Об авторах
Сергей Владимирович Сейнов окончил Пензенский политехнический институт в 1962 году, доктор технических наук, профессор, академик РАПК. С 1988 г. – президент – научный руководитель НПО «ГАКС – Армсервис» г. Пенза и с 2006 г. – профессор кафедры Пензенского государственного университета. Автор свыше 40 книг.
Андрей Иванович Гошко окончил Московский институт химического машиностроения в 1970 г., кандидат технических наук, доцент. В 2010-2015 гг. – главный специалист на ряде предприятий концерна «Росатом» и в 2015-2019 гг. – советник Московского регионального центра ВАО АЭС. С 2006 г. по н/в – главный эксперт НПО «ГАКС – Армсервис». Автор свыше 35 книг.
Олег Николаевич Шпаков окончил в 1957 г. инженерный факультет Ленинградского пограничного высшего военно-морского училища. С 1962 г. – в ЦКБА старший инженер, 1965 г. – начальник отдела, 1973-1990 гг. – главный инженер, заместитель директора по научной работе. С 1991-2004 гг. – исполнительный директор НПАА, с 2004 г. по н/в – технический эксперт. Автор 12 книг по арматуростроению.
Эксплуатируемая трубопроводная арматура систем, сооружений и оборудования атомных станций должна находиться в работоспособном состоянии. Когда же работоспособность арматуры нарушается, возникает отказ.
Отказом арматуры, в соответствии с Межгосударственным стандартом ГОСТ 24856-2014 «Арматура трубопроводная. Термины и определения», считается такое событие, которое приводит к останову в работе арматуры и системы, в которой она функционирует.
ГОСТ разделяет отказы на конструктивный отказ – отказ арматуры, возникший по причине, связанной с несовершенством конструкции или нарушением установленных правил и (или) норм проектирования и конструирования. Производственный отказ – отказ арматуры, возникший по причине, связанной с несовершенством или нарушением установленного процесса изготовления или ремонта арматуры. Эксплуатационный отказ – отказ арматуры, возникший по причине, связанной с нарушением установленных правил и (или) условий эксплуатации.
Кроме того, ГОСТ 24856-2014 регламентирует следующие термины, которые полезно использовать при анализе отказов: критический отказ – отказ арматуры, последствия которого могут создать угрозу для жизни и здоровья людей, для окружающей среды со значительным экономическим ущербом и снижением безопасности при эксплуатации; некритический отказ – отказ арматуры, не связанный с созданием угрозы для жизни и здоровья людей, для окружающей среды со значительным экономическим ущербом и снижением безопасности при эксплуатации.
Приведенные термины используются в настоящей статье при классификации и описании отказов, связанных с трубопроводной арматурой (ТА) оборудования реакторного и турбинного отделений, а также сооружений и систем АЭС разных стран. При этом критические отказы арматуры далее обозначаются буквой К.
Для запорной, предохранительной, обратной и отчасти регулирующей арматуры АЭС основными функциональными свойствами являются:
• герметичность в затворе;
• герметичность по отношению к внешней среде.
Узлы и детали конструктивно обеспечиваются соответствующими разъемными соединениями (РС) арматуры:
• затвор;
• соединения «корпус-крышка»;
• сальник;
• разъемные магистральные соединения;
• неразъемные сварные соединения.
При этом утечка, функциональные геометрические параметры, свойства материала и другие косвенные параметры выступают основными диагностическими параметрами разъемных герметичных соединений (РГС). Основные функции ТА и параметры обеспечения герметичности РС приведены в таблице 1.
Кодирование отказов арматуры. Для дальнейшей обработки статистических данных вводим дополнительное кодирование отказов. В коде первая цифра – номер примера отказа, далее – обозначение типа арматуры: ЗД – задвижка. Клапаны: ЗК – запорный, ОтК – отсечной, ОбК – обратный, РК – регулирующий, ПК – предохранительный/ИПУ, ЭМ – электромагнитный, СК – сильфонный; ПР – привод, далее – категории отказа: К – конструктивный, П – производственный, Э – эксплуатационный.
Как указывалось ранее, при критическом отказе арматуры для соответствующего отделения, оборудования или системы добавляется буква К.
Общее число разъемных герметичных соединений (РГС) арматуры на энергоблок ВВЭР-1000 насчитывает для 30 тысяч ее единиц порядка 150 тысяч РГС – число эксплуатируемой арматуры и обслуживаемых персоналом станции ее разъемных герметичных соединений, а также приводов достаточно ответственной электроприводной арматуры. Методическое обеспечение атомной отрасли производственно-практической литературой по арматуре систем АЭС (рис. 1) было определено как одно из направлений деятельности НПО «ГАКС-Армсервис».
Итак, общая статистика распределения отказов между РГС арматуры АЭС, по данным авторов статьи и соавторов готовящейся книги 3(2) «Аварии, инциденты и управление отказами элементов АЭС», следующая (рис. 2):
• разгерметизация затворов – 60 %;
• разгерметизация сальников – 16 %;
• разгерметизация соединений корпусных деталей – 10 %;
• разгерметизация магистральных соединений – 14 %.
При этом отказы затворов запорных клапанов также являются главной причиной простоя систем станций – 50 % (рис. 3).
В целом на все отказы, связанные с разгерметизацией разъемных герметизирующих соединений, приходится 43 %, что указывает на важность их рассмотрения и разработки соответствующих упреждающих действий. Остальная значимая часть сообщений по их отказам (57 %) связана с ненадлежащим управлением ее затворами, в большинстве своем со стороны персонала и за счет отказов приводов арматуры.
На отказы трубопроводной арматуры систем, оборудования и трубопроводов реакторного отделения приходится 46 % (рис. 4).
При этом рассмотрению подлежат отказы РГС арматуры следующих групп [1]: 1) систем реакторов; 2) систем парогенераторов; 3) систем главных циркуляционных насосов, компенсаторов давления, гидроемкостей, систем аварийного охлаждения активной зоны (САОЗ), барботеров; 4) главных циркуляционных трубопроводов.
Распределение отказов РГС по группам ТА следующее (рис. 5):
• 40 % систем реакторов;
• 21 % систем парогенераторов;
• 24 % систем ГЦН и емкостей;
• 15 % ГЦТ.
Следует отметить, что отказавшая отсечная арматура присутствует во всех группах. Так как отсечные клапаны предназначены для быстрого отключения трубопровода или его части при аварийной ситуации в системах безопасности или по технологическим требованиям (рис. 6), их характерной особенностью является быстродействие, обеспечиваемое обычно срабатыванием пружин (винтовых или пакетом тарельчатых) в момент закрытия клапана. Пружина взводится пневмо- или электроприводом. В пневмоприводной арматуре для удержания пружины во взведенном положении используют защелки, управляемые электромагнитами. Применяются также быстродействующие отсечные клапаны с двусторонним поршневым приводом. В качестве отсечной (защитной) арматуры могут также применяться быстродействующие задвижки, краны и затворы. При многократной ударной нагрузке между запирающим элементом, взаимодействующим с седлом, уплотнительные поверхности деталей затвора деформируются и их геометрия искажается, что и приводит к нарушению герметичности.
Типичные события (коды отказов) по арматуре систем и оборудования реакторного отделения.
Код отказа: 1 ЗК Э. Утечки теплоносителя первого контура через два последовательно расположенных закрытых запорных клапана. Произошло два события, связанных с утечками по линии удаления воздуха из коллектора первого контура парогенератора. Первое событие было выявлено при плановом останове энергоблока, а второе произошло на заключительном этапе останова. В первом случае пропуск теплоносителя первого контура через два неплотных последовательно расположенных запорных клапана в коллекторе системы воздухоудаления из ПГ-3 составил 3м3 . Во время останова энергоблока оба клапана были отремонтированы. Второе событие произошло по окончании останова энергоблока. Величина утечек оценочно составила 3-5 м3 в час. В обоих случаях утечки были небольшими, значительно ниже уставок по запуску систем безопасности. Они полностью компенсировались системой подпитки первого контура. Были разработаны корректирующие меры, предотвращающие утечки даже при отказе обоих последовательно расположенных клапанов. В качестве временной меры был установлен дополнительный клапан и глухой фланец. В окончательном варианте обвязка трубопроводов была полностью реконструирована.
Код отказа: 2 РК Э. Деградация водно-химического режима системы питательной воды из-за очистки парогенераторов по второму контуру. Во время останова в ППР-2005 парогенераторы со стороны второго контура подвергались химической отмывке, которая была поручена соответствующей компании. Эта работа выполнялась на станции впервые, и она является необычным видом ремонтно-технического обслуживания. При выполнении работы в систему питательной воды машинного зала подавался аммиак. Двенадцать происшествий, связанных с этой работой, были пронумерованы, и девять из них были включены в отчет об аномальных условиях. Непосредственная причина – негерметичность паровой и регулирующей арматуры в закрытом положении.
Код отказа: 3 ПК П. Ультразвуковой контроль стыковых швов из сплава 82/182 выявил индикации трещин на патрубках компенсатора давления. На остановленном на перегрузку топлива энергоблоке при ультразвуковой дефектоскопии композитных сварных швов на пяти патрубках компенсатора давления (на системе впрыска, к клапану снижения давления и к трем предохранительным клапанам). При этом было обнаружено наличие индикаций периферийных плоскостных трещин вблизи внутренней поверхности сварных швов. Эти композитные сварные швы были сделаны с материалом из сплава 82/182, который, как известно, подвержен коррозионному растрескиванию под напряжением в среде теплоносителя первого контура.
Основываясь на станционной оценке причин этого события, а также исходя из отраслевого опыта эксплуатации, был сделан вывод, что наиболее вероятным механизмом возникновения трещин на сварных соединениях к клапану снижения давления, к предохранительным клапанам и системе впрыска является коррозионное растрескивание под напряжением в среде теплоносителя первого контура.
Код отказа: 4 СК П. Останов энергоблока для устранения течи по штоку сильфонного запорного клапана на трубопроводе продувки первого контура из четвертой петли. При работе энергоблока на мощности обнаружена течь по штоку сильфонного запорного клапана трубопровода продувки первого контура из четвертой петли реактора. Энергоблок был остановлен для устранения течи. Энергоблок находился в ремонте 67,5 часа.
Непосредственной причиной явилось образование трещины металла сильфона клапана вследствие усталостного разрушения металла под воздействием знакопеременных циклических нагрузок. Коренная причина: объем работ, выполняемый при капитальном ремонте арматуры, по результатам которого принимается решение о продлении срока службы, недостаточен для оценки состояния металла сильфонных сборок и предупреждения их возможного усталостного разрушения.
Код отказа: 5 ПК Э. Течь через импульсный клапан импульсно-предохранительного устройства, приведшая к останову во время топливной компании для его ремонта. Неблагоприятная тенденция, связанная с ростом величины течи через импульсный клапан импульсно-предохранительного устройства, привела к вынужденному плановому останову в ремонт энергоблока длительностью 56 часов для замены комплекта импульсного клапана импульсно-предохранительного устройства. Контроль за утечками в затворе импульсно-предохранительного клапана осуществлялся ежедневно, и энергоблок был выведен в плановый ремонт до достижения предельно допустимого значения утечки через один импульсно-предохранительный клапан, равного 454 кг/ч, установленного руководством станции в соответствии с процессом принятия эксплуатационных решений.
Наиболее вероятной причиной события послужил термический перекос седла импульсного клапана из-за чрезмерного повышения температур корпуса клапана. Коренной причиной явились недостатки тепловой изоляции, предназначенной для предотвращения возникновения больших градиентов температур.
Код отказа: 6 ОтК Э. Быстрое снижение уровня в баке чистого конденсата из-за отказов на линии вывода теплоносителя системы подпитки и борного регулирования. При стабильной работе энергоблока на полной мощности из-за внутренних течей произошел отказ переключающего клапана. Отказ этого клапана привел к изменению расхода из бака чистого конденсата и снижению уровня в баке. При устранении недостатков произошло снижение мощности реактора на 5 % и появление наружной течи на ручном отсечном клапане.
Код отказа: 7 ОтК Э. Обнаружение газовых полостей в системе аварийного впрыска низкого давления при выполнении ультразвукового контроля. При выполнении ультразвукового контроля системы аварийного впрыска низкого давления на энергоблоках 1 и 2 было обнаружено наличие газовых полостей в трубопроводах перед отсечной арматурой подачи воды в активную зону реактора. Газовые полости были также обнаружены между отсечной арматурой и обратными клапанами. Газовые полости за отсечной арматурой образовались из-за страгивания отсечной арматуры при проведении испытаний при наличии газовой полости перед отсечной арматурой. Переход газовой полости происходит в связи с ежеквартальными испытаниями. Образование газовых полостей возникает в связи с наличием насыщенной азотом воды в гидроаккумуляторах системы аварийного впрыска.
Непосредственная причина – образование газовых полостей. Способствующий фактор – негерметичность арматуры.
Код отказа: 8 ПК Э. Открытие предохранительного клапана парогенератора от пружины. Во время пуска энергоблока после ППР при давлении в главном паровом коллекторе (ГПК) 4,7 МПа персонал блочного щита управления (БЩУ) заметил циклические изменения при разогреве первого контура. Операторы проверили параметры и направили обходчика для осмотра оборудования по месту. В результате осмотра обходчик обнаружил частичное открытие предохранительного клапана парогенератора № 5 (ПК ПГ-5). Одновременно с этим на БЩУ сработал сигнал о незакрытии ПК ПГ-5 при давлении в ГПК 4,7 МПа, хотя ПК ПГ-5 должен срабатывать от пружины при давлении 5,2-5,8 МПа. Дана команда обходчику на закрытие подачи сжатого воздуха в блок управления ПК ПГ-5, но обходчик обнаружил, что арматура на линии входа сжатого воздуха была закрыта. Были вызваны специалисты подрядной организации, которые обнаружили неправильную настройку пружины ПК ПГ-5. Была проверена настройка остальных ПК ПГ, при этом обнаружена также неправильная настройка других ПК ПГ.
Код отказа: 9 ПК Э. Ручной останов реактора из-за разрушения диска арматуры системы аварийного охлаждения активной зоны. Настройка пружин ПК парогенератора была выполнена во время капитального ремонта энергоблока в 2009 г. Причиной неправильной настройки пружин ПК ПГ была неисправность датчика давления на настроечном приборе, используемом подрядными персоналом для настройки пружин. Непосредственные причины события – механическое повреждение, упущение или промах. Коренные причины: недостаток анализа проекта, неправильно выполненный ремонт, отсутствие руководящих документов.
Энергоблок работал на мощности 99 % Nном, когда проводилось ежемесячное испытание системы аварийного охлаждения активной зоны. При опробовании электроприводная арматура не достигла ожидаемого открытого положения. Последующая попытка управления задвижкой привела к разрушению диска арматуры.
Причиной неисправности электроприводной арматуры было залипание концевого выключателя, что привело к появлению сигнала неопределенного положения арматуры. Кроме того, арматура имела замедленный ход в направлении закрытия из-за медленного выпуска воздуха из соленоидного клапана арматуры (распределителя).
В качестве причин останова реактора были определены неадекватное планирование и недостатки в коммуникации персонала, приводящие к ситуациям, способствующим совершению ошибок.
Код отказа: 10 ПК Э. Течь уплотнения электроприводной арматуры дренажа пара, которая привела к повышению мощности реактора. Энергоблок работал на номинальной мощности. На байпасной линии главного паропровода, на дренажной дроссельной электроприводной арматуре были выполнены ремонтные работы по смазке. Из-за того, что арматура не была полностью закрыта после ремонта, возникла утечка в затворе, которая вызвала незапланированное повышение мощности реактора. Течь ликвидирована закрытием арматуры. Последствий, связанных с персоналом, событие не имело. Тем не менее событие связано с управлением реактивностью. Течь в затворе арматуры привела к непредвиденному повышению тепловой мощности реактора на 2,1 МВт.
Течь в затворе арматуры является непосредственной причиной события. Коренная причина связана с характеристиками оборудования. Недостаточное послеремонтное испытание явилось способствующим фактором события.
На отказы трубопроводной арматуры систем и оборудования турбинного отделения приходится 34 % (рис. 4). Рассмотрению подлежат отказы РГС арматуры следующих групп: 1) систем турбин; 2) систем дизель-генераторов и трансформаторов; 3) систем конденсаторной группы, регенерации, сепарации, промперегрева, деаэрации; 4) систем питательных насосных агрегатов.
Распределение отказов РГС по группам ТА следующее (рис. 7):
• 31 % систем турбин;
• 15 % систем дизель-генераторов и трансформаторов;
• 18 % систем конденсаторной группы и др.;
• 36 % систем питательных насосных агрегатов.
Лидерство по отказам ТА – за системами турбин и насосных агрегатов.
Виды, типы и исполнения отказавшей ТА по группам: 1) запорные клапаны (6 событий), регулирующие клапаны (6), задвижки и обратные клапаны; 2) запорные клапаны, отсечные клапаны, регулирующая арматура, топливные краны; 3) переключающие и предохранительные клапаны, дренажная арматура, быстродействующая редукционная установка, предназначенная для сброса пара помимо турбины в главные конденсаторы при внезапном выключении турбины и при пусках и остановках АЭС (БРУ-К); 4) регулирующие клапаны (5), паровые задвижки, запорные краны, запорные, предохранительные и обратные клапаны.
Значительное число отказов разъемных герметичных соединений клапанов (РГС регулирующих клапанов – суммарно 11 событий, достаточно большое – запорных клапанов (рис. 8)).
Отказы и коды типичных для АЭС событий по арматуре систем и оборудования турбинного отделения.
Код отказа: 1 ПК Э К. Возгорание трансформатора и отказ ТА машинного зала, что привело к проникновению дымовых газов в помещение БЩУ. На АЭС возникновение дефекта на блочном трансформаторе привело к его возгоранию и останову реактора в усложненных условиях (здесь и далее принята кодовая критичность отказа арматуры – К). После отказа блочного трансформатора все четыре секции рабочего электроснабжения переключились на внешний источник, что привело к автоматическому останову реактора. В результате дефекта не включились насосы питательной воды. Произошло снижение уровня теплоносителя в корпусе реактора, что вызвало срабатывание арматуры по отсечению контейнмента (оболочки) и срабатыванию системы охлаждения активной зоны реактора. После этого операторы вручную открыли два предохранительных клапана в течение четырех минут для обеспечения контроля давления в реакторе. Давление в реакторе снизилось с 6,5 до 2,0 МПа, а уровень в реакторе снизился до значения ниже уставки срабатывания системы аварийного впрыска в активную зону реактора. В результате впрыска воды из системы аварийного впрыска в активную зону и системы аварийного впрыска высокого давления произошло переполнение объема реактора до уровня выше верхнего предела. Во время переходного процесса дымовые газы поступали в помещение БЩУ.
Код отказа: 2 ЗД К К. Произошел отказ при открытии одной из паровых задвижек турбопитательного насоса системы аварийной питательной воды при первом включении. Другие задвижки, важные для безопасности систем, также свидетельствуют о неблагоприятной тенденции их функционирования при страгивании.
Набивка из графитового жгута увеличивает сжимающее усилие на шток арматуры (особенно если не добавлена поверхностная смазка). Длительные периоды бездействия усиливают эффект прилипания, вызываемого глубоким и сильно поджатым сальником. Снижение жесткости поршневых колец сервомотора после более 20-летней работы в сжатом состоянии приводит к снижению вращающего момента электропривода.
Код отказа: 3 ОбК П К. Вынужденный останов из-за заедания обратного клапана отбора турбины в открытом положении. При вынужденном останове энергоблока было выявлено повреждение двух обратных клапанов на паропроводах отборов турбины. Позже было принято техническое решение, что оба клапана должны быть приведены в работоспособное состояние до пуска турбины. Эти клапаны невозможно было испытать в существующих в то время условиях. Было проведено совещание для принятия решения, расхолодить ли клапаны для проведения испытаний, выполнения ремонта или снизить нагрузку энергоблока до такого уровня, при котором возможно провести испытания. Персонал инженерной службы оборудования рекомендовал отремонтировать клапаны. Этот персонал предоставил информацию о текущем состоянии клапанов и об опасности при их неработоспособности, если будет принято решение о проведении испытаний клапанов на малой нагрузке. Совещание решило принять во внимание риск, связанный с испытаниями клапанов на малой мощности, и провести такие испытания на малой нагрузке. Во время проверки работоспособности клапанов их расхаживанием с отказом при нагрузке 53 % обратный один клапан заело в открытом положении, и он стал неработоспособным. Второй клапан расхаживался только на часть хода, однако он мог только расхаживаться в сторону полного его закрытия, тем самым обеспечивая защиту от заброса пароводяной среды в турбину и от разгона турбины. Пришлось энергоблок остановить и расхолодить для облегчения выполнения ремонта обратных клапанов.
Непосредственная причина – деформация обратного клапана. Причинные факторы: координация работ, взаимосвязь недостаточно поддерживается руководством; документ технически неполный; недостаточный предупредительный ремонт, несовершенство критериев приемки испытаний; недостатки процессов использования опыта эксплуатации (корректирующие меры не определены, недостаточны, своевременно не внедрены, не выявлены коренные причины известных проблем).
Код отказа: 4 ЗК П К. Потеря сознания рабочими при выполнении работы в турбинном отделении. При выполнении ремонтных работ на остановленном энергоблоке в рабочей зоне, закрытой полимерной пленкой, двое рабочих, работая в защитных шлемах, в которые подавался воздух, упали, потеряв сознание. Они были на машинах скорой помощи немедленно доставлены в госпиталь.
При расследовании было установлено, что рабочие потеряли сознание из-за нехватки кислорода в связи с поступлением азота в систему подачи воздуха из-за течей через неплотные запорный и обратный клапаны на линии связи системы сжатого воздуха в турбинном отделении (рабочее давление 0,6 МПа) с системой подачи азота в реакторном отделении (рабочее давление 1,4 МПа). Содержание подаваемого рабочим кислорода снизилось до 3-4 %. Корректирующие меры: физическое разделение системы сжатого воздуха и системы подачи азота.
Код отказа: 5 ОтК Э. При автоматическим пуске аварийных питательных насосов при их страгивании быстродействующий запорно-отсечной клапан, предназначенный для быстрого перекрытия рабочей среды с пульта управления или в автоматическом режиме при нарушении технологических параметров в системе (БЗОК), при расхаживании во время проведении регламентных испытаний турбины сработал, и произошел автоматический запуск двух аварийных питательных насосов, отключение выключателей аварийной защиты реактора и останов турбины из-за снижения уровня в парогенераторе по узкопрофильному прибору ниже уставки срабатывания защиты (14 %).
Событие произошло из-за отсутствия широкого контроля со стороны руководства за одновременно выполняемыми действиями персонала на БЩУ. Предназначенному для этого старшему оператору реактора не было поручено выполнение широкого контроля, необходимого при выполнении многочисленных операций. Это привело к возникновению конфликтных ситуаций при приведении испытаний, изменению состояния энергоблока. Недостатки не были своевременно обнаружены и должным образом устранены.
Код отказа: 6 РК П К. Запуск аварийных насосов питательной воды из-за появления ложного сигнала «Потеря питательной воды» во время пуска энергоблока. При пуске энергоблока после ППР, связанного с перегрузкой топлива, производилась приемка-сдача смены оперативного персонала. Когда температура разогрева теплоносителя первого контура достигла 150 °C, сформировался сигнал «Потеря питательной воды» и произошел запуск всех трех аварийных питательных насосов (АПЭН). Работа насосов была замечена персоналом только через 16 минут после их запуска. Десятки тонн питательной воды из одного бака питательной воды АПЭН поступило в один из парогенераторов (ПГ) через закрытую, но негерметичную регулирующую арматуру. Два из трех вентиляторов, предназначенных для охлаждения помещений при работе аварийных насосов питательной воды, не запустились. При расследовании возникли трудности выявления причин запуска АПЭН.
Код отказа: 7 ЭМК П. Оба аварийных дизель-генератора одновременно не были готовы к работе и оказались неработоспособными. При работе энергоблока на полной мощности, когда дизель-генератор ДГ-2 не был готов к работе, так как он находился в плановом ремонте, производилось заполнение расходных баков дизельным топливом. На БЩУ поступил сигнал о переполнении расходного бака ДГ-1. Система заполнения расходных баков имеет такую схему, при которой насос подает топливо к расходным бакам обоих дизель-генераторов с одним поплавковым клапаном и соленоидным отсечным клапаном, который предназначен для прекращения подачи топлива при достижении в баках заранее установленных значений по уровню. Так как и поплавковый клапан и соленоидный отсечной клапан оказались негерметичными, то уровень в расходном баке ДГ-1 превысил допустимое значение, и дизель-генератор, как было установлено, не мог соответствовать требованиям технологического регламента. Операторы снизили уровень в расходном баке и привели ДГ в состояние готовности.
Код отказа: 8 ЗД Э. Обнаружение эрозионно-коррозионного износа на дренажной системе установки теплового цикла. Во время работы блока на номинальной мощности была обнаружена пароводяная течь в турбинном здании на дренажной линии установки теплового цикла за электрифицированной задвижкой по ходу среды. Течь била из-под изоляции на уровне пола. Она была устранена с использованием уплотняющего материала и общепромышленной технологии. На дренажной системе этого участка отсутствует ручная арматура, поэтому, если бы не удалось устранить течь, потребовался бы останов блока для ремонта.
Течь образовалась вследствие эрозионно-коррозионного износа из-за негерметичности затвора задвижки. Одним из организационных недостатков, который способствовал этому событию, было отсутствие в программе контроля состояния трубопроводов требований контроля трубопроводов с диаметром менее 2 дюймов (DN 50). Вся деятельность по контролю состояния дренажной системы ограничивается устранением появляющихся дефектов, при этом отсутствует анализ возможных мест появления течей в связи с утечками арматуры и возникновением эрозионно-коррозионного износа.
Код отказа: 9 ЭМ П. Ручной останов реактора из-за неотсекаемой течи отборного пара турбины в боксе подогревателя питательной воды. Энергоблок был остановлен вручную из-за возникновения неотсекаемой паровой утечки из паропровода отборного пара турбины в боксе подогревателя питательной воды. Операторы сначала снизили мощность реактора с 98,4 % до 65 % и отсекли нитку подогревателей питательной воды, пытаясь отсечь место парового свища. Однако когда эта попытка не увенчалась успехом, приняли консервативное решение остановить реактор, воздействуя на ключ его останова.
При последующем обходе оборудования было установлено, что выбросило пробку крышки обратного соленоидного (электромагнитного) клапана. Непосредственной причиной отказа клапана послужил эрозионный износ резьбы из-за неправильного монтажа и недостатка материала уплотнения резьбового соединения. Коренной причиной события являются недостатки ремонтной документации и знаний персонала по сборке резьбовых соединений.
Код отказа: 10 ОтК Э. Два отсечных клапана быстродействующих редукционных установок сброса пара в конденсаторы турбины были обнаружены в закрытом положении. При работе энергоблока на уровне мощности 93 % два из шести отсечных клапанов быстродействующих редукционных установок сброса пара в конденсаторы турбины были обнаружены в закрытом положении. Такое положение отсечных клапанов снижает расход сброса свежего пара в конденсаторы турбины при ее останове. Эти отсечные клапаны при работе на большом уровне мощности должны находиться в открытом положении. Согласно документации, при проверке положения отсечных клапанов после планового ремонта энергоблока все отсечные клапаны были открыты.
Продолжение читайте в № 2(64)
Размещено в номере: Вестник арматуростроителя, № 1 (63)
