Об организационно-технических причинах аварии на СШГЭС, развившейся до масштабов техногенной катастрофы

После аварии на Саяно-Шушенской ГЭС прошло уже шесть лет. Станция полностью восстановлена. 12 ноября 2014 года пущен после восстановления последний гидроагрегат – ГА-2. Однако вопрос о технических причинах аварии и техногенной катастрофы с гибелью 75 человек и разрушением самой мощной в стране электростанции до сего времени нельзя считать решенным.

Несмотря на то, что расследованием причин аварии занимались комиссии Ростехнадзора и Госдумы с привлечением Академии Наук и центральных институтов энергетического направления (ЦНИИТМаш, ЦКТИ, ВТИ, ОРГРЭС), фактическая причина аварии на Саяно-Шушенской ГЭС осталась не установленной.

I. Об официально обнародованной причине аварии

По выводам комиссий [1] причиной аварии на СШГЭС явилось разрушение шпилек крепления крышки турбины. Шпильки разрушились вследствие развития и накопления усталости металла от горизонтальной (радиальной) вибрации турбинного подшипника.

Достоверность такого заключения о причине разрушения шпилек опровергают следующие факты:

1. На рис. 1 представлена конструкция узла крепления крышки турбины СШГЭС к опорному кольцу статора турбины.

Рис. 1. Конструкция узла крепления крышки турбины к опорному кольцу статора турбины СШГЭС.
(Поз. 48 (сечение Е-Е) – шпилька крепления крышки; поз. 100 – гайка; поз. 108 – шайба).

Как видно, отверстия во фланце крышки под шпильки рассверлены на диаметр больший, чем диаметр шпильки (с зазором на сторону ~ 5 мм). Это делается для того, чтобы при монтаже крышки была возможность установки оси крышки концентрично с осью вала турбины. При достижении концентричности положение крышки фиксируется припасованными штифтами – поз. 50 (сечение Ж-Ж).

Таким образом, тело шпильки не имеет непосредственного контакта с телом фланца крышки, поэтому горизонтальные усилия, возникающие при горизонтальной (радиальной) вибрации турбинного подшипника, непосредственно на шпильку не передаются. Эти усилия воспринимаются шайбой (поз. 108) и через неё гайкой (поз. 100). Но при передаче на шпильку полностью гасятся на поверхностях трения фланец-шайба и шайба-гайка.

Другими словами, от горизонтальной вибрации шпильки могли бы разрушаться только при условии, если бы двойная амплитуда при ней была не 160 микрон, а более 10000 микрон, т.е. более чем в 60 раз большая по сравнению с амплитудой, допустимой по ПТЭ.

Непосредственный контакт с телом фланца крышки имеют только припасованные фиксирующие штифты – поз. 50 (сечение Ж-Ж). Но про их состояние после аварии агрегата в заключениях комиссий ничего не сказано.

2. На рис. 2 представлены шпильки крепления крышки турбины после аварии.

Рис. 2. Шпильки крепления крышки турбины после аварии на СШГЭС.

О чем говорят вид, строение и характер изломов шпилек?:

а) Изломы (разрывы) шпилек произошли не внизу (по выходе из статорного опорного кольца), а вверху (под гайкой). От горизонтальной (радиальной) вибрации разрушение шпилек было бы внизу. Следовательно, усилия, возникающие при горизонтальной (радиальной) вибрации турбинного подшипника, не участвовали в разрушении шпилек.

б) На поверхности изломов просматриваются т.н. цвета побежалости.

Цвета побежалости – это тончайшая пленка окислов, образующихся при нагреве на свежей, только что появившейся поверхности стали, когда на этой поверхности ещё не происходило окисление. При длительном разрушении, вследствие усталости, поверхность изломов должна иметь сравнительно толстый слой окислов, поэтому цвета побежалости на поверхности изломов бы не образовывались. Следовательно, разрушение шпилек было не длительное, не усталостное.

Синий цвет поверхности изломов может свидетельствовать о том, что при разрушении шпильки нагревались до температуры ~ 250-300 °С.

в) На изломах прослеживается чёткое направление прохождения лидирующей разрушающей трещины (от её начала до зоны долома) – по направлению вращения ротора.

То есть, место расположения изломов (разрывов) шпилек, направление прохождения разрушающих трещин и цвета побежалости на поверхности изломов однозначно свидетельствуют о том, что разрушение шпилек происходило не от усилий, возникающих при вибрации (колебании) шпилек, а от ударных усилий и усилий трения при задевании вращающегося рабочего колеса турбины за неподвижные части крышки турбины. Характерный рельеф поверхности изломов показывает, что изломы не усталостные, развивавшиеся длительное время, а силовые, развившиеся от действия напряжений по величине значительно превосходящих предел усталости для данной марки стали.

Ближайшим к шпилькам местом задевания является верхнее щелевое ёлочное лабиринтное уплотнение рабочего колеса турбины СШГЭС – рис 3 [2].

Рис. 3 Конструкция верхнего щелевого ёлочного лабиринтного уплотнения рабочего колеса турбины СШГЭС.

Такая конструкция уплотнения не исключает задевания подвижной части лабиринта (на ободе колеса) за неподвижную его часть (на крышке турбины) – как при смещении колеса в горизонтальном (радиальном), так и в вертикальном (осевом) направлениях.

Горизонтальный зазор в уплотнении может быть выбран при смещении рабочего колеса в результате выхода из строя турбинного подшипника. Но при расследовании и при демонтаже турбины после аварии повреждения турбинного подшипника не обнаружено.

Вертикальный зазор в уплотнении может быть выбран при подъеме ротора гидроагрегата. Именно подъем ротора и был фактической причиной задевания в верхнем лабиринтном уплотнении. Момент подъема ротора с выборкой вертикального зазора и ударным касанием подвижной части лабиринта на рабочем колесе за неподвижную его часть на крышке турбины зафиксирован датчиком вертикальной вибрации на крышке – рис. 4. Датчик вертикальной вибрации мгновенно зашкалило. Это был момент начала аварии на Саяно-Шушенской ГЭС.

Рис. 4. Момент подъема ротора с ударным упором рабочего колеса в крышку турбины в месте верхнего щелевого лабиринтного уплотнения.

Другим фактом, свидетельствующем о выборке вертикального зазора в верхнем лабиринте, было падение давления под крышкой турбины СШГЭС, зафиксированное датчиком через секунду после ударного касания рабочим колесом крышки турбины – рис. 5.

Рис. 5. Падение давления под крышкой турбины СШГЭС при схлопывании вертикальных зазоров в верхнем лабиринте.

Давление под крышкой турбины – это давление в полости между крышкой и верхним ободом рабочего колеса турбины. Падение давления в этой полости – это свидетельство о схлопывании вертикальных зазоров в уплотнении.

II. О подъеме ротора гидроагрегата.

Весьма странно, что при участии в расследовании таких фундаментальных специалистов, как руководители Ростехнадзора и ведущие специалисты отраслевых институтов, вообще не рассматривалась версия подъема ротора гидроагрегата Саяно-Шушенской ГЭС.

Между тем, подъем роторов гидроагрегатов наряду с разгоном роторов является одним из главных факторов опасности при эксплуатации гидроагрегатов. От разгона роторов защита есть, от подъема роторов – защиты нет.

Повреждения и аварии, связанные с подъемом роторов гидроагрегатов, случались и ранее. Но на агрегатах, значительно меньших по мощности по сравнению с агрегатами Саяно-Шушенской ГЭС. И аварии не имели такого развития до масштабов катастрофы. Поэтому не были такими резонансными. Подъем роторов изучен и описан: [3], [4], [5].

Физика процессов подъема роторов обусловлена самой конструкцией турбины:

На рис. 6 представлена гидротурбина СШГЭС.

Рис. 6. Радиально-осевая турбина РО-230/833-0-677 Саяно-Шушенской ГЭС.

Радиально-осевая турбина – это активно-реактивная турбина. Верхняя часть турбины, где вода заходит в межлопастные каналы по радиусу, – это активная часть. Работа турбины в этой части подобна работе старой водяной мельницы.

При переходе по осевому направлению в нижнюю часть вода, проходя по межлопастным каналам, давит на изогнутые винтом лопасти, заставляя их вращаться. И по выходе из турбины реактивными силами от вытекающих в тангенциальном направлении струй, подобно сегнерову колесу, вращает турбину. Это реактивная часть турбины.

И активная, и реактивные части работают в турбинном режиме только при номинальном расходе воды через турбину и при номинальной скорости вращения ротора (142,8 об./мин.). При сниженном расходе (когда лопатки направляющего аппарата открыты не на номинальную величину) скорость выхода струй из межлопастных каналов меньше линейной скорости нижних кромок лопастей, поэтому нижние кромки лопастей начинают работать как лопасти гребного винта. На турбине появляется подъёмная сила, передающаяся на ротор агрегата.

При определенных переходных процессах эта подъемная сила может возрастать до величины веса ротора. Ротор поднимается (всплывает).

Такими переходными процессами являются процессы, при которых линейная скорость нижних кромок лопастей турбины, вращающейся с постоянной угловой скоростью 142,8 об/мин, становится больше скорости воды, вытекающей из межлопастных каналов.

Безусловно, это происходит при закрытии лопаток направляющего аппарата.

Но к таким процессам относится и сброс нагрузки электрогенератора.

Математически это выглядит так: , где – момент на валу турбины, создаваемый потоком воды; – момент электромагнитного сопротивления в зазоре между обмотками ротора и статора генератора – полезная нагрузка генератора; – момент инерции ротора агрегата; – угловая скорость вращения ротора агрегата.

Если в процессе работы агрегата произошло уменьшение полезной нагрузки, избыток движущего момента над моментом сопротивления пойдет на увеличение составляющей . Но так как момент инерции ротора есть величина постоянная, то произойдет увеличение только . С увеличением угловой скорости возрастает и линейная скорость нижних кромок лопастей, подъемная сила на турбине увеличивается. Этот процесс можно сравнить с затягиванием ключом гайки на резьбовом соединении, когда резьба неожиданно срывается.

При ударном сбросе нагрузки соответственно происходит и ударное увеличение подъемной силы, которая в импульсе может превышать вес ротора. Происходит своего рода гидромеханический удар.

Сами по себе эти процессы не так опасны, опасна повышенная скорость их прохождения. Поэтому скорости этих процессов жестко ограничиваются. Так, на турбинах Саяно-Шушенской ГЭС скорость сброса нагрузки генератора ограничена заводом-изготовителем турбин величиной не более 30 МВт/сек. [6].

Именно такие опасные переходные процессы, неоднократно допущенные на гидроагрегате № 2 СШГЭС утром 17 августа 2009 года, и явились причиной его аварии.

III. В аварию по приоритету.

Электроэнергия – продукция мгновенного использования. В каждый текущий момент количество выработанной энергии должно соответствовать количеству потребленной. Поэтому в региональных и межрегиональных системах выполняется регулирование частоты и мощности электрического тока.

«К централизованной системе регулирования частоты и перетока мощности могут быть подключены все сибирские ГЭС и крупные ТЭЦ. Но исторически сложилось, что были подключены Саяно-Шушенская, Братская и Усть-Илимская ГЭС. На Усть-Илимской ГЭС было установлено оборудование 70-х годов выпуска, которое не позволяло качественно участвовать в этом процессе, поэтому из трех этих станций Братская ГЭС принимала на себя основную долю регулирования в Объединенном Диспетчерском Управлении Сибири (ОДУ Сибири)» [7].

Регулирование производится с центрального регулятора (ЦР) в ОДУ. С него команды поступают на общестанционный групповой регулятор активной мощности (ГРАМ), и после обработки команды в ГРАМ на регулятор агрегата, подключенного к системе ГРАМ.

Участие агрегатов в регулировании – это частая смена режимов по сбросу и набору нагрузки и регулировании частоты тока, частая смена переходных процессов.

Согласно техническим требованиям (п. 1.2.2. РД 153-34.0-35.519-98) [8]

распределение нагрузки между гидроагрегатами, работающими на групповом регулировании, должно производиться с учетом индивидуальных ограничений по максимальной мощности и зон нежелательной работы по одному из следующих способов:

– по равенству мощностей или открытий направляющих аппаратов при идентичности энергетических характеристик гидроагрегатов;

– по минимуму суммарных потерь при различных энергетических характеристиках.

По равенству мощностей – это значит величина мощности, снимаемой (добавляемой) при регулировании со станции, равномерно распределяется на все агрегаты, участвующие в регулировании. Этим предотвращается возможные повышения скоростей переходных процессов на отдельных агрегатах.

Конечно, было бы идеальным, если бы скачки мощности в регионе при регулировании равномерно распределялись между 16–ю агрегатами Усть-Илимской, 18-ю агрегатами Братской и 10-ю агрегатами Саяно-Шушенской ГЭС. Очевидно, допустимым было бы и, когда эти скачки распределялись равномерно между агрегатами только СШГЭС.

Но на Саяно-Шушенской ГЭС это требование п. 1.2.2. РД 153-34.0-35.519-98 не соблюдалось. При регулировании распределение нагрузки между агрегатами выполнялось в соответствии с принятой на станции системой приоритетов. Каждому агрегату присваивалось определенное значение приоритета от 1 до 10. При разгрузке станции снималась нагрузка с агрегата, имеющего наибольший приоритет среди агрегатов, работающих в зоне номинальных нагрузок. При загрузке станции нагружался агрегат с наименьшим приоритетом среди агрегатов, работающих в зоне малых нагрузок. Гидроагрегату № 2 было присвоено значение 7-го приоритета.

При этом, как отмечено в Акте расследования аварии на СШГЭС, при последней модернизации системы группового станционного регулятора алгоритм его воздействия на гидроагрегат и скорости переходных процессов при регулировании не согласовывались с заводом-изготовителем турбин (ЛМЗ).

При такой программе распределения нагрузок между агрегатами оказалось, что при стечении обстоятельств, когда Усть-Илимская ГЭС не участвовала в регулировании, а Братская ГЭС отключилась от регулирования из-за пожара, вся доля на сброс нагрузок при регулировании пришлась только на ГА-2 СШГЭС, как имеющего наибольший приоритет среди работающих на номинальной нагрузке агрегатов. Таким образом, утром 17.08.2009 г. вместо 44-х агрегатов трёх ГЭС только один агрегат – ГА-2 СШГЭС – принимает на себя регулирование мощности по всему региону Сибири и Дальнего Востока с солидной добавкой перетока мощности в европейскую часть страны через Казахстан. И это в период суток, когда интенсивность регулирования мощности наивысшая.

Такое стечение обстоятельств привело к тому, что в ночь 16-го и утром 17-го августа гидроагрегат № 2 три раза переходил из зоны номинальных нагрузок в зону низких и обратно. Переходы осуществлялись на большой скорости.

При третьем переходе после ударного сброса нагрузки более чем 100 МВт произошел подъем ротора агрегата с ударным касанием вращающего рабочего колеса крышки турбины.

На рис. 7 показан момент ударного сброса нагрузки генератора – фиолетовая линия AI_PG.

Рис. 7. Момент ударного сброса нагрузки генератора.

С момента сброса нагрузки генератора через секунду датчик вертикальной вибрации на крышке турбины моментально зашкалило (рис. 4). С этого момента началось разрушение агрегата вращающимся ротором агрегата.

IV. Развитие аварии гидроагрегата № 2 СШГЭС до масштабов катастрофы.

На рис. 8 показан момент внезапного удара фонтана из шахты ГА-2. Это кадр с камеры видеонаблюдения, установленной на 335-й отметке.

Рис. 8. Момент удара фонтана из шахты ГА-2 Саяно-Шушенской ГЭС.

На мониторе время – 08.15.33. Разница во времени с моментом начала аварии (рис. 4) – две минуты и восемь секунд. Что произошло в течение этого времени?

Произошло то, что вращающийся ротор агрегата СШГЭС сбил шпильки крепления крышки, вышел из шахты турбины, и выступающими деталями раздолбил устье шахты турбины до самого основания – рис. 9.

Рис. 9. Раздолбленное устье шахты турбины и положение упавшего в шахту обода ротора генератора, частично перекрывшего вход воды в отсасывающую трубу.

От вращающегося ротора агрегата отвалился обод ротора генератора и, упав в раздолбленное устье шахты, своим нижним торцом частично перекрыл отсасывающую трубу (рис. 9), что и явилось причиной удара фонтана из шахты турбины СШГЭС.

Безусловно, именно фонтан виновен в таких объёмах разрушения станции и в гибели такого количества людей.

В заключение.

«Уставший» металл заменили, погибших отпели, виновных в пресловутом «человеческом факторе» посадили. Но настоящий фактор опасности – подъем роторов гидроагрегатов – остался в ожидании очередного своего момента, очередного подобного стечения обстоятельств.

Потомки не простят, если не вернуться и не расследовать причины с исследованием каждого факта, каждого момента, каждого эпизода этой трагедии и не осмыслить определенные нормативные меры к недопущению подобного.

Ссылки:

1. Акт технического расследования причин аварии, происшедшей 17 августа 2009 года в филиале Открытого Акционерного Общества «РусГидро – «Саяно-Шушенская ГЭС имени П.С. Непорожнего»
2. Брызгалов В.И. Из опыта создания и освоения Красноярской и Саяно-Шушенской гидроэлектростанций. Сибирский ИД «Суриков», 1999, 560 с.
3. Орахелашвили М.М. О случаях самопроизвольного подъема роторов радиально-осевых гидротурбин – «Электрические станции», 1958, № 7.
4. Кривченко Г.И., Аршеневский Н.Н., Квятковская Е.В., Клабуков В.М. Гидродинамические переходные процессы в гидроэнергетических установках М., «Энергия», 1975, 367 с.
5. Владиславлев Л.А. Вибрация гидроагрегатов гидроэлектрических станций М., «Энергия», 1972, 176 с.
6. Председателю комиссии «Ростехнадзора» Н.Г. Кутьину от Генерального директора ООО «Промавтоматика» Ларионова А.А. «Замечания к Акту технического расследования причин аварии происшедшей 17 августа 2009 года в филиале ОАО «Русгидро»-«Саяно-Шушенская ГЭС» имени П.С. Непорожнего». 
7. «ГЭС в самом расцвете сил»
8. Руководящий документ «Общие технические требования к управляющим подсистемам агрегатного и станционного уровней АСУ ТП Г» РД 153-34.0-35.519-98

Геннадий Рассохин,
эксперт в Системе экспертизы промышленной безопасности технических устройств на объектах электроэнергетики, почетный энергетик России,
специально для “Плотина.Нет!”"