Атомкон. № 2(3). Июнь 2009; стр. 42-46

О путях снижения риска пожаров

в машинных залах АЭС


Г. Е. Солдатов, начальник отдела системного анализа пожарной безопасности АЭС, канд. техн. наук;

О. С. Голоднова. старший научный сотрудник, канд. техн. наук,

ОАО «Всероссийский научно-исследовательский институт по эксплуатации атомных станций» (ВНИИАЭС),        г. Москва


Опыт эксплуатации турбогенераторов (ТГ) с водородным охлаждением на АЭС и тепловых электростанциях в России и за рубежом показывает, что обеспечение пожаро- взрывобезопасности в машинных залах электрических станций остается актуальной проблемой ввиду использования горючего масла в маслосистемах турбоагрегатов (ТА) и наличия в системах охлаждения ТГ горючего и взрывоопасного водорода. Возникновению и развитию пожаров способствует и так называемый человеческий фактор, проявляющийся в недостаточном качестве ремонта, дефектах изготовления оборудования, неправильных действиях или бездействии эксплуатационного персонала, нечеткости или недостаточности требований нормативной документации и инструкций.

Несмотря на принимаемые противопожарные мероприятия,  на электростанциях случаются аварии с катастрофическими последствиями – значительными повреждениями и  (или) разрушением ТА и строительных конструкций машинных залов вследствие пожара масла и водорода.  Увеличение доли оборудования, выработавшего назначенный ресурс, в машинных залах электростанций, в том числе на АЭС, в сочетании с определенной тенденцией к снижению качества эксплуатации и ремонта в последние годы, способствует росту риска  возникновения пожароопасных и взрывоопасных ситуаций.

Повышение пожарной безопасности ТГ с водородным охлаждением отнесено МЧС России к приоритетным направлениям работ по повышению пожаробезопасности АЭС [1].

Состояние проблемы пожаробезопасности в машинных залах АЭС

Ниже приведены некоторые усредненные статистические данные по частоте пожаров и возгораний.

Средняя частота нарушений в работе ТГ, сопровождающихся загораниями   и “хлопками” водорода в машинных залах отечественных электростанций (включая АЭС)  имела порядок 0,01  (отказ на генератор в год).   Средняя частота тяжелых аварий ТА с катастрофическими пожарами и взрывами водородновоздушной смеси была примерно на порядок ниже. В машинных залах АЭС США средняя частота пожаров на ТА в год составляла 0,018 [3]. данные об ущербе от пожаров, приведенные в работах [4, 5] по 25 случаям, имевшим место на ТА мощностью от 50 до 1300 МВт, в том числе на АЭС, характеризуются большим разбросом и находятся в диапазоне от 7,7 до 130,8 млн. $ при среднем значении 40¸50 млн. $ на 1994 г.; восстановительный период составлял от 4 до 21 месяца при среднем значении 10 месяцев. Результаты анализа аварийных ситуаций, сопровождавщихся возгораниями, пожарами и взрывами, фактически имевших место в машинных залах тепловых электростанций РАО «ЕЭС», АЭС России, зарубежных АЭС в течение нескольких десятков лет, показал, что к быстрому развитию катастрофического пожара масла и водорода с повреждением строительных конструкций машинного зала приводили все аварийные ситуации, первопричиной которых было механическое разрушение узлов турбоагрегатов. Эта первопричина обусловила около 70% пожаров с повреждением конструкций кровли в машинных залах электростанций. Из них примерно две трети случаев относятся к турбине (механическая разбалансировка, разгон), а остальные — к генератору (повреждения бандажных узлов, выход в двигательный режим).  Разрушения турбины всегда вызывают проливы большого количества масла, сопровождаются разрушением ТГ с выбросом водорода, пожарами масла и водорода.

Следующими по значимости являются разуплотнения напорных маслопроводов (фонтанирование и утечки масла с пропиткой теплоизоляции) и разуплотнения системы водородного охлаждения ТГ—утечки, приводящие к накоплению водородно-воздушной смеси (через неплотности выводов — в токопроводы, через уплотнения вала — в картеры подшипников). Утечки масла с возгоранием имели катастрофические последствия – пожары – примерно в 17% случаев. Утечки водорода с возгоранием имели катастрофические последствия – взрывы  и пожары — примерно в 18% случаев, в том числе взрывы с гибелью людей— в 6% случаев. Большая часть утечек масла и водорода происходит по вине эксплуатационного и ремонтного персонала.

Пожар масла на отметке обслуживания турбоустановки представляет серьезную опасность как для металлоконструкций стропильных ферм кровли, так и для колонн машинного зала.  Дальнобойные струи горящего масла нагревают несущие металлоконструкции до критической температуры, что приводит к потере их устойчивости и обрушению в течение нескольких минут [З]. Дополнительное значительное тепловыделение от сгорания водорода в первые минуты аварии с разрушением турбоагрегата ускоряет прогрев несущих металлических конструкций машинного зала.

При возможном разрушении масляного уплотнения вала генератора возникает факел горения водорода с маслом с температурой более 2000 °С, что имело место как на блоке №2 Чернобыльской АЭС в 1991 г., так и в последнее время на ряде ТЭС. В этом случае существующее огнезащитное покрытие будет малоэффективно и недостаточно для сохранения несущей способности ферм и металлоконструкций перекрытия машинного зала.

При значительной утечке водорода сохраняется возможность его накопления в верхней части машинного зала, что при недостаточной вентиляции может привести к локальному взрыву («хлопку»). Утечки водорода различной интенсивности в недостаточно вентилируемые объемы могут приводить к локальным возгораниям и «хлопкам», небезопасным для подшипников ТГ и кожухов токопроводов и возбудителя.

Опасность возгорания водорода при разуплотнении ТГ заключается в следующих событиях, перечисленных в порядке убывания их вероятности (и возрастания тяжести последствий):

-           утечка водорода в машинный зал через любые неплотности в газомасляной системе ТГ с возгоранием;

-           утечки водорода через неплотности выводов – в  токопроводы с накоплением и вспышкой водородно-воздушной  смеси;

-           прорыв водорода  в   сливной маслопровод и картеры подшипников с хлопком и вспышкой  вдоль вала  через уплотнения либо через поплавковый гидрозатвор;

-           залповый выброс водорода с воспламенением водорода и масла вследствие полного или частичного разрушения торцевых зон  ТГ.

Утечка водорода из газомасляной системы ТГ не всегда сопровождается возгоранием или пожаром (в среднем, примерно 15% случаев). Но возгорание водорода представляет опасность, поскольку может оказаться фактором, инициирующим пожар не только водорода, но и масла.

Пути предупреждения развития аварийных ситуаций в машинных залах АЭС

Для предупреждения потери устойчивости несущих металлоконструкций в машинном зале при пожаре масла и водорода  необходимо свести до минимума следующие параметры аварийной ситуации:

–          продолжительность истечения масла и водорода;

–          площадь  разлива масла;

–          продолжительность горения масла.

Анализ аварийных ситуаций показал, что при значительной разгерметизации генератора минимальное время от обнаружения утечки водорода до отключения генератора от сети составляет от двух до семи минут. Время автоматического отключения трубопроводов достигает двух минут, а ручного отключения— пяти минут. При сбоях в работе сигнализации и защиты и при запаздывании принятия мер персоналом это время может непредсказуемо увеличиваться.

Следовательно, за указанный выше интервал времени нагрева металоконструкций до критической температуры – от двух до трех минут – затруднительно обнаружить пожар и привести в действие предусмотренные проектом установки и противоаварийные средства.         Основные составляющие аспекты пожарной защиты машинного зала. вытекающие из условий снижения риска пожара, следующие:

• предупреждение основных причин пожаров:

-                   механического разрушения узлов ТА;

-                   разуплотнения напорных маслопроводов;

-                   разуплотнения газомасляной системы ТГ;

• ликвидация возникших возгораний и пожаров и предупреждение распространения огня;

• снижение ущерба от пожаров путем повышения эффективности обнаружения и подавления пожара.

Для предупреждения механического разрушения основных узлов ТА необходимо устранение вероятных причин этого:

–          взрыва водородно-воздушной смеси;

–          механического небаланса валопровода из-за повреждения лопаток цилиндра низкого давления (ЦНД);

–          трещин в валу и в бандажных кольцах ротора  ТГ;

–          двигательного и асинхронного режимов ТГ.

Как показал анализ статистической информации, взрывобезопасность ТГ с водородным охлаждением АЭС, как и тепловых электростанций, всеце-ло зависит от качества обслуживания персоналом газомасляной системы. В соответствии с известными нормативами [7, 8] должна быть исключена  по-тенциальная возможность накопления водородно-воздушной смеси опасной концентрации в замкнутом или плохо вентилируемом объеме. Для этого в процессе эксплуатации газомасляной системы ТГ ведется контроль:

–          давления водорода в корпусе ТГ;

–          чистоты (содержания)  водорода в корпусе ТГ

–          расхода водорода на восполнение утечек и продувку ТГ;

–          содержания кислорода в поплавковом гидрозатворе ЗГ-500;

–          уровня масла в поплавковом гидрозатворе ЗГ-500;

–          наличия и содержания водорода в картерах подшипников;

–          наличия и содержания водорода в кожухах комплектных экраниро-ванных токопроводов и камере нулевых выводов обмотки статора;

–          наличия и содержания водорода в «газовых ловушках», соединенных с коллекторами и сливным трубопроводом  дистиллята системы охлаждения обмотки статора;

–          наличия и содержания водорода в «газовых ловушках», соединенных со сливными трубопроводами газоохладителей;

–          состава газа в  корпусе ТГ при заполнении ТГ водородом  и удаления последнего – только через вытеснение (замещение) азотом.

Чтобы сократить время истечения водорода при разуплотнении и предотвратить накопление водородно-воздушной смеси, надо ускорить  отключение ТГ. Однако  в Правилах [6, 8]  отсутствует четкое требование об останове ТА при резком падении давления водорода, а также не указана необходимость отключения ТГ в случаях недопустимого повышения концентрации водорода в картерах подшипников, комплектных токопроводах и в шумозащитном кожухе. Вместо этого одним из условий, когда согласно пункту 12.3.30 «Турбина должна быть разгружена и остановлена в период, определяемый главным инженером электростанции (с уведомлением диспетчера энергосистемы)...», является условие «обнаружения недопустимой концентрации водорода в картерах подшипников, токопроводах, маслобаке, а также превышающей норму утечки водорода из корпуса генератора» [6].  Поскольку в качестве  нормы утечки  принята суточная утечка водорода 5 % от  общего газового объема ТГ, то для сравнения с этой нормой надо определить  утечку водорода хотя бы в течение часа. Таким образом,  в [6] заложена возможность запаздывания действий персонала АЭС  при резком падении давления водорода.

Характерным примером является утечка  водорода из нижней части корпуса ТГ типа ТВВ-1000-2У3 через прокладку люка, обнаруженная по резкому падению давления водорода в корпусе ТГ (рисунок 1) и по сильному шуму (свисту) в машинном зале, когда весь водород вышел в машинный зал, но возгорания не произошло. Динамика снижения давления водорода в корпусе ТГ показана на рисунке 1.

Аналогичный случай имел место и на ТГ типа ТВВ-1000-4У3. В обоих случаях скорость падения давления водорода превышала  1,20 МПа/ч. Анализ остановов ТГ из-за утечек водорода  показал, что при появлении утечек с высокой скоростью снижения давления в корпусе генератора (1 МПа/ч и более) промежуток времени от обнаружения утечки до отключения генератора  составляет обычно от двух до семи минут. При появлении возгорания верхняя граница этого промежутка времени сокращается до четырех минут, т.е. очевидную опасность ситуации персонал замечает и действует более оперативно. В остальных рассмотренных случаях, когда скорость снижения давления водорода составляла от 0,0015 до 0,3 МПа/ч, а причина утечки не была очевидна, промежуток времени от обнаружения утечки до начала разгрузки блока значительно увеличивался, составляя от 10 мин до 11,5 ч. Соответственно сильно возрастал промежуток времени от обнаружения утечки до отключения ТГ, составляя от 36 мин до 15,5 ч.  Для сравнения укажем, что максимально допустимая 5%-ная утечка водорода соответствует скорости снижения давления водорода 1,25 кПа/ч при избыточном давлении 0,5 МПа.

Итак,  отсутствие  требования отключения  ТГ  при падении давления в корпусе ТГ представляет определенную опасность, поскольку в случае даже интенсивной утечки водорода, которая создает реальную опасность взрыва или пожара,  оперативность действий персонала АЭС не обязательно будет обеспечена. В то же время наличие на АЭС вычислительных средств и аппаратуры АСУ ТП создает реальную возможность обеспечить автоматизацию анализа изменений давления водорода, в частности, определение скорости снижения давления и сравнение этого показателя с уставкой, заданной на основании опыта эксплуатации. Одновременный анализ показаний газоанализаторов позволил бы диагностировать причину, локализацию и степень опасности утечки. Сигнал на разгрузку и  останов ТГ в случае превышения уставки по скорости падения давления водорода повысил бы пожаробезопасность.

Анализ причин механического разрушения ТА, приводящего к катастрофическим пожарам,  показал, что наиболее опасная причина – обрыв лопаток ЦНД. Предотвращение разрушения ТА по этой причине или снижение масштабов разрушения требуют наличия системы защиты по предельному уровню вибрации   с отключением ТА при вибрации 11,2 мм/с [6].  Однако достижение этого уровня вибрации не означает неизбежность разрушения основных узлов ТА и катастрофического пожара с необходимостью немедленного запуска системы противопожарной защиты. Эта необходимость определяется следующими критериями опасности разрушения, разработанными в ВТИ (А.П.Жаров, А.З.Зиле и др.):

–          одновременное превышение мгновенных виброскоростей опор цилиндра низкого давления ТА и передней опоры ТГ свыше 30 мм/с в вертикальном и горизонтальном направлениях по штатной аппаратуре виброконтроля;

–          превышение отклонения последней опоры ротора низкого давления ТА свыше 0,8 мм в момент динамического возмущения;

–          выборка потолочных зазоров на вкладышах двух последних опор турби-ны,  фиксируемая специальными концевыми выключателями.

При одновременном выполнении вышеуказанных  условий по принципу «два из трех» обеспечивается  достоверный сигнал на включение противопожарных мероприятий. Наиболее эффективна реализация этих критериев, свидетельствующих о начале процесса разрушения, в рамках системы автоматической многофункциональной противопожарной защиты по вибродинамическому фактору.

Своевременное выявление другой возможной причины разрушения ТА – трещины в вале – требует использования специальных процедур анализа данных системы вибромониторинга с учетом векторных изменений и  вибрации при выбеге на критических скоростях ротора [9, 10].

Наконец, предупреждение разрушения ТГ из-за трещин в бандажных кольцах ротора определяет необходимость осуществления комплекса специальных профилактических мер по обеспечению надежности работы бандажных узлов, которые подробно описаны в [11].

Итак, снижение риска механического повреждения ТА и неизбежного при этом катастрофического пожара наиболее целесообразно осуществить при помощи автоматической многофункциональной противоаварийной защиты со следующим алгоритмом действия:

–          от системы вибромониторинга формируется сигнал защиты по  вибродинамическим критериям;

–          от сигнала защиты по вибродинамическим критериям  турбина отключается без выдержки времени воздействием на стопорные клапаны;

–          по факту закрытия стопорных клапанов также без выдержки времени отключается от сети генератор;

–          открываются задвижки срыва вакуума;

–          производится аварийный сброс водорода из генератора в атмосферу; при снижении давления в корпусе до 0,1 МПа  в генератор подается азот;

–          немедленно (без выдержки времени) отключаются масляные насосы смазки и маслоснабжения уплотнений вала;

–          включается система ликвидации пожара.

Существующая активная защита ферм машинного зала путем орошения холодной водой из пожарного водопровода  через лафетные стволы  малоэффективна при факельном горении масла и водорода из-за инерционности ввода в действие и невозможности точного попадания струи воды в очаг наибольшего нагрева ферм в условиях задымления машинного зала и плохой видимости. Большая часть воды проливается в машинный зал, не достигая ферм и  не охлаждая последних.

Пассивная защита  металлоконструкций от перегрева специальными огнезащитными покрытиями обеспечивает заданную огнестойкость при равномерном нагреве, но весьма проблематична при интенсивном локальном нагреве горящими направленными струями масла и водорода, особенно, если учесть высокую температуру водородного пламени и  резко неравномерный нагрев элементов пространственных ферм.

Разработка комплекса мероприятий, повышающих безопасность энергоблока

Для повышения эффективности ликвидации пожара на ТА можно рекомендовать СПРП – систему предотвращения развития пожара [12], которая подавляет опасные очаги горения масла распыленной горячей водой, подаваемой из деаэратора, формируя непосредственно над очагами горения масла завесу из тонкораспыленной воды и пара, имеющую охлаждающее и разбавляющее действие; эта завеса защищает фермы кровли от быстрого нагрева. Работа СПРП продолжается до прибытия и начала работы пожарных подразделений, которые будут осуществлять тушение пожара обычными методами.

Указанный алгоритм действия многофункциональной противоаварийной защиты требует высокой достоверности первоначального сигнала на запуск системы, формируемого по вибродинамическим критериям, Эта достоверность может быть повышена путем ввода дополнительного сигнала о резком возрастании скорости снижения давления водорода в генераторе.  Кроме того, целесообразно использовать малоинерционные пожарные извещатели, например, оптические извещатели пламени, установленные в непосредственной близости от турбоагрегата.

Для повышения эффективности пожаротушения путем уменьшения площади разлива масла и снижения продолжительности его горения целесообразно в местах возможных проливов масла оборудовать поддоны самотушения, оснащенные огнепреградителями.

Таким образом, на основании проведенного анализа, предлагается следующий комплекс мероприятий по снижению риска пожаров и взрывов в машинных залах АЭС:

1.         Дополнить Правила [6, 8] требованиями об останове турбоагрегата при резком падении давления водорода в генераторе, а также в случаях недопустимого повышения концентрации водорода в картерах подшипников, комплектных токопроводах и в шумозащитном кожухе.

2.         Разработать и внедрить на АСУ ТП алгоритм автоматизированного диагностического анализа параметров газомасляной системы генератора.

3.         Реализовать систему вибромониторинга с диагностикой трещин в вале.

4.         Адаптировать к условиям АЭС и внедрить автоматическую многофункциональную противоаварийную защиту турбоагрегата по вибродинамическому фактору, включая схему аварийного сброса водорода из генератора и схему подавления  горения масла распыленной горячей водой, подаваемой из деаэратора.

5.         Разработать требования к схеме аварийного сброса водорода в части времени сброса (не более 1,5 минут), показателей надежности и методики испытаний

6.         Дополнить имеющиеся дымовые извещатели пожара в машинном зале  оптическими извещателями пламени.

7.         Адаптировать к условиям АЭС и ввести в действие «Руководство по повышению надежности эксплуатации бандажных узлов роторов турбогенераторов».


Список источников:


1. Дешевых Ю. Атомные электростанции: шаги к повышению пожаробезопасности. Пожарное дело, 2008, № 11.

2. Ковалевич О.М. К вопросу об определении «степени  риска».  Вестник Госатомнадзора России  № 1,  2004 г.

3. Микеев А.К. Противопожарная защита АЭС. М.: Энергоатомиздат, 1990.

4. A 30-year Study of Large Losses in the Gas and Electric Utility Industry., Edited by L. R. Hathaway, 5th Edition, March 1995, M&M Protection Consultants.

5. Nuclear Power Plant Turbine Hall Fires, L. R. Hathaway (M&M PC), Fire & Safety ’94 Conference, NEI, Barcelona 1994

6. РД ЭО 0348-02. Основные правила обеспечения эксплуатации  атомных станций.

7. РД 153-34.0-45.512-97. Типовая инструкция по эксплуатации газомасляной системы водородного охлаждения генераторов.

8. Правила пожарной безопасности при эксплуатации атомных станций. ППБ АС-95.

9. Методические указания по оценке технического состояния турбогенераторов, отработавших установленный нормативный срок службы». Стандарт ОАО РАО «ЕЭС России», 2008.

10. Зиле А.З., Томашевский С.Б., Куликов Р.А. О вибрационном контроле трещины в вале турбоагрегата. Электрические станции, 2007, № 10.

11. СО-153-34.45.513-07. Руководство по повышению надежности эксплуатации бандажных узлов роторов турбогенераторов.

12. Соковиков В.В., Тугов А.Н., Беликова Н.З. и др. Автоматизированное тушение пожаров на электростанциях. Энергетик, 2006, № 6.


Рисунок 1 – Снижение давления водорода в корпусе ТГ  1000 МВт из-за утечки через поврежденную уплотняющую прокладку люка вследствие скрытого дефекта в резине