![[personal profile]](https://www.dreamwidth.org/img/silk/identity/user.png){kind=small}
авария
Режим закрытия направляющего аппарата гидроагрегата.
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.
Участие в регулировании мощности и частоты.
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.
Данные по количеству переходов не рекомендуемой зоны (II зоны) в 2009 г. приведены в таблице:
Месяц
№ п\п. январь февраль март апрель май июнь июль август Количество за 8 месяцев
ГА1 68 13 19 39 58 87 11 3 298
ГА2 22 0 41 36 40 28 32 33 232
ГА3 25 61 47 68 89 64 14 1 369
ГА4 91 59 43 50 60 101 40 46 490
ГА5 43 67 17 8 14 31 28 10 218
ГА6 10 0 0 0 0 0 0 10 20
ГА7 49 49 78 80 39 11 15 7 328
ГА8 14 22 47 37 21 19 35 14 209
ГА9 20 82 62 44 62 78 32 16 396
ГА10 2 2 12 20 33 9 0 0 78
Время нахождения агрегатов в не рекомендуемой зоне (II зоны)
Месяц
№ п.\п. 1 2 3 4 5 6 7 8 Время за 8 месяцев
секунд часов
ГА1 816 156 228 468 696 1044 132 36 3576 1 час
ГА2 264 0 492 432 480 336 384 396 2784 0 час 46 мин
ГА3 300 732 564 816 1068 768 168 12 4428 1 час 14 мин
ГА4 1092 708 516 600 720 1212 480 552 5880 1 час 38 мин
ГА5 516 804 204 96 168 372 336 120 2616 0 час 44 мин
ГА6 120 0 0 0 0 0 0 120 240 0 час 04 мин
ГА7 588 588 936 960 468 132 180 84 3936 1 час 06 мин
ГА8 168 264 564 444 252 228 420 168 2508 0 час 42 мин
ГА9 240 984 744 528 744 936 384 192 4752 1 час 19 мин
ГА10 24 24 144 240 396 108 0 0 936 0 час 15 мин
Время работы гидроагрегатов СШГЭС в сети
Время работы генератора в сети
№ГА 2006
(час) 2007
(час) 2008
(час) 2009
(час) Сумма
(час)
1 5253,99 6065,43 6415,93 4253,75 21989,10
2 6157,78 4657,24 6498,58 3449,97 20763,57
3 5976,56 2322,24 2910,98 4003,09 15212,87
4 5794,30 6490,69 3278,15 4032,93 19596,07
5 5066,17 4476,21 6773,20 4271,46 20587,04
6 6657,31 4823,49 4222,59 96,76 15800,15
7 2727,54 6648,91 4317,50 4552,02 18245,97
8 7149,77 5141,05 4485,65 2730,33 19506,80
9 6276,99 5649,44 4258,03 4901,42 21085,88
10 1153,38 348,14 426,87 1826,60 3754,99
Сумма 52213,79 46622,84 43587,48 34118,33 176542,44
Организация контроля и оценки технического состояния оборудования.
Организация контроля и оценки технического состояния оборудования осуществляется согласно СТО 17330282.27.140.001-2006 «Методики оценки технического состояния основного оборудования гидроэлектростанций»; Утверждена и введена в действие Приказом РАО ЕЭС России от 13.05.2006 года №490. В 2008 году в ОАО «РусГидро» издан приказ «О присоединении к стандартам ОАО РАО «ЕЭС России» №752/1п-213 от 24.11.2008.
Согласно «Методики оценки технического состояния основного оборудования гидроэлектростанций» 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 (Инструкция по эксплуатации гидроагрегатов Саяно – Шушенской ГЭС, утверждена главным инженером филиала ОАО «РусГидро» - «Саяно – Шушенская ГЭС имени П.С. Непорожнего» от 18.05.2009 г.) предусматривает постоянный контроль технического состояния оборудования оперативно-ремонтным персоналом. Данный контроль не был организован должным образом.
Инструкцией по эксплуатации гидроагрегатов Саяно-Шушенской ГЭС, утвержденной главным инженером филиала ОАО «РусГидро» - «Саяно-Шушенская ГЭС имени П.С. Непорожнего» от 18.05.2009 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.
Состояние шпилек крепления крышки турбины гидроагрегата №2.
«Техническим описанием и инструкцией по эксплуатации»
№ 22440000ТО завода-изготовителя от 1977 года, «Инструкцией
по эксплуатации гидроагрегатов Саяно-Шушенской ГЭС», утвержденной главным инженером филиала ОАО «РусГидро» - «Саяно-Шушенская ГЭС им. П.С. Непорожнего» 18.05.2009, а также «Технологической картой разборки (сборки) гидроагрегата» № 03-16-01(а), разработанной на СШГЭС
и утвержденной главным инженером станции 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.
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.
Таблица состояния шпилек:
№ п./п № шпильки % усталостного
излома № п/п № шпильки % усталостного
излома № п/п № шпильки % усталостного
излома
1 1 5 18 28 20 35 57 5
2 2 80 19 30 50 36 60 60
3 3 95 20 31 90 37 62 70
4 4 7 21 32 95 38 64 98
5 5 55 22 34 65 39 65 85
6 6 не разрушен 23 35 60 40 66 20
7 11 4 24 38 35 41 68 70
8 14 55 25 39 35 42 69 97
9 18 98 26 41 35 43 70 55
10 19 95 27 42 35 44 71 не разрушен
11 20 85 28 43 не разрушен 45 73 40
12 21 5 29 44 95 46 74 0 (трещин нет)
13 22 35 30 45 35 47 75 70
14 23 0 (трещин пет) 31 47 не разрушен 48 76 25
15 24 50 32 48 95 49 80 60
16 25 40 33 53 не разрушен
17 27 50 34 54 не разрушен
Среднее состояние площадей усталостного излома шпилек
64,9%
По результатам лабораторных исследований (заключение от 10.09.2009 № 60 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).
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.
Участие в регулировании мощности и частоты.
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.
Данные по количеству переходов не рекомендуемой зоны (II зоны) в 2009 г. приведены в таблице:
Месяц
№ п\п. январь февраль март апрель май июнь июль август Количество за 8 месяцев
ГА1 68 13 19 39 58 87 11 3 298
ГА2 22 0 41 36 40 28 32 33 232
ГА3 25 61 47 68 89 64 14 1 369
ГА4 91 59 43 50 60 101 40 46 490
ГА5 43 67 17 8 14 31 28 10 218
ГА6 10 0 0 0 0 0 0 10 20
ГА7 49 49 78 80 39 11 15 7 328
ГА8 14 22 47 37 21 19 35 14 209
ГА9 20 82 62 44 62 78 32 16 396
ГА10 2 2 12 20 33 9 0 0 78
Время нахождения агрегатов в не рекомендуемой зоне (II зоны)
Месяц
№ п.\п. 1 2 3 4 5 6 7 8 Время за 8 месяцев
секунд часов
ГА1 816 156 228 468 696 1044 132 36 3576 1 час
ГА2 264 0 492 432 480 336 384 396 2784 0 час 46 мин
ГА3 300 732 564 816 1068 768 168 12 4428 1 час 14 мин
ГА4 1092 708 516 600 720 1212 480 552 5880 1 час 38 мин
ГА5 516 804 204 96 168 372 336 120 2616 0 час 44 мин
ГА6 120 0 0 0 0 0 0 120 240 0 час 04 мин
ГА7 588 588 936 960 468 132 180 84 3936 1 час 06 мин
ГА8 168 264 564 444 252 228 420 168 2508 0 час 42 мин
ГА9 240 984 744 528 744 936 384 192 4752 1 час 19 мин
ГА10 24 24 144 240 396 108 0 0 936 0 час 15 мин
Время работы гидроагрегатов СШГЭС в сети
Время работы генератора в сети
№ГА 2006
(час) 2007
(час) 2008
(час) 2009
(час) Сумма
(час)
1 5253,99 6065,43 6415,93 4253,75 21989,10
2 6157,78 4657,24 6498,58 3449,97 20763,57
3 5976,56 2322,24 2910,98 4003,09 15212,87
4 5794,30 6490,69 3278,15 4032,93 19596,07
5 5066,17 4476,21 6773,20 4271,46 20587,04
6 6657,31 4823,49 4222,59 96,76 15800,15
7 2727,54 6648,91 4317,50 4552,02 18245,97
8 7149,77 5141,05 4485,65 2730,33 19506,80
9 6276,99 5649,44 4258,03 4901,42 21085,88
10 1153,38 348,14 426,87 1826,60 3754,99
Сумма 52213,79 46622,84 43587,48 34118,33 176542,44
Организация контроля и оценки технического состояния оборудования.
Организация контроля и оценки технического состояния оборудования осуществляется согласно СТО 17330282.27.140.001-2006 «Методики оценки технического состояния основного оборудования гидроэлектростанций»; Утверждена и введена в действие Приказом РАО ЕЭС России от 13.05.2006 года №490. В 2008 году в ОАО «РусГидро» издан приказ «О присоединении к стандартам ОАО РАО «ЕЭС России» №752/1п-213 от 24.11.2008.
Согласно «Методики оценки технического состояния основного оборудования гидроэлектростанций» 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 (Инструкция по эксплуатации гидроагрегатов Саяно – Шушенской ГЭС, утверждена главным инженером филиала ОАО «РусГидро» - «Саяно – Шушенская ГЭС имени П.С. Непорожнего» от 18.05.2009 г.) предусматривает постоянный контроль технического состояния оборудования оперативно-ремонтным персоналом. Данный контроль не был организован должным образом.
Инструкцией по эксплуатации гидроагрегатов Саяно-Шушенской ГЭС, утвержденной главным инженером филиала ОАО «РусГидро» - «Саяно-Шушенская ГЭС имени П.С. Непорожнего» от 18.05.2009 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.
Состояние шпилек крепления крышки турбины гидроагрегата №2.
«Техническим описанием и инструкцией по эксплуатации»
№ 22440000ТО завода-изготовителя от 1977 года, «Инструкцией
по эксплуатации гидроагрегатов Саяно-Шушенской ГЭС», утвержденной главным инженером филиала ОАО «РусГидро» - «Саяно-Шушенская ГЭС им. П.С. Непорожнего» 18.05.2009, а также «Технологической картой разборки (сборки) гидроагрегата» № 03-16-01(а), разработанной на СШГЭС
и утвержденной главным инженером станции 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.
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.
Таблица состояния шпилек:
№ п./п № шпильки % усталостного
излома № п/п № шпильки % усталостного
излома № п/п № шпильки % усталостного
излома
1 1 5 18 28 20 35 57 5
2 2 80 19 30 50 36 60 60
3 3 95 20 31 90 37 62 70
4 4 7 21 32 95 38 64 98
5 5 55 22 34 65 39 65 85
6 6 не разрушен 23 35 60 40 66 20
7 11 4 24 38 35 41 68 70
8 14 55 25 39 35 42 69 97
9 18 98 26 41 35 43 70 55
10 19 95 27 42 35 44 71 не разрушен
11 20 85 28 43 не разрушен 45 73 40
12 21 5 29 44 95 46 74 0 (трещин нет)
13 22 35 30 45 35 47 75 70
14 23 0 (трещин пет) 31 47 не разрушен 48 76 25
15 24 50 32 48 95 49 80 60
16 25 40 33 53 не разрушен
17 27 50 34 54 не разрушен
Среднее состояние площадей усталостного излома шпилек
64,9%
По результатам лабораторных исследований (заключение от 10.09.2009 № 60 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).