Обмен информацией и анализ чужого опыта играют ключевую роль при обеспечении безопасной и надежной эксплуатации АЭС. Оборудование машинного зала не является здесь исключением. Поэтому с таким интересом был выслушан доклад о событиях, произошедших на зарубежных АЭС в 2017 году, с которым выступил на Конференции начальников турбинных цехов советник Московского центра ВАО АЭС Михаил ИСАЕВ
Начиная свой доклад, советник ВАО АЭС Михаил Исаев отметил, что всего в 2017 году по линии ВАО АЭС зафиксировано более трех тысяч сообщений о событиях на атомных станциях, из них 287 событий, то есть около 7 %, произошло на атомных станциях Московского центра. Традиционно при расследовании коренных причин событий большое внимание уделялось «человеческому фактору».
АЭС «Брюс», Канада. Повреждение бандажа лопаток ротора низкого давления турбины (энергоблок PHWR мощностью 872 МВт). В 2006 году выполнен перевод ротора низкого давления на моноблочную конструкцию, которая восприимчива к колебаниям, вызванным трением, при работе с малой нагрузкой.
26 мая 2017 года при осмотре выведенной в капитальный ремонт турбины (1 цилиндр высокого давления (ЦВД) + 3 цилиндра низкого давления (ЦНД)) были обнаружены повреждения на сегментах бандажа ЦНД-3 первой ступени со стороны генератора. Эти повреждения могли привести к останову турбины, серьезным повреждениям и длительному простою энергоблока. Причиной повреждения признано проведение испытаний системы защиты турбины от превышения частоты вращения (разгонные испытания автомата безопасности) перед выводом в ремонт в 2011 году. Перед этими испытаниями уровень вибрации был ниже уставки останова, однако при разгонных испытаниях вибрация достигла значения останова турбины.
Анализ показал, что локальный нагрев и возникшие напряжения привели к задеванию бандажа со стационарными уплотнениями, что привело к повышенному износу, локальному оплавлению и снижению толщины стенки.
Причины события – недостатки процедуры проведения испытаний с превышением скорости вращения при наличии повышенной вибрации, неправильно установленные предельные значения вибрации.
Корректирующие меры – произведена замена бандажа рабочих лопаток турбины и соответствующих стационарных уплотнений; в инструкцию о проведении испытаний внесено требование об их прекращении при возникновении сигнала достижения значения вибрации 0,254 мм, а также требование о выполнении лазерной центровки при выполнении ремонтов.
АЭС «Брансуик-2», США. Неправильные зазоры уплотнений привели к высокому уровню вибрации при пуске турбины 16 апреля 2017 года (энергоблок BWR мощностью 989 МВт).
При пуске турбины (1 ЦВД + 2 ЦНД) после перегрузки реактора оперативный персонал был вынужден шесть раз останавливать турбину из-за повышенной вибрации подшипников. Это привело к продлению пуска на 72 часа и недовыработке электроэнергии в размере 42 ГВт·ч.
Вибрация при пуске турбины контролируется с помощью приборов контроля, измеряющих и регистрирующих величины вибрации турбоагрегата и фазового угла для всех 10 подшипников турбоагрегата.
Из-за возникновения натиров во время останова турбины в ремонт в корпусах уплотнений 3, 4, 5 и 6 были установлены новые уплотнения пара.
Эти уплотнения удерживаются крепежными элементами и пластинчатыми пружинами. Деградация системы крепежных элементов позволила уплотнениям приблизиться к валу и снизить номинальное значение зазора в 0,875 мм между вращающимися и неподвижными частями.
Чрезмерный вакуум в конденсаторах при пуске, в сочетании с изменяющимися температурами, может привести к увеличению отклонения элементов средней части валопровода турбины (где расположены ЦНД), при этом вращающиеся элементы могут соприкасаться с неподвижным оборудованием.
Чрезмерный вакуум в конденсаторах обычно бывает при малых уровнях мощности (при пусках и остановах). Группа владельцев кипящих реакторов рекомендует при мощности менее 30 % работать с вакуумом не более 700 мм ртутного столба. В станционной инструкции по эксплуатации было указано, что глубокий вакуум может привести к возникновению вибрации, но не было конкретного требования работать с вакуумом не более 700 мм ртутного столба при мощности менее 30 %. Причины: неправильные зазоры в уплотнениях подшипников ЦНД, вызванные недостатками технического обслуживания из-за отсутствия конкретных указаний в процедуре контроля по обеспечению надлежащего зазора после установки ротора; деградация системы крепежных элементов и пластинчатых пружин; требования по вакууму в конденсаторах турбины, влияющему на ее вибрацию, не были должным образом отражены в инструкции.
АЭС «Саут-Тексас-1», США. Деградация трубопровода охлаждающей воды диаметром 30 дюймов, изготовленного из преднапряженного бетона (энергоблок PWR мощностью 1354 МВт).
На станции в подземных бетонных коллекторах есть две основные системы трубопроводов – система циркуляционной воды и система охлаждения станционных потребителей.
14 января 2017 года при нормальной работе энергоблока на номинальной мощности операторы обнаружили протечки из подземного бетонного коллектора от подводящего трубопровода системы охлаждающей воды диаметром 760 мм, изготовленного из преднапряженного бетона.
Коллектор был заполнен водой, которая переливалась на землю. После откачки воды из коллектора при осмотре было обнаружено место утечки, которая была стабильной и составляла 13 литров в минуту (0,79 куб. м/ч). Этот трубопровод подавал воду на охлаждение первого турбогенератора и большей части оборудования второго контура энергоблока № 1. За утечкой был установлен контроль. Было принято решение продолжить работу до планового останова блока на перегрузку топлива 18 марта 2017 года.
17 марта (за день до планового останова) произошел разрыв поврежденного трубопровода, и расход воды на охлаждение потребителей снизился. Операторы быстро остановили энергоблок № 1. Около 20 тыс. кубометров воды поступило на станционную территорию, не связанную с безопасностью. Причиной утечки из трубопровода послужила скрытая ошибка проектирования в период строительства, что впоследствии привело к распространению трещины и возникновению коррозии от влаги.
Компенсирующие меры были неадекватными. Район трубопровода был переполнен водой, которая вытекала на поверхность земли.
Недовыработка составила 52 ГВт·ч. Непосредственная причина – коррозия, эрозия. Коренная причина – скрытая ошибка проектирования на этапе строительства. Способствующий фактор – отказ во время назначенного срока службы.
АЭС «Гесген-1», Швейцария. Питтинговая коррозия в системе циркуляционной воды (энергоблок PWR мощностью 1035 МВт).
На остановленном на перегрузку топлива 12 июня 2017 года энергоблоке после удаления уплотнения была обнаружена питтинговая коррозия с рядом сквозных отверстий на одном из циркуляционных водоводов диаметром 1600 мм.
Диаметр одного отверстия достигал 10 см. Оно находилось внутри машинного зала перед проемом в стене по направлению к градирне.Никаких признаков наличия протечек в системе циркуляционной воды в период между предыдущим и этим остановом энергоблока не было.
Это событие связано с потенциальным затоплением в машзале. Были проверены остальные циркуляционные водоводы. Дефектные места отремонтированы.
Непосредственной причиной события стала коррозия трубопровода. Коренной причиной послужили недостатки контроля за оборудованием и выполнением предупредительных ремонтов.
АЭС «Вогтль-1», США. Ручной останов реактора из-за закрытия быстродействующего запорно-отсечного клапана (энергоблок PWR мощностью 1203 МВт).
При нормальной работе энергоблока стал закрываться быстродействующий запорно-отсечной клапан (БЗОК) при утечке рабочей среды гидропривода из-за повреждения уплотнительного резинового кольца. Реактор был остановлен вручную.
Неисправность была обнаружена на сопрягаемых поверхностях тракта рабочей среды гидропривода. При разборке и устранении неисправностей выявлена несоосность между выступом и соответствующим уплотнительным кольцом тракта рабочей среды гидропривода.
Непосредственная причина – снижение давления гидропривода из-за повреждения уплотнительного кольца исполнительного механизма БЗОК. Коренная причина – конструктивные недостатки сопрягаемых поверхностей в районе уплотнительного кольца.
Простой энергоблока составил четверо суток. Недовыработка электроэнергии – 116,9 ГВт·ч.
АЭС «Пилигрим-1», США. Неработоспособность обоих аварийных дизель-генераторов (энергоблок BWR мощностью 711 МВт).
При стабильной работе энергоблока на 100 % мощности оба аварийных дизель-генератора оказались неработоспособными, что привело к нарушению условий безопасной эксплуатации. Один (дизель-генератор В) был неработоспособным в связи с выводом в плановое техническое обслуживание, а другой (дизель-генератор А) был объявлен неработоспособным из-за возникновения протечек (130 капель в минуту) на линии измерения давления воды в рубашке дизеля. В соответствии с федеральными правилами эта информация была направлена регулирующему органу (NRC) как событие или условия, которые могут предотвратить выполнение функции безопасности (минимизировать последствия аварии) и требуют уведомления в течение восьми часов.
Непосредственная причина – протечки. Коренная причина – коррозионное растрескивание под напряжением. Еще одна причина заключалась в неадекватной проверке готовности дизель-генераторов перед тем, как вывести один из них из эксплуатации.
АЭС «Брюс А-4», Канада. Задержка вывода из ремонта из-за техобслуживания быстродействующего запорно-отсечного клапана (энергоблок PHWR мощностью 805 МВт).
При пуске энергоблока наблюдалось парение на быстродействующем запорно-отсечном клапане.
Изготовитель – компания PARSONS. При поиске неисправностей было обнаружено поскрипывание шпинделя штока клапана. Станция приняла консервативное решение выполнить ремонт всех БЗОКов. При разборке было обнаружено ослабленное крепление гайки поршня релейного механизма БЗОКа. Причиной события послужили поломка фиксатора и ослабление крепления гайки релейного механизма клапана. Персонал, выполнявший ремонт, также обнаружил трещину длиной более 10 см и глубиной до 10 мм на шпинделе БЗОка. Хотя наличие трещины не отражалось на работе клапана, ее развитие представляло потенциальную угрозу работоспособности клапана.
АЭС «Катоба-2», США. Дефекты «ласточкиного хвоста» на роторе турбины, выявленные при ультразвуковом контроле (энергоблок PWR мощностью 1188 МВт).
При плановой проверке ЦНД, выполняемой раз в шесть лет, при фазированном ультразвуковом контроле было выявлено 119 дефектов на пятой ступени одного ЦНД (А) на стороне генератора. Некоторыми из этих дефектов были трещины в «ласточкиных хвостах». Компания «Дженерал электрик» запросила эту информацию, что потребовало удаления 142 лопаток на пятой ступени ротора ЦНД-А с последующим визуальным контролем и испытаниями на магнитные частицы.
В местах, указанных «Дженерал электрик», была выполнена шлифовка. Замковую лопатку не смогли удалить традиционными методами, поэтому ее вырезали вместе с двумя вспомогательными лопатками. 139 лопаток и запасную замковую группу отправили на обработку перед переустановкой. После получения 139 лопаток и запасной замковой группы «Дженерал электрик» сообщила станции о том, что «ласточкин хвост» на ЦНД-А конструктивно отличается от типичного «ласточкина хвоста» В-80 того же выпуска «Дженерал электрик» для всех ЦНД турбины и что замковая группа требует модификации. При модификации замковой группы было удалено значительное количество металла, что потребовало выполнить балансировку.
Модификация для устранения несоответствия между стандартным профилем «ласточкина хвоста» В-80 и нестандартным профилем ротора ЦНД-А и балансировка привели к увеличению объема работы и продлению критического пути останова на 30 часов.
Недовыработка составила 35,1 ГВт·ч. Поставщик не предоставил информацию об отклонениях этого ротора при изначальном изготовлении турбины, и в проектных документах также отсутствовала информация об отклонениях ротора турбины. Причина события – недостатки изготовления оборудования.
АЭС «Найн-Майл-Пойнт-1», США. Отказ на закрытие быстродействующего запорно-отсечного клапана (энергоблок BWR мощностью 642 МВт).
В период останова энергоблока в соответствии с существующими требованиями операторы выполняли опробование на закрытие вручную быстродействующих запорно-отсечных клапанов. При обесточивании соленоидов произошел отказ золотникового клапана пневмосистемы управления одного БЗОКа. Это привело к отказу подачи воздуха к приводу клапана и закрытия БЗОКа. Событие привело к нарушению условий безопасной эксплуатации.
Перед этим БЗОК закрылся по требованию при воздействии на электропривод. Перепростоя энергоблока и никаких других последствий этого события не было.
Непосредственная причина – посторонние предметы, заклинивание. Коренная причина – недостатки конструкции золотникового клапана. Конструктивные допуски между бочками и гильзой золотникового клапана были очень малы, что привело к появлению посторонних предметов. При анализе не удалось установить однозначно источник инородных частиц.
АЭС «Брэйдвуд-1», США. Отказ на срабатывание быстродействующего запорно-отсечного клапана при его опробовании (энергоблок PWR мощностью 1240 МВт).
При нормальной работе блока и проведении плановых надзорных испытаний БЗОК одного из парогенераторов с приводом от сервомотора не сработал на закрытие, когда ключ управления на БЩУ был переведен в положение «Закрытие». Это привело к нарушению условий безопасной эксплуатации.
Последующие попытки проверки работоспособности клапана оказались успешными. Привод клапана был заменен, клапан успешно прошел проверку работоспособности и закрылся в требуемое время. При устранении неисправностей было установлено, что гидравлическая жидкость не поступала через регулирующий клапан в общий коллектор, что и привело к отказу закрытия БЗОКа.
Коренной причиной стали старые проблемы, связанные с качеством масла, приводящие к износу, образованию рисок и задиров образующимися твердыми частицами масла в плотных зазорах клапана. При осмотре клапана обнаружены царапины.
Фактором, способствовавшим отказу, стала работа клапана с использованием в течение шести лет гидравлической жидкости подозрительного качества и ее неадекватное тестирование до последнего технического обслуживания с промывкой гидравлической жидкости в 2014 году. Последний капитальный ремонт гидропривода с заменой клапана был выполнен в сентябре 2008 года. Образцы гидравлической жидкости не брались на анализ в период с 2008 по 2016 годы. Клапан к моменту события отработал восемь лет.
Алексей Комольцев для журнала РЭА (по материалам выступления)
