Авария на СШГЭС: система работала в штатном режиме

Автоматика Саяно-Шушенской ГЭС сохраняла свою работоспособность в соответствии с технологическим алгоритмом до того момента, пока физически не перестала существовать. Развитие ситуации произошло мгновенно и, по сути, намного стремительнее «реакции» системы управления. Такое заявление сделали специалисты ООО «НПФ «Ракурс», компании, которая внедрила АСУ ТП на втором гидроагрегате Саяно-Шушенской ГЭС.

– Автоматика для современной ГЭС – это достаточно комплексный, иерархический, многоуровневый проект, и часть из этих систем действительно входила в сферу нашей поставки и нашей ответственности, – подчеркнул генеральный директор компании Леонид Чернигов. – Часть задач и оснащение оборудованием Саяно-Шушенской ГЭС выполняют и другие производители.

Как отметил заместитель генерального директора ООО «НПФ «Ракурс» Дмитрий Щербаков, внедренная компанией система работала в штатном режиме, запись всех изменений технологических событий и измерений, архив данных при аварии сохранился и был расшифрован. Эта информация сейчас доступна комиссии, расследующей причины аварии, которая и сделает достоверные выводы о причинах аварии.

Мы обратились в ООО «НПФ «Ракурс». Подробный комментарий по работе АСУ ТП предоставили главный специалист по системам регулирования гидротурбин д. т. н. Олег Башнин и главный конструктор отдела ОКР Дмитрий Клевин:

– Электронная часть регулятора частоты вращения гидротурбины (ПТК ЭГР) осуществляет сбор данных о состоянии объекта управления (гидротурбины) и формирует управляющий сигнал для гидропривода лопаток направляющего аппарата турбины. Катастрофические неисправности или неправильные действия электронной части могут вызвать движение сервомоторов с полной скоростью либо на открытие, либо на закрытие.

При движении сервомоторов направляющего аппарата с полной скоростью на закрытие возникают режимы экстренной остановки или аварийного сброса нагрузки, которые являются предметом тщательного исследования и анализа на этапе выбора закона движения регулирующих органов для этих случаев. При этом максимальная скорость закрытия определяется специальными устройствами, расположенными в гидравлической колонке управления и в индивидуальных сервомоторах лопаток. (См.: стр. 129, том 1, «Гидроэнергетическое и вспомогательное оборудование ГЭС», справочное пособие.) Режим аварийного сброса нагрузки – расчет гарантий регулирования (см.: стр. 125, том 1, там же) определяет максимальное число оборотов и максимальное повышение давления в спиральной камере при сбросах нагрузки. Этот режим проверяется в процессе сдаточных испытаний системы регулирования. Режим экстренной остановки при одновременном снижении нагрузки менее опасен, чем сброс ее с отключением генератора от сети, так как не сопровождается повышением частоты вращения. Итак, полное закрытие турбины с максимальной скоростью, по траектории, формируемой исполнительной гидравлической системой, длится определенный отрезок времени, детально рассчитывается и не приводит к аварии агрегата.

При полном открытии направляющего аппарата и отключении агрегата от сети турбина разгоняется. Разгон турбины происходит не мгновенно, а определяется мощностью турбины и инерцией ротора. Эта ситуация характерна для гидравлических турбин при аварии системы регулирования, поэтому также тщательно анализируется. Обычно до момента срабатывания противоразгонной защиты со сбросом щитов проходит 5-6 секунд. А достижение угонных оборотов происходит примерно за 20 секунд. За то время, пока падают «быстропадающие щиты», ротор должен выдержать угонные обороты (максимальные обороты при полностью открытом направляющем аппарате) без разрушения. Это качество закладывается при выборе конструкции ротора и расчетных запасов прочности.

Тренды СШБД показаний датчиков вибрации (см. рис.1) говорят о том, что с момента времени 4:13:24,727 за 1-2 секунды до аварии вибрации подшипников турбины и генератора возросли более чем в 10 раз, что свидетельствует о быстром нарастании механического движения ротора

в вертикальном направлении. Сигналы параметров режима сохраняли свое нормальное значение примерно в течение 1,5 секунды после резкого увеличения амплитуды вибраций.

Анализ трендов сервера СШБД показывает, что в течение одной секунды показания датчиков параметров режима турбины (в процентах от номинальных значений):

AI_Y1 – открытие направляющего аппарата;

AI_PG_R – групповое задание мощности;

XG1 – частота вращения турбины по сигналу датчика тахогенератора;

XG2 – частота вращения турбины по сигналу частоты напряжения генератора;

AI_PG – активная мощность агрегата, отклонились от нормальных значений, соответствующих предыдущему устойчивому статическому режиму турбины, до нулевых (обрыв датчика).

Синяя вертикальная линия отмечает момент времени скачко-образного увеличения вибрации – начало аварии.

Развитие аварии происходило практически мгновенно (1-2 секунды) по сравнению с возможностями системы управления. Оказать какое-либо влияние на течение аварии система регулирования была не в состоянии.

Регулятор разгружает машину, закрывая направляющий аппарат (AI_Y1), в соответствии с сигналом группового регулятора (AI_PG_R). Разгрузка продолжается еще около1,5 с. после момента увеличения вибраций (синяя вертикальная линия с отметкой времени) и до момента скачкообразного изменения сигнала управления от группового регулятора. Одновременно с изменением сигнала группового регулятора происходит обрыв сигналов частоты вращения ротора (XG1) и частоты напряжения сети (XG2). Регулятор переходит сначала в режим «МОЩНОСТЬ», а затем в режим «ЧАСТОТА» в полном соответствии с заложенным алгоритмом. Анализ поведения регулятора показывает, что он не мог создать аварийную ситуацию. Не мог способствовать и локализации аварии как в силу потери информации о состоянии объекта, так и в силу ограниченности воздействия на мощность машины.

Ирина Кривошапка, "Энергетика и промышленность России", № 17 (133) сентябрь 2009 года