Анализ Опасностей и Оценка техногенного Риска

Наш опрос

Опыт крупных промышленных аварии в РФ (СШГЭС-09, Распадская-10, Кольская-11, Воркутинская-13)
Всего ответов: 280

читальный Дневник

Главная » 2009 » Октябрь » 6 » (продолжение п.9-16) Читаем Акт Ростехнадзора от 03.10.2009 техрасследования причин аварии на СШГЭС
(продолжение п.9-16) Читаем Акт Ростехнадзора от 03.10.2009 техрасследования причин аварии на СШГЭС
15:27
9. Как наблюдался ГА2 (стр. 49-50 ТехАкта): Последние вибрационные испытания гидроагрегата № 2 были произведены 12-16 марта 2009г. после окончания среднего ремонта. 
Измерения проводились измерительным комплексом «MIC-200» и вибродатчиками В&К специалистами «Саяно-Шушенской ГЭС».

Испытания проводились в соответствии с СТО 17330282.27.140.001-2006 «Методики оценки технического состояния основного оборудования гидроэлектростанций» на режимах холостого хода и при нагрузке 104 и 601 МВт, при частоте вращения ротора гидроагрегата 142,8 об/мин, при напоре 190,98 м. Вибрация конструктивных элементов гидроагрегата и биение вала при испытаниях в стационарных нагрузочных режимах не выходила за значения разрешенных к эксплуатации уровней и оценивалась как удовлетворительная: размах горизонтальной вибрации корпуса турбинного подшипника на оборотной частоте был близок к максимально допустимым значениям, при которых длительная работа гидроагрегата не допускается

10. Как регулировался ГА2 (стр.50-54 техАкта): В соответствии с п.3.3.8 правил ПТЭЭСиСРФ «Гидроэлектростанции мощностью свыше 30 МВт и с количеством агрегатов более трех должны быть оснащены системами группового регулирования активной мощности (ГРАМ) с возможностью использования их для вторичного автоматического регулирования режима энергосистем по частоте и перетокам мощности (АРЧМ)».
Техническое задание к ГРАМ было согласовано ОДУ Сибири 05.08.2003 года и утверждено главным инженером 
СШГЭС Стафиевским В.А. 14.08.2003 года, генеральным директором ООО «ПромАвтоматика» Ларионовым А.А. 25.08.2003 года.
В соответствии с п.4.5.1. технического задания, ГРАРМ должен был обеспечивать вычисление величин имеющихся регулировочных диапазонов на загрузку и разгрузку для подключенных к ГРАРМ агрегатов.
П.4.4.5. технического задания предусматривал учет особенности работы гидроагрегатов СШГЭС в соответствии с приложением 
№3 «Регулировочные диапазоны работы N-ГА при работе в 3-4 зоне». 
В приложении №1 технического задания приведены характерные зоны работы гидроагрегатов СШГЭС. В зоне 3 эксплуатация рекомендуется, в зоне 4 эксплуатация разрешается, что совпадает с рекомендованной зоной эксплуатационной характеристикой гидротурбины РО-230/833-В-677 завода-изготовителя.
П.4.5.7. технического задания предусматривал очередность ввода 
в генераторный режим (в автоматическом и полуавтоматическом режимах) для агрегатов, находящихся в резерве.
Технические требования к системе ГРАМ ГЭС были сформулированы в Общих технических требованиях к системе ГРАМ гидроэлектростанций, утвержденных Департаментом научно-технической политики и развития ОАО РАО «ЕЭС России» 15 апреля 2004 года СО 34.35.524-2004.
П.2.2 предусматривает, что распределение нагрузки между гидроагрегатами, работающими на групповом регулировании должно производиться с учетом индивидуальных ограничений по максимальной мощности и зон нежелательной работы по одному из следующих способов:
- равенству мощностей или открытий направляющих аппаратов 
при идентичности энергетических характеристик гидроагрегатов;
- по минимуму суммарных потерь при различных энергетических характеристиках гидроагрегатов».
П.2.3. допускал, что при наличии зоны нежелательной работы внутри рабочего диапазона нагрузок должна быть предусмотрена возможность автоматического перевода необходимого количества гидроагрегатов из верхней зоны в нижнюю при снижении нагрузки ГЭС и обратного перевода из нижней зоны в верхнюю при увеличении нагрузки ГЭС.
В соответствии с вышеизложенным были подготовлены «Технические требования на модернизацию группового регулятора активной и реактивной мощности гидроагрегатов СШГЭС.
П 3.4 предусматривал, что корректировку алгоритмов ГРАРМ следует выполнять в соответствии с руководящими документами в частности СО 34.35.524-2004 Общих технических требованиях к системе ГРАМ гидроэлектростанций.
23.10.2006 была введена в опытную эксплуатацию подсистема группового регулирования активной мощности регулятора ГРАРМ 
(Акт предписывал ввести в опытную эксплуатацию подсистему регулирования активной мощности регулятора ГРАРМ на период с 23.10.2006 по 23.10.2007).
25.03.2008 года была введена в опытную эксплуатацию подсистема  ГРАРМ . Акт приемки указывал на устранение замечаний выявленных в ходе испытания подсистемы ГРНРМ регулятора ГРАРМ СШГЭС и предписывал ввести в опытную эксплуатацию подсистему регулирования напряжения и реактивной мощности регулятора ГРАРМ на период с 05.05.2008 по 05.05.2009.
21.07.2008 года была введена в промышленную эксплуатацию подсистема ГРАРМ  
21.07.2009 года была введена в промышленную эксплуатацию подсистема ГРАРМ.
В соответствии с требованиями п. 3.3.9 ПТЭЭСиСРФ установлено, что «условия, разрешающие пуск агрегата, его нормальный и аварийный останов и внеплановое изменение нагрузки, должны быть изложены в местных инструкциях, утвержденных техническим руководителем гидроэлектростанции и находящихся на рабочих местах оперативного персонала. Значение всех параметров, определяющих условия пуска гидроагрегата и режим его работы, должны быть установлены на основании данных заводов-изготовителей и специальных натуральных испытаний». 
Алгоритм воздействия на гидроагрегат ГРАРМ при получении команд от АРЧМ не согласовывался с заводом-изготовителем гидротурбин (письмо ОАО «Силовые машины» №7/03-192 от 14.09.2009).

Принятая в промышленную эксплуатацию подсистема допускала нахождение гидроагрегатов в зоне 1 (разрешенной к работе) и переходу через зону 2 (не рекомендованную к работе). При этом количество переходов не регламентировалось и не ограничивалось. Время нахождения в не рекомендованной зоне и скорости ее прохождения были установлены без согласования с заводом-изготовителем.

11. работа СШГЭС в остатках связей бывшей ЕЭС СССР (стр.55-64 техАкта):

По состоянию на 00 час. 00 мин. (время МСК) 16.08.09 (согласно данным ОАО «Системный оператор ЕЭС»): (ОАО «СО ЕЭС»)
-Работа станций ОЭС Сибири осуществляется по плановому диспетчерскому графику;
-Братская ГЭС подключена на управление от центральной станции автоматики регулирования частоты и мощности (далее - ЦС АРЧМ) ОДУ Сибири (г. Кемерово) в соответствии с уставками, задаваемыми диспетчером главного диспетчерского центра ОАО «СО ЕЭС» 
(г. Москва) зависимости от необходимой доли участи ОЭС Сибири во вторичном регулировании частоты в ЕЭС России с учетом перетоков мощности на связях ЕЭС Казахстана с Европейской частью ЕЭС России;
-Саяно-Шушенская ГЭС работала по плановому диспетчерскому графику (не под управлением ЦС АРЧМ ОДУ Сибири по причине необходимости обеспечения планового суточного попуска воды через гидроузел). 
16.08.2009 г. в 20 час 20 мин. (мск) на рабочем месте сменного персонала ССДТУ Братской гидроэлектростанции (БГЭС) сработала пожарная сигнализация цифрового линейного аппарата зала (ЦЛАЗ) ООО «Иркутскэнергосвязь», размещенного в арендуемом у БГЭС помещении
На центральном пульте управления (ЦПУ) БГЭС сработала сигнализация о неисправности каналов связи, отключились каналы автоматического регулирования частоты и перетоков мощности (АЧРМ), электронно-вычислительных машин (ЭВМ), пропала голосовая связь с дежурным диспетчером (ДД) оперативно - диспетчерского управления (ОДУ), ДД ОАО «Иркутскэнерго» и дежурным диспетчером ООО «Иркутсэнергосвязь».
16.08.2009 г. в 20 час. 21 мин. (мск.) о пожаре было сообщено оператору пожарной команды по охране БГЭС ООО «Пожарная охрана Иркутскэнерго» (далее – ПК).
В период с 20 час. 23 мин. (мск.) по 20 час 31 мин. 16.08.2009 г. 
в результате пожара поочередно произошел выход из строя оптических линков между БГЭС - ПС «Покосное», БГЭС - ПС «Тулун», повреждено оборудование основных и резервных каналов связи, устройств АРЧМ БГЭС, устройств телемеханики, прямых голосовых каналов с ОДУ «Сибири» и Иркутским РДУ.
В 20 час. 31 мин. (время мск) 16.08.09 диспетчером ОДУ Сибири отдана команда начальнику смены станции (далее – НСС) Саяно-Шушенской ГЭС на перевод ГРАРМ в режим автоматического регулирования от ЦС АРЧМ ОДУ Сибири. До 04-12 (время мск) 17.08.09 Саяно-Шушенская ГЭС работала в режиме управления от ЦС АРЧМ ОДУ Сибири.
16.08.2009 г. в 20 час.50 мин. возгорание было локализовано.
17.08.2009 г. в 10 час.03 мин. аварийный режим был ликвидирован, связь восстановлена.
В период аварийного режима на устройствах связи и телемеханики, недоотпуска электрической энергии БГЭС не было.
В соответствии с инструкцией по эксплуатации централизованной системы автоматического регулирования частоты и перетоков мощности энергообъединения Сибири (ЦС АРЧМ ОДУ Сибири) 
№ 3.22.011-200.21/10.2007, утвержденной 26.10.2007 г. СО-ЕЭС «ОДУ Сибири» п. 1.3 к ЦС АРЧМ ОЭС Сибири могут быть подключены,
в качестве регулирующих, Братская, Усть-Илимская и Саяно-Шушенская, как станции, оснащенные микропроцессорной системой ГРАРМ со встроенными задатчиками внеплановой мощности (ЗВМ). 

По данным оперативного журнала БГЭС связь по сотовому телефону была восстановлена с дежурным диспетчером ОДУ 16.08.2008 г. 
в 21час. 00 мин. Таким образом, отсутствие управления БГЭС со стороны ОДУ Сибири составило 40 мин.
Диспетчерские команды на изменение активной нагрузки в период 
с 21 час .00 мин. (время МСК) 16.08.09 по 04 час. 23 мин. (время мск) 17.08.09 на Братской ГЭС приведены в таблице 4.4.1, в период 
с 20 час. 00 мин. (время мск) 16.08.09 по 04-23 (время мск) 17.08.09 на Саяно-Шушенской ГЭС в таблице 4.4.2.
В период с 20 час. 21 мин. (время МСК) 16.08.09 по 20 час. 55 мин. (время МСК) 16.08.09 (при отсутствии связи с Братской ГЭС):
- диспетчерский персонал ОАО «СО ЕЭС» в части управления электроэнергетическим режимом рабаты ОЭС Сибири контролировал перетоки мощности в контролируемых сечениях с учетом работы 
Саяно-Шушенской ГЭС под управлением от ЦС АРЧМ.
16.08.2009 в 23 часа 14 мин. ГА-2 – был выведен из резерва
по решению оперативного персонала станции и введен в работу 
с регулируемой нагрузкой по заданию филиала ОАО «СО ЕЭС» - ОДУ «Сибири» под автоматическим управлением регулирования мощности АРЧМ - ГРАРМ в качестве приоритетного при исчерпании диапазонов регулирования мощности
16.08.2009 в 23 часа 31 мин. ГА-10 СШГЭС был выведен из резерва 
и введен в работу, под управление ГРАРМ не вводился.
17.08.2009 в работе находились девять гидроагрегатов (станционные номера 1, 2, 3, 4, 5, 7, 8, 9 и 10), гидроагрегат ГА-6 выведен в ремонт, ГА-1, 2, 4, 5, 7 и 9 находились под автоматическим управлением регулирования мощности АРЧМ-ГРАРМ, ГА-3, 8 и 10 работали на индивидуальном управлении (в базе).

 Амплитуда вибрации подшипника крышки турбины ГА-2 с 08 час. 00 мин. до 08 час. 13 мин. увеличилась на 240 мкм (с 600 до 840мкм при максимальном значении до 160мкм), давление в отсасывающей трубе с 1,0 до 1,2 кГс/см2, давление под крышкой с 3,4 до 3,5 кГс/см2 все это происходило на фоне снижения мощности с 600МВт до 475МВт (регулировался ГРАРМ без оглядки на вибрации).

Участие ГА 2 в регулировании мощности и частоты (стр.71-72 техАкта):
17.08.2009 напор станции составлял 212 метров. По эксплуатационной характеристике диапазон регулирования в зоне 1 был от 0 до 265 МВт, а в зоне 3 от 570 до 640 МВт и имел величину 70 МВт. Зона 2, где эксплуатация не рекомендуется, имела границы от 265 МВт до 570 МВт и составляла 305 МВт. Таким образом, регулировочный диапазон агрегатов, находящихся в 3 зоне, при напоре 212 метров значительно меньше регулировочного диапазона в 1 зоне.
При напорах выше 197 метров незначительные изменения как плановой, так и внеплановой мощности приводят к необходимости перевода агрегатов через зону не рекомендуемой работы. Заводом-изготовителем турбины не установлены критерии и ограничения по прохождению через зону 
не рекомендуемой работы.
ГА-2 находился под управлением группового регулятора активной 
и реактивной мощности (ГРАРМ) и был определен персоналом станции приоритетным при исчерпании диапазонов регулирования.

Согласно графикам изменения плановой и внеплановой мощности плановая мощность станции в день до аварии изменялась 12 раз. В день аварии она уменьшалась в период с 00:00 до 2:30 с 4415 МВт до 2800 МВт, а с 4:12 до 7:05 преимущественно увеличивалась до 4100 МВт. Такое изменение плановой мощности привело к последовательному переходу ГА-2 шесть раз через зону не рекомендованнной работы, с момента включения 
в работу (23 час. 14 мин. 16.08.09). 

В общей сложности с момента выхода из ремонта гидроагрегат 
№2 находился в указанной зоне 210 раз, отработав в общей сложности 2520 секунд
.

12.Особенности конструкции гидротурбин РО230/833-В-677 на ГА2

Вертикальная радиально-осевая гидравлическая турбина 
РО230/833-В-677 гидроагрегата (далее ГА) № 2 изготовлена ПО «ЛМЗ» в соответствии с ТУ108-651-77, внесенными в реестр государственной регистрации за № 1656207 от 23.02.1977, и запущена в штатную эксплуатацию в 1979 году.
Согласно выполненному в июне 1988 года техническому отчету «Натурные испытания турбин Саяно-Шушенской ГЭС со штатными рабочими колесами» № 1008, том 1, утвержденному главным инженером производственного объединения турбостроения «Ленинградский Металлический завод» В.К.Глухих, были определены заводские эксплуатационные характеристики гидроагрегата с указанием не рекомендуемых зон работы гидроагрегата.

Рис.4.5.1. Эксплутационная характеристика гидроагрегата с турбиной Р0230/833-В-677

«Для постоянной эксплуатации турбин рекомендуется диапазон мощностей, соответствующих зоне III, в которой КПД турбин имеет максимальное значение, пульсации давления в проточной части минимальны, вибрационное состояние турбин оценивается как хорошее. Разрешается работа турбин в зоне I, в которой уровень динамических характеристик является допустимым, но уровень КПД турбин низкий. Работа турбин в зоне II не рекомендуется, а в зоне IV (за линией ограничения мощности) – не допускается. При работе в зоне II работа турбины сопровождается сильными гидравлическими ударами в проточной части и значительными шумами, уровень динамических характеристик остается недопустимым».
Согласно натурным исследованиям завода-изготовителя «зона II – Под РК (рабочим колесом) имеет место мощный центральный жгут с частотой вращения 0,4 - 0,8 Гц. Эта частота является определяющей частотой вертикальных вибраций корпуса ТП (турбинного подшипника), осевого усилия и пульсаций давления во всех точках проточного тракта турбины (кроме пульсаций под крышкой турбины, где наряду со жгутовой частотой, определяющими являются также частоты 4,76 и 200 - 300 Гц). Определяющей частотой радиальных вибраций корпуса ТП и биения вала является оборотная частота.
Работа турбины сопровождается сильными гидравлическими ударами в проточной части и значительными шумами.
Размахи пульсаций давления в спиральной камере и отсасывающей трубе достигают 15- 22 м водяного столба, а под крышкой турбины – 36 м водяного столба вертикальных вибраций ТП-230 мкм, колебания мощности генератора 18-20 МВт, пульсаций осевого усилия - 150 тс. Несколько возрастают (до 100-120 мкм) радиальные вибрации ТП и биение вала (до 0,6-0,7 мм). Воздух с шумом засасывается под РК через штатный клапан на торце вала. Но его влияния на амплитудные и частотные характеристики динамических процессов при испытаниях до напора 190 м не замечено. Испытания при напоре 194 м показали, что при впуске воздуха под РК исчезают гидравлические удары в проточной части, уменьшается шум, а уровень динамических процессов, хотя несколько снижается, но остается недопустимо высоким».

13. ЧТО происходило на ГА2
16.08.2009 в 23 часа 14 минут ГА-2 – был выведен из резерва (вид оперативного состояния оборудования, означающего полную готовность к вводу в работу и принятию нагрузки) по решению оперативного персонала станции и введен в работу с регулируемой нагрузкой по заданию филиала ОАО «Системный оператор единой энергетической системы» - ОДУ «Сибири» и был назначен персоналом станции приоритетным для изменения нагрузки при исчерпании диапазонов регулирования мощности
Изменение мощности включенного в регулирование гидроагрегата №2 осуществлялось автоматически под воздействием регулятора ГРАРМ в соответствии с командами АРЧМ. 
На СШ ГЭС установлены гидроагрегаты с турбиной РО-230/833-В-677. Срок службы гидротурбин, установленный заводом- изготовителем – 30 лет. На момент аварии срок эксплуатации гидротурбины составлял 29 лет 10 мес. Данная гидротурбина имеет узкий регулировочный диапазон при напорах выше расчетных в зоне высоких КПД. При выходе из регулировочного диапазона гидроагрегат попадает в не рекомендованную для эксплуатации зону. Работа в данной зоне сопровождается переходными гидродинамическими процессами, пульсациями давления в проточном тракте и повышенной вибрацией гидроагрегата. Ограничения по работе турбины в не рекомендованной зоне эксплуатации заводом-изготовителем не установлены.
В техническом задании на разработку ГРАМ не были сформулированы критерии, определяющие приоритеты работы гидроагрегата при групповом регулировании мощности, индивидуальное ограничение по мощности и зонам не рекомендованным к работе, не учитывались особенности режимов работы и конструкции гидроагрегатов. Не были установлены критерии выбора приоритетного агрегата и сроки сохранения приоритета. Алгоритм воздействия ГРАРМ на гидроагрегат в ходе автоматического регулирования мощности и частоты не согласовывался с заводом- изготовителем гидротурбины. 
Вследствие многократного возникновения дополнительных нагрузок переменного характера на гидроагрегат, связанных с переходами через не рекомендованную зону, образовались и развились усталостные повреждения узлов крепления гидроагрегата, в том числе крышки турбины. Вызванные динамическими нагрузками разрушения шпилек привели к срыву крышки турбины и разгерметизации водоподводящего тракта гидроагрегата.
Кроме разрушенных, обнаружены шпильки, на которых отсутствуют следы срыва гаек. Это свидетельствует о том, что на момент аварии гайки на шпильках отсутствовали.

Не были выполнены указания п.15 Акта «Приемки в эксплуатацию законченного строительством Саяно-Шушенского гидроэнергетического комплекса на реке Енисей» от 2000 года о замене рабочих колес гидроагрегатов. Руководством ОАО «РусГидро» не были реализованы мероприятия, связанные с повышенным износом оборудования, для обеспечения диапазона автоматического регулирования, несмотря на наличие приказа РАО ЕЭС № 524 от 18.09.2002года.
Нормативы по контролю состояния и сроку службы узлов крепления, обеспечивающих герметичность гидротурбины, в документах завода-изготовителя и в эксплуатационных документах СШГЭС отсутствуют
В ходе регламентных работ на СШГЭС контроль осуществлялся визуальным способом, не применялись методы неразрушающего дефектоскопического контроля в сроки обеспечивающие безопасную эксплуатацию оборудования (гидроагрегата).
Реализация Стратегии ОАО РАО «ЕЭС России» на 2003 – 2008 гг. предусматривала, что после 1 января 2005 года ремонтные услуги будут осуществляться не только собственным персоналом но и дочерними структурами генерирующих и сетевых компаний. Вывод ремонтного персонала из штатного расписания ГЭС в дочерние структуры и сложившийся характер договорных отношений, не сопровождался внесением в договора (ремонта и обслуживания) требований о регулярном контроле технического состояния оборудования
Система непрерывного виброконтроля, установленного 
на гидроагрегате № 2 в 2009 г. не была введена в эксплуатацию и не учитывалась оперативным персоналом и руководством станции при принятии решений
.
В период с 21.04.2009 по 17.08.2009 наблюдался рост показаний вибрации турбинного подшипника гидроагрегата № 2, примерно в 4 раза. 
Задания по изменению нагрузки ОАО «СО ЕЭС» - ОДУ «Сибирь» путем автоматического управления регулирования мощности АРЧМ - ГРАРМ не учитывали специфику, срок службы и фактическое состояние установленного гидроэнергетического оборудования.

Сведения об обмене информацией между СШГЭС и ОДУ «Сибири» 
по вопросу установления ограничения на выдачу команд АРЧМ - ГРАРМ отсутствуют.
Развитие аварии с гибелью большого количества людей и разрушением технических устройств, эксплуатируемых на СШГЭС, явилось следствием несоответствия комплекса защитных мер в отношении оборудования и персонала СШГЭС видам опасности, в частности:
- отсутствие резервного источника питания и ключа управления 
на главном щите ЦПУ приводов сброса аварийно-ремонтных затворов напорных водоводов;
- отсутствие в алгоритме работ гидромеханической колонки регулятора режима закрытия направляющего аппарата при потере электроснабжения;
- применения оборудования и линий питания, связи, управления, контроля и защиты не во влагопылезащищенном исполнении.
- отсутствие в помещениях с постоянным либо временным расположением персонала, эвакуационных выходов на отметку, 
не подвергаемую затоплению;
- отсутствие в помещениях с постоянным либо временным расположением персонала необходимых средств индивидуальной защиты.

14. Замена "совковых" норм на инновационные стандарты (стр.67-68 техАкта). Комиссия обращает внимание на то, что переход ОАО «ГидроОГК» (ОАО «Русгидро») на Стандарты, разработанные РАО «ЕЭС России» не обеспечил на должном уровне безопасную эксплуатацию ГЭС
Совместным приказом ОАО «ГидроОГК» и ОАО «УК ГидроОГК» от 06.09.2006 № 141/3562 введен Стандарт РАО ЕЭС России «Методики оценки технического основного оборудования гидроэлектростанций» и отменен ряд нормативных документов, действующих ранее и обеспечивающих безопасность работы ГЭС
Вместе с тем Стандарт РАО «ЕЭС России» - «Методики оценки технического состояния основного оборудования гидроэлектростанций» не предусматривал все необходимые требования для стабильной и безопасной работы оборудования на ГЭС.  
Совместным приказом ОАО «УК ГидроОГК» и ОАО «РусГидро» от 24.11.2008 № 752/1п-213 «О присоединении к стандартам организации ОАО РАО «ЕЭС России»  установлено, что стандарты организации ОАО РАО «ЕЭС России» применяются ОАО «РусГидро» и Управляемыми обществами в качестве локальных нормативных документов (актов) с 01.01.2009. Указанным приказом поручено обеспечить приведение в соответствие со Стандартами нормативно-технической документации и должностных инструкций соответствующих категорий ОАО «РусГидро», управляемых обществ.

15. КАК обслуживался ГА2 по новым обрезанным нормам (стр.74-76 техАкта)

Организация контроля и оценки технического состояния оборудования осуществляется согласно СТО 17330282.27.140.001-2006 «Методики оценки технического состояния основного оборудования гидроэлектростанций».
Согласно этой «Методики ..» в разделе 8.5 «Крышка гидротурбины» п.8.5.3 сказано: «при постоянном контроле состояния крышки гидротурбины во время работы гидроагрегата фиксируют визуально и измеряют при помощи штатных и переносных измерительных средств состояние крепежа, закладных и крепежных элементов».
По результатам комплексных исследований элементов крепления крышки турбины, проведенных ОАО НПО «ЦНИИТМАШ»:
- обнаружены многочисленные дефекты в виде усталостных трещин на поверхности резьбовых канавок шпилек. Обнаруженные трещиноподобные дефекты характеризуются как недопустимые, поскольку являются очагами развития разрушения шпилек, снижают прочность и несущую способность этих деталей, а также, конструкции разъемного соединения в целом.
Вместе с тем, Инструкция по эксплуатации гидрооборудования СШГЭС (утв. 18.05.2009 г.) предусматривает постоянный контроль технического состояния оборудования оперативно-ремонтным персоналом. Данный контроль не был организован должным образом.
Инструкцией-2009 по эксплуатации гидроагрегатов Саяно-Шушенской ГЭС, требования по контролю вибрации регламентированы п. 2.3.5. «Гидроагрегат должен быть разгружен или остановлен в срок, определяемый главным инженером гидроэлектростанции» при внезапном увеличении вибрации крышки турбины и верхней крестовины агрегата более 0,16 мм, боя вала более 0,5 мм, вал надставки более 0,55 мм»
По результатам вибрационных испытаний гидроагрегата 
№ 2 от 12-16.03.2009 г., приведенных на страницах 41, следует, 
что агрегат эксплуатировался длительное время при размахе горизонтальной вибрации близкой к предельной, согласно п.3.3.12 ПТЭЭС и СРФ.
По данным анализа архивов АСУ ТП, проведенного в период 
с 21.04.2009 до 17.08.2009 наблюдался относительный рост вибрации турбинного подшипника ГА-2 примерно в 4 раза
, что отражено графически.


В этой ситуации с целью обеспечения безопасной эксплуатации главный инженер СШГЭС (находившийся на станции с 06.35 17.08.2009 г.) должен был принять решение об остановке ГА-2 и исследовании причин вибрации. Вместо этого ГА-2 оставался приоритетным в ГРАРМ при регулировании мощности.
Система постоянного контроля вибрации, уставленная на гидроагрегате №2, выполняла информационную задачу для эксплуатационного персонала, не имела блока спектрального анализа вибрации и быстродействующей буферной памяти для сохранения параметров вибрации при ненормальных режимах работы.

16. Как отрывались Шпильки крышки турбины (стр 77-80 техАкта)
«Техническим описанием и инструкцией по эксплуатации» 
№ 22440000ТО завода-изготовителя от 1977 года, «Инструкцией 
по эксплуатации гидроагрегатов Саяно-Шушенской ГЭС», от 18.05.2009, а также «Технологической картой разборки (сборки) гидроагрегата» № 03-16-01(а), разработанной на СШГЭС 
и утв.12.07.1994, нормативы по контролю состояния и срокам службы узлов крепления, обеспечивающих герметичность гидротурбины, не определены и проведение неразрушающего контроля состояния шпилек крепления крышки турбины не предусматривалось.
Авария на гидроагрегате № 2 (разрушение конкретного технического устройства) произошла в момент срыва крышки турбины вследствие излома шпилек крепления крышки.

В результате визуального осмотра 49 шпилек крепления крышки турбины гидроагрегата № 2 в изломах шпилек выделены две зоны: зона усталостного излома и зона долома (письмо 23.09.2009 г. № 04/23/- 2561 ВС ОАО НПО «ЦНИИТМАШ»):
41 шпилька разрушилась по резьбе при площадях усталостного излома: 
-от 5 до 10% от общей площади сечения шпильки на 5 шпильках; 
-от 20 до 30% от общей площади сечения шпильки на 3 шпильках; 
-от 35 до 40% от общей площади сечения шпильки на 8 шпильках; 
-от 50 до 55% от общей площади сечения шпильки на 6 шпильках; 
-от 60 до 65% от общей площади сечения шпильки на 4 шпильках; 
- 70 % от общей площади сечения шпильки на 3 шпильках; 
-от 80 до 85% от общей площади сечения шпильки на 3 шпильках; 
-от 90 до 95% от общей площади сечения шпильки на 6 шпильках; 
-от 97 до 98% от общей площади сечения шпильки на 2 шпильках.

Среднее состояние площадей усталостного излома шпилек 64,9%

Две шпильки разрушились без признаков усталостного разрушения по механизму статического отрыва
Остальные 6 шпилек имеют полную длину, резьба не сорвана, что может свидетельствовать об отсутствии на них гаек в момент срыва турбины. Длина не разрушенной шпильки составляет 245 мм и соответствует заданной по чертежу.

По результатам лабораторных исследований ОАО НПО «ЦНИИТМАШ» сделаны следующие выводы:
- по результатам капиллярной дефектоскопии обнаружены протяженные несплошности в виде трещин на витках резьбы. Обнаруженные дефекты являются недопустимыми.
- по результатам ультразвуковой дефектоскопии обнаружены недопустимые дефекты на витках резьбы шпилек (дефектов в металле шпилек вне резьбовой зоны не выявлено);
- результаты исследования химического состава образцов показали соответствие металла исследуемых шпилек стали 35 по ГОСТ 1050-88 и соответствуют требованиям ТУ 0300.056 "Сталь конструкционная сортовая термически обработанная";
- по результатам механических испытаний металл шпилек соответствует требованиям технических условий 0300.056 "Сталь конструкционная сортовая термически обработанная";
- микроструктура металла шпилек - феррит и пластинчатый перлит. Структурная полосчатость выражена слабо; основными видами неметаллических включений в металле являются деформированные сульфиды марганца, имеется незначительное содержание силикатов марганца, оксидов сложного состава и нитридов титана; микроструктура металла шпилек признаков браковки не имеет;
- макрорельеф поверхности излома шпилек является характерным для области развития усталостной трещины. Зарождение усталостной трещины (многоочаговое) происходило от внешнего концентратора - кольцевой резьбовой канавки. На поверхности усталостного разрушения выделяется ряд макрообластей, границы которых идентифицируются как следы продвижения фронта усталостной трещины.

Основные результаты экспертизы и выводы:
1. Химический состав металла шпилек соответствует стали 35 
по ГОСТ 1050-88 и требованиям ТУ 0300.056 "Сталь конструкционная сортовая термически обработанная". Микроструктура металла шпилек характерна для углеродистой стали с содержанием углерода 0,3 - 0,4% и браковочных признаков не имеет.
2. Механические свойства металла шпилек соответствуют требованиям технических условий 0300.056 "Сталь конструкционная сортовая термически обработанная".
3. По результатам неразрушающего контроля обнаружены многочисленные дефекты в виде усталостных трещин на поверхности резьбовых канавок шпилек. Обнаруженные трещиноподобные дефекты характеризуются как недопустимые, поскольку являются очагами развития разрушения шпилек, ограничивают прочность и несущую способность этих деталей, а также конструкции разъемного соединения в целом.
4. По результатам комплексных исследований основной причиной разрушения шпилек является развитие усталостных трещин, зарождение которых происходило с внутренней поверхности резьбовой канавки. Размер области развития усталостных трещин до момента статического долома для исследованных шпилек изменяется в широком диапазоне вплоть до 95% от общей площади поверхности разрушения, т.е. практически до полной потери несущей способности шпилек.
Одним из факторов, способствующих развитию дефекта в шпильках крепления крышки турбины на ГА-2, является значительное количество переходных режимов работы гидроагрегата в не рекомендуемых для эксплуатации зонах с повышенными динамическими характеристиками (вибрациями), в зависимости от мощности при участии гидроэлектростанции (и гидроагрегатов) в системном регулировании активной мощности и частоты. Установленный заводом-изготовителем срок службы крепежа (шпилек) совпадает со сроком службы самого оборудования (30 лет) До окончания этого срока оставалось 2 месяца.

Просмотров: 1373 | Добавил: safety

Форма входа

Календарь

«  Октябрь 2009  »
ПнВтСрЧтПтСбВс
   1234
567891011
12131415161718
19202122232425
262728293031

Поиск

Друзья сайта

Статистика


Онлайн всего: 1
Гостей: 1
Пользователей: 0