести в опытную эксплуатацию электрогидравлическую колонку управления ЭГК-РО-6-1 ГА 2 СШГЭС на период с 16.03.2009 г. по 16.09.2009 г.

по этому вопросу Vovjen на форуме пишет 26.08.2009, 17:16 #2: "Вы хоть понимаете что эти "молодцы" натворили на 2ГА?
Они разорвали мех. связь ведущего гидропривода с гидроприводами лопаток НА в контуре управления и заменили их на электрические, установив на каждом гидроприводе электро/гидро преобразователь и заведя всё это хозяйство в ОМРОН! Каким образом они думали (если думали вообще) гарантировать СИНХРОННОСТЬ работы лопаток? Датчиками? Контроллером? Они заменили один надёжный элемент (трос) на туеву хучу электронных элементов. Повысили надёжность системы?
...
Просто в качестве примера. Давайте на вашей машине модернизируем рулевое управление. Уберём рулевую рейку (аналог тросов) и установим на каждом колесе по гидроцилиндру. Потом установим на руле датчик абсолютного положения, заведём его в контроллер от стиральной машины и замкнём контур управления на гидроцилиндры. Погоняем на перегонки? Что? Слабо? А я бы этим "деятелям" выдал бы по такой "новейшей модели" и спустил бы с горного серпантина, пущай полетают.
"

(стр.71 техакта) На гидроагрегатах ГА №№ 1, 3, 4, 7, 8, 9, 10 регулирование положения направляющего аппарата производится с использованием колонки типа ЭГР-2И-10-7. Закрытие направляющего аппарата золотником аварийного закрытия (КАЗ) происходит от действия технологических защит, при неисправности электрогидравлического регулятора (далее – ЭГР), обрыве связи от промежуточного сервомотора. Дополнительно при обрыве троса обратной связи направляющий аппарат закрывается также при помощи груза, расположенного непосредственно в колонке регулирования. В случае затопления машинного зала и исчезновения напряжения в цепях защит, сигнализации и цепях управления алгоритм закрытия направляющего аппарата не действует.
На гидроагрегатах ГА №№ 2, 5, 6 регулирование положения направляющего аппарата производится с использованием колонки типа ЭГК-РО-6-1, установленных в 2009 году. Закрытие направляющего аппарата золотником аварийного закрытия (КАЗ) происходит от действия технологических защит, при неисправности электрогидравлического регулятора (далее – ЭГР), обрыве связи от промежуточного сервомотора. 
Таким образом, независимо от типа установленных колонок регулирования, отсутствует алгоритм, обеспечивающий аварийное закрытие направляющего аппарата в случае потери электропитания.
Закрытие направляющего аппарата ГА-5 произошло после получения сигнала о неисправности ЭГР и сохранения напряжения в цепях управления.

Просмотров: 1121 | Добавил: safety

Форма входа

Календарь

«  Октябрь 2009  »
ПнВтСрЧтПтСбВс
   1234
567891011
12131415161718
19202122232425
262728293031

Поиск

Друзья сайта

Статистика


Онлайн всего: 2
Гостей: 2
Пользователей: 0