Саяно-Шушенская ГЭС: восстание машин

17 августа 2009 г. на самой крупной в России Саяно-Шушенской ГЭС им. П.С.Непорожнего произошла чудовищная авария. Впрочем, к тому, что случилось, слово «авария» не очень подходит, больше годится «катастрофа». Просто в определениях 116-ФЗ от 21.07.1997 «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» термин «катастрофа» отсутствует, а авария – это «разрушение сооружений и (или) технических устройств, применяемых на опасном производственном объекте, неконтролируемые взрыв и (или) выброс опасных веществ».

Через 50 дней на сайте Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору (Ростехнадзор) появилось уведомление: служба «предоставит СМИ копию Акта технического расследования причин аварии на СШГЭС», но «в связи с техническими проблемами, вызванными большим количеством обращений на сайт по факту публикации Акта, было принято решение, что данный документ будет рассылаться по факту обращения в пресс-службу ведомства. Благодарим за понимание». Редакция «Города 812» сразу обратилась, но ответа не последовало. Спустя несколько дней акт обнаружился в интернете.

Я решил разобраться в технических деталях, поскольку закончил факультет автоматизации управления Политехнического института по специальности «Электропривод и автоматизация промышленных установок» и имею квалификацию инженера-электромеханика. С мыслями, возникшими у меня при изучении акта Ростехнадзора, я хочу поделиться с читателями. Это, мне кажется, тем важнее, что в СМИ акт и саму аварию, а также кардинальные ошибки проекта и эксплуатации, приведшие к аварии, всерьез не анализировали, ограничившись «скандальными» деталями ремонта. На самом деле подлинная скандальность истории лежит глубже и куда скандальнее, чем эти ремонты.

Забегая вперед, скажу три вещи. Во-первых, поскольку среди причин аварии есть грубейшие и самые элементарные ошибки в проектировании системы управления гидроагрегатами ГЭС и в их эксплуатации, можно сделать вывод, что еще не было случая, когда бы российские инженеры так опозорились, как это имело место здесь. При внимательном изучении акта вся история оказалась гораздо ужаснее, чем это казалось при поверхностном знакомстве. Вместе с тем, вышедшие статьи написаны дилетантами и не позволяют читающей публике понять всю глубину ужаса, вызванного тем, что ошибки допущены самые элементарные.

Во-вторых, сам акт составлен наспех, содержит большое количество случайных мелких ошибок (вроде перепутанных дат и путаницы со временем иркутским и московским) и не содержит исследования некоторых ключевых вопросов. Возникает ощущение, что составители акта выбрали определенных виновников и хотели сразу навести следствие именно на них, поэтому некоторые существенные аспекты не исследовали.

В-третьих, история создания СШГЭС и выявления причин аварии 2009 г. как на разрезе показывает все пороки как советской, так  и постсоветской промышленности и экономики 1970 – 2000 гг. Показать пороки советской системы очень важно с учетом абсолютно неоправданной идеализации брежневского периода, которая сейчас распространилась. 

Комиссия

Первый же вопрос связан с составом комиссии. Во-первых, в комиссии 29 человек, включая председателя, однако из них только 9 человек не имели непосредственного отношения к самой ГЭС, к Енисейскому управлению Ростехнадзора и к ОАО «РусГидро», в состав которого ГЭС входит. Остальные 20 так или иначе причастны к этим организациям, допустившим череду событий, приведших к аварии, причем особенно это касается контролирующей организации – Енисейского управления Ростехнадзора, которое без труда могло бы, если бы нормально работало, выявить все обстоятельства, которые привели к аварии, и вовремя скорректировать эксплуатацию ГЭС.

Однако вовремя ничего сделано не было, и в числе тех, кто несет прямую ответственность за аварию, находятся сотрудники Енисейского управления, которые к тому же год назад якобы проверяли СШГЭС. В чем состояла проверка – неизвестно, в акте про это, естественно ни слова, но и они виноваты в случившемся. Однако числом 13 человек сотрудники Енисейского управления были введены в состав комиссии, которая из-за этого не может считаться независимой. Причем, речь идет не просто о неких упущениях, а о том, что погибло ни много ни мало 76 человек и имеются кошмарные последствия в смысле материальных потерь. И в таких условиях назначать в комиссию тех, кто своевременно не предупредил о надвигающейся аварии то ли в силу какой-то заинтересованности, то ли просто из-за некомпетентности, безнравственно.

Второй вопрос связан с фигурой председателя комиссии – Николая Георгиевича Кутьина, он же – руководитель Ростехнадзора. Естественно, из Петербурга, естественно, из какой-то «команды»: пишут, что он был помощником председателя Красногвардейского райисполкома Сергея Беляева, потом, как нитка за иголкой, попал в КУГИ, когда руководителем там был С.Беляев – Кутьин стал его замом. Входил в кружок «молодых экономистов» Чубайса – Маневича. Карьера на этом не остановилась, в итоге Кутьин возглавил Ростехнадзор. Пресса писала, что Кутьин был одним из немногих администраторов федеральных ведомств, который признал, что у него в подчинении находится много взяточников. В течение полугода он уволил 46 из 84 администраторов региональных отделений ведомства, и это аттестует его с хорошей стороны. Проблема в другом: Кутьин закончил Московский новый юридический институт и в декабре 2001 года в Институте международного права и экономики имени А.С.Грибоедова защитил диссертацию на тему «Уголовно-правовые и криминологические проблемы борьбы с преступлениями в кредитно-банковской сфере».

Отсюда вопрос: этот ли человек должен как руководитель комиссии участвовать в выявлении причин возгораний в слаботочных цепях, в оценке эффективности дугогашения с помощью КАГ-15,75 и в анализе специфики функционирования группового регулятора активной и реактивной мощности вкупе с электрогидравлическими колонками? Уверен, что нет. Нужен технический специалист с инженерной квалификацией, имеющий также юридическую подготовку. Такие наверняка есть. Но у нас же подбирают по другому принципу: из своего кружка, группы или клана (ленинградских чекистов).

Гидротурбина: ликбез

Думаю, что стоит привести некоторые сведения об устройстве гидротурбины привести: это потом поможет понять технические детали акта. Между прочим, толковая статья помещена в 3-м издании БСЭ (т. 6), есть сведения и в интернете.

Турбина преобразует механическую энергию воды в энергию вращающегося вала. Гидротурбины СШГЭС относятся к типу реактивных радиально-осевых (РО-230/833-В-677). Основным рабочим органом является рабочее колесо (РК) с лопастями, напоминающее пропеллер. Диаметр 6,77 м. Вода подводится к РК через направляющий аппарат (НА) – специальное устройство, обеспечивающее падение воды на лопасти РК. Гидротурбина и электрический генератор обходятся дешевле при увеличении частоты их вращения, поэтому стремятся строить гидротурбины с наибольшей быстроходностью (частотой вращения вала), чему препятствует явление кавитации.

Явление это связано с образованием в жидкости пузырьков, заполненных газом, паром или их смесью. Сокращение этих пузырьков приводит к возникновению звукового импульса, в то же время являющегося гидравлическим ударом, а их многократное повторение приводит к разрушению (кавитационной эрозии)  поверхности обтекаемого тела. Кстати, считается, что хруст пальцев – это результат кавитации в суставах. Кавитация вызывает вибрацию гидроагрегата, снижает кпд и разрушает материал лопастей.

В радиально-осевой гидротурбине, в РК поток воды сначала имеет радиальное (по радиусу к оси вращения, вдоль лопасти РК), а затем осевое направление. Лопасти РК не вращаются  (как в поворотно-лопастной гидротурбине), но вращаются лопатки НА. Путем вращения лопаток НА можно управлять частотой вращения агрегата. Поворот лопаток НА осуществляется посредством работы ЭГК (электрогидравлических колонок), которые управляют сервоприводами.

Через водовод и спиральную камеру поток поступает в НА, лопатки которого направляют его на лопасти РК. РК вращается, вращая электрогенератор, вырабатывающий ток, после чего вода поступает в отсасывающую трубу. На пути воды перед входом в установку могут быть опущены ремонтные и аварийные быстропадающие затворы. Такова схема.

Во всем виноваты Непорожний и Брежнев

Источником аварии стал второй гидроагрегат (ГА-2): во всей истории главная роль принадлежит перипетиям, имеющим непосредственное отношение именно к нему.

ГА-2 был официально введен в эксплуатацию 5 ноября 1979 г. Уже в период первоначальной эксплуатации было выявлено значительное число нарушений и отказов. Скажем, 13 марта 1980 г.: «Увеличение боя вала до 1,3 мм, большие протечки воды через уплотнение турбинного подшипника (трещины на облицовке вала, вырывы резины на сегментах, повреждение верхнего  и нижнего уплотнений турбинного подшипника)». 24 апреля 1980 г.: «Течь масла на напорном трубопроводе системы регулирования в месте врезки трубопровода от насосов маслонапорной установки в напорный трубопровод через трещину, образовавшуюся в результате непровара сварного шва на напорном трубопроводе». 2 октября 1981 г. – увеличение боя вала до 1,9 мм. 29 ноября 1981 г. – увеличение боя вала до 1,5 мм – обрыв болтов крепления сухарей сегментов из-за небаланса рабочего колеса. 14 декабря 1981 г. – бой вала до 2 мм. И так далее в том же духе. Последняя запись относится к 1987 году. Бой вала, небаланс рабочего колеса, трещины в корпусе турбинного подшипника, течи масла из маслопровода…

О первопричинах в акте Ростехнадзора не говорится ничего, однако нетрудно предположить, с чем они связаны, если внимательно посмотреть на дату ввода в эксплуатацию. Согласно обычаям застоя, делали подарок Родине к 62-й годовщине Великой Октябрьской социалистической революции.

«Большую трудовую победу одержали строители Саяно-Шушенской ГЭС. Готов к пуску второй агрегат. Сборка электрической машины завершена, начато ее опробование. Преодолевая последствия паводка нынешнего года, многотысячный коллектив гидростроителей сдержал слово, данное Родине: ввести в действие второй агрегат станции к 7 ноября. Сейчас полным ходом идут работы и на третьем агрегате, который также будет пущен в этом году… За самоотверженный труд свыше пятисот человек-участников строительства… удостоены недавно высоких правительственных наград» (Победа в горах Саянских // Правда. 1979. 4 нояб.; на первой полосе в рубрике «Встречая праздник»). «Готовят к пуску агрегат-исполин создатели второго электрического солнца на Енисее…», – захлебывались «Известия» (заметка «Дающие свет», 1979. 6 нояб.).

Вероятно, в результате штурмовщины, большим поклонником которой был министр Непорожний, задерганная начальством бригада сборщиков что-то сделала не так, и вал турбины сразу начал давать бой, причем этот эффект на ГА-2 остался навсегда. Гадать о причинах трудно, тем более что я не механик, а акт ответов на естественные вопросы не содержит. Может быть, были дефекты опорных плит сегментов ТП, и надо было переделывать весь железобетонный фундамент.

И в качестве резюме к картине героического строительства – один штрих эпохи перестройки. 12 – 16 сентября 1988 г. Горбачев был в Красноярске, и потом 22 сентября делится с коллегами по Политбюро впечатлениями. «Саяно-Шушенская ГЭС. Да, теперь говорим, что ошибка. Очень хорошо! Но всю землю залили, бревна срубленные осели на дно, и все гниет. Вот вам и вся экология. И ведь врут в лицо. Рыба, растительность гибнут, а нам без зазрения совести врут. Красноярская наука все, мол, “проработала”, и согласно этой науке – все хорошо» (В Политбюро ЦК КПСС… 2-е изд. М., 2008. С. 419).

Ремонт – 2000, или Дело его живет

Очень любопытно данное в акте описание капремонта ГА-2 с полной его разборкой в 2000 году (27 марта – 12 ноября).

В акте указано, что при ремонте РК были обнаружены кавитационные разрушения тыльной стороны лопастей в районе входной кромки глубиной до 12 мм и трещины в верхней части выходной кромки лопасти № 1 длиной 130 мм, лопасти № 7 –длиной 100 мм.

Трещины были заварены, а кавитационные разрушения лопастей РК, хотя они сильно влияют на работу, в том числе на кпд и вибрации, вообще не устранялись.

При капитальном ремонте ТП были обнаружены износ резинового покрытия сегментов; сквозные трещины в опорных плитах сегментов; износ воротниковых уплотнений, крепежных деталей. Видно, что бой вала раздолбал все, что было можно. Ряд работ был сделан, однако с опорными плитами сегментов ТП, в которых от вибраций уже образовались сквозные трещины, не делали ничего.

Наконец, при капитальном ремонте вала турбины была обнаружена выработка рубашки вала от верхнего воротникового уплотнения высотой 47 мм, глубиной 4 мм по всему диаметру вала и выполнены наплавка, шлифовка рубашки вала с контролем поверхности по лекальной линейке.

В общем, некоторые последствия боя вала устранили, но первопричину неприятностей не искали и даже не назвали. Потому что это означало бы, что надо закрывать ГА-2. В акте этому ремонту также не дана принципиальная оценка, хотя «картина маслом» налицо. В акте нет и инженерного обоснования отказа от устранения ряда опасных последствий, анализа проведенного ремонта.

Брежнева уже 18 лет как нет на свете, а дело его живет. Такое ощущение, что ремонтом 2000 года занимались не инженеры, а случайные люди, счастливые в своем невежестве, которые не понимают последствий и не несут ответственности. Философия простая: «авось пронесет». Кстати, стоимость всех ремонтов РАО ЕЭС всегда вводил в тариф электроэнергии.

Толстый слой соломы

Напомню, что ремонт ГА-2 проводился с 27 марта по 12 ноября 2000 г. Ремонт еще не был завершен, когда официальным актом, впоследствии утвержденным А.Чубайсом, 13 июня 2000 г. Саяно-Шушенский гидроэнергетический комплекс был принят в эксплутацию «Центральной комиссией» в составе 38 человек, среди них академик И.Глебов, три члена-корреспондента РАН и пять докторов технических наук. 

В свете крупной аварии на ГА-2 забавно выглядят попытки одновременно назвать и не назвать проблемы: «В первоначальный период эксплуатации Саяно-Шушенской ГЭС были выявлены некоторые конструктивные недостатки отдельных узлов гидротурбин, которые силами специалистов эксплуатации и заводов-изготовителей частично устранены. Работа по повышению надежности отдельных узлов гидроагрегатов продолжается и в настоящее время, в частности, по ликвидации трещин на лопастях рабочих колес турбин». В акте также указывалось, что «наихудшее состояние имеет рабочее колесо турбины № 10. На нем произведен наибольший объем ремонтных работ по ликвидации трещин, как на лопастях, так и на ободе».

Однако в свете аварии еще более существенным является замечание, касающееся автоматизированной системы управления технологическими процессами. «АСУ-ТП… эксплуатируется более 20 лет, физически и морально устарела и не отвечает современным требованиям надежного и экономичного ведения режимов. Технические средства АСУ-ТП (ЭВМ-2 и ТА-100) выработали свой ресурс. По данным заводов-изготовителей срок службы СМ-2 и ТА-100 составляет 8-10 лет. Производство запасных частей к оборудованию СМ-2 и ТА-100 прекращено более 10 лет назад.

В 1998 г. из-за резкого увеличения отказов оборудования были выведены из эксплуатации управляющие подсистемы АСУ-ТА (групповое регулирование активной мощности, регулирование напряжения и реактивной мощности). Технические средства информационных подсистем АСУ-ТП (СМ-2 и УСО) также изношены, эксплуатируются с большими трудностями и требуют замены в ближайшие годы. Требуют замены используемые в технологической автоматике агрегатов и сигнализации ненадежные полупроводниковые элементы “Логика-Т”, производство которых прекращено, а созданный на ГЭС запас к настоящему времени практически исчерпан».

Кстати, эту «Логику-Т» мы применяли в металлорежущих станках в начале 1980-х гг., тогда это была почти новинка, работала «Логика-Т» плохо, слишком легко выходила из строя, стоила дорого, и мы были ею очень недовольны. Но другого тогда в Стране Советов не было. Но смешно читать (если на минуту отвлечься от трагических последствий), что в АСУ СШГЭС эта «Логика» работала аж в 2000 г.

В записи в акте, касающейся АСУ-ТП, скрыта вся суть. Ибо если АСУ гидростанции ненадежна, то из этого сразу следует, что ГЭС надо остановить и делать АСУ заново. АСУ – это не просто подача управляющих сигналов, но и автоматическое принятие решений на основе данных систем контроля, в частности, виброконтроля. А это уже безопасность. Ясно, что фраза  «АСУ… не отвечает современным требованиям надежного и экономичного ведения режимов» – лукавство.  Если не отвечает, значит, ненадежна, значит – станцию нельзя эксплуатировать.

Но в итоге в 2000 г. члены комиссии акт подписали. Видимо, рыба лабардан была вкусной. 

Приказом РАО «ЕЭС России» от 13.06.2000 № 329 центральной комиссией «Саяно-Шушенский гидроэнергетический комплекс» принят в эксплуатацию с оценкой «хорошо».

Приказом РАО «ЕЭС России» от 13.12.2000 № 690 «Об утверждении Акта приемки в эксплуатацию Саяно-Шушенского гидроэнергетического комплекса» председатель правления РАО «ЕЭС России» А.Б.Чубайс утвердил акт центральной комиссии по приемке в эксплуатацию Саяно-Шушенского гидроэнергетического комплекса.

Как отмечено уже в акте 2009 года, Чубайс сделал это «без всесторонней оценки имеющихся на тот момент сведений о функционировании СШГЭС».

Интересно спросить, как все было и что там происходило, у петербуржцев – членов комиссии 2000 года – Ю.Васильева (президент Санкт-Петербургского Государственного технического  университета, доктор технических наук, профессор, член-корреспондент Российской академии наук, зам. председателя комиссии), Б.Ботвинова (главный инженер проекта Саяно-Шушенской ГЭС ОАО «Ленгидропроект), Д.Ивашинцова (генеральный директор ОАО «ВНИИГ им. Б.Е.Веденеева», доктор технических наук, профессор), М.Федорова (первый вице-президент Санкт-Петербургского Государственного технического университета, доктор технических наук, профессор), А.Храпкова (главный научный сотрудник ОАО «ВНИИГ им. Б.Е.Веденеева», доктор технических наук, профессор) и Б.Юркевича (главный инженер ОАО «Ленгидпроект»).

Что и говорить, Чубайс подложил под тот акт толстый слой соломы.

«Скажу тебе: средь выродков земных / В особенности три породы гадки – / Безмозглый шах, скупой богач, / Ученый муж на деньги падкий» (А. Навои). 

Победа в горах Саянских

Между прочим, из акта 2000 года следуют некоторые интересные детали героического строительства СШГЭС. Так выяснилось, что «генеральная схема строительства не была окончательно принята до разворота работ и претерпевала по объективным и субъективным причинам изменения в разгар строительства (транспортная схема подачи бетона, терморегулирование бетонной смеси,  несвоевременное омоноличивание (от слова «монолит» – М.З.) швов), что стало причиной ряда негативных последствий (инцидентов), которые устранялись в период эксплуатации». Среди последствий: трещины в первых столбах плотины, разуплотнение основания и разрушение водобойного колодца (сооружение водоотвода, предназначенное для гашения энергии воды).

Финансирование было недостаточным, поэтому подготовительные работы не сделали в полном объеме, и это повлияло на сроки. «Фактическая продолжительность подготовительного периода составила 12 лет (против предусмотренных в проектном задании 5), а общая продолжительность строительства – 27 лет (против 9)». Это цена советской штурмовщины.

Другое ее следствие – затопление здания ГЭС при пропуске половодья весной 1979 г. – как раз перед вводом в эксплуатацию ГА-2. Причина проста. Старались выдержать срок ввода ГА-1 в декабре 1978 г., однако укладка бетона отставала (уложили 3200 тыс. куб. м, а надо было на 900 тыс. больше). Водосбросы готовы не были, вода пошла через плотину и затопила станцию. О преодолении последствий паводка 1979 г. было упомянуто даже в заметке в «Правде», хотя и без деталей, но не исключено, что вследствие затопления здания ГЭС что-то произошло с фундаментами, и ГА-2 встал не так, как надо.

Перед пуском следующих ГА плотина уже должна была иметь полный профиль, но из-за отставания подачи бетона полный профиль (высота, толщина) создать не удалось. Плотина работала неполным профилем, возникло ее напряженно-деформированное состояние, последствия: трещинообразование в бетоне первых столбов, разуплотнение скального основания повышенная фильтрация воды, частичная деградация материалов в этих зонах. Последствия устранялись, но полностью ли – кто знает…

СШГЭС строили, не имея на это достаточных средств – от денег  до бетона. И строили плохо, и построили плохо. 

Зоны хорошие и плохие

Очередной капитальный ремонт ГА-2 проводился с 29 сентября по 29 декабря 2005 г. В частности, наконец, устранили кавитационные разрушения лопастей РК (чтобы снизить, насколько возможно, вибрации), заодно констатировали и устранили уклон вала. Качество выполненных работ оценили на «хорошо», и ГА-2 был принят комиссией 16 января 2006 г.

С 14 января по 16 марта 2009 г. ГА-2 опять встал на ремонт – в соответствии с годовым графиком ремонта. В частности, опять устраняли последствия кавитации лопастей РК, ремонтировали и ТП (турбинный подшипник). Особое внимание было уделено модернизации АСУ, осуществленное фирмой «Ракурс». Так были установлены датчики виброконтроля ТП – не заменены, а именно установлены, из чего можно сделать вывод, что прежде их просто не было, хотя бой и вибрации, превышающие норму, отмечались с 1980 г. Заодно датчики виброконтроля были установлены и на генераторный подшипник. Вообще число разного рода датчиков, если судить по акту, существенно увеличилось, а большинства раньше не было вовсе.

Впрочем, все возможные аварийные ситуации, как отмечено в акте, предусмотрены все равно не были. Я уже упоминал про ЭГК, представляющую собой электрогидравлический регулятор частоты вращения турбины путем поворота лопаток НА (направляющего аппарата). В частности, обнаружилось, что режим закрытия НА при потере электропитания предусмотрен не был.

После окончания ремонта, 12 – 16 марта 2009 г. были проведены испытания амплитуды вибрации корпуса ТП. Согласно нормам, при частоте вращения ротора 150 об./мин предельно допустимое значение вибрации – 160 микрон, при 300 об./мин. – 120, при 428 – 100, при 600 – 80 микрон. При таких значениях длительная работа запрещена. Между тем, значения вибрации, которые были получены в ходе испытаний, составляли 122 и 149 микрон при генерируемых мощностях 104 и 601 МВт соответственно. Если судить по данным, представленным в акте, разрешать работу ГА-2 после ремонта в марте 2009 г. было нельзя. Кстати, это самое темное место в акте.

При этом надо учесть такой тонкий момент, который называется «особенностями конструкции гидротурбин РО230/833-В-677». В зависимости от генерируемой мощности, которая связана с частотой вращения при данном напоре воды (скажем, 190 м), выделяются четыре зоны. В зоне I эксплуатация разрешается (но здесь кпд низкий), в зоне II эксплуатация не рекомендуется (работа турбины сопровождается сильными гидравлическими ударами в проточной части и значительными шумами, уровень динамических характеристик остается недопустимым), в зоне III эксплуатация рекомендуется, а в зоне IV –  вообще категорически запрещена. В соответствии с этим строится график эксплуатационной характеристики.  Зона I – это мощности от 0 до 200 МВт, зона II – 200 – 500 МВт, зона III – 500 – 640 МВт.

Что касается зоны II, то ее опасность связана с тем, что при работе в ней под РК по центру образуется водяной жгут с частотой вращения 0,4 – 0,8 Гц. Эта частота определяет вибрацию корпуса ТП в осевом направлении. Понятно, что, соединяясь с собственной вибрацией от биения вала ГА-2, результирующая вибрация может оказаться катастрофически опасной.

Напомню, что вибрационные испытания в марте 2009 г. проводились при мощностях 104 (середина зоны I) и 601 МВт (середина зоны III). Это тоже некоторое лукавство, потому что испытания в зоне II и испытания перехода из разрешенных зон в неблагоприятную проведены не были. А переход из плохой зоны в зоны I и III  вполне может производиться, поскольку каждый из десяти ГА является элементом системы управления мощностью.

Как следует из акта, 17 августа напор (высота столба воды) составляла 212 м. Согласно эксплуатационной характеристике, зона I составляла 0 – 265 МВт, зона II – 265 – 570 МВт, зона III – 570 – 640 МВт. Таким образом, при напоре 212 м регулировочный диапазон ГА в зоне III гораздо меньше диапазона в зоне I (почти в 4 раза). Из этого следует, что даже небольшие изменения мощности приводят к необходимости гонять ГА через плохую зону II.

При этом заводом-изготовителем не установлены критерии и ограничения по прохождению (числу раз) через зону II. Но, естественно, всем рекомендуется иметь на плечах голову, а не кочан капусты и не гонять ГА лишний раз в зону II. Особенно, когда речь идет таком проблемном объекте, как ГА-2, в котором вал вибрировал, превышая допустимые значения, даже в заведомо хороших зонах (см. испытания в марте 2009 г.).

Думаю, уже ясно, что к аварии 17 августа 2009 г. привело именно то, что ГА-2 слишком часто гоняли через плохую зону II.

Авария в головах

Если гидроагрегатов на ГЭС больше трех, то по нормативным документам должна быть создана система ГРАРМ – групповой регуляции активной и реактивной мощности.

Техническое задание к ГРАРМ было согласовано оперативно-диспетчерским управлением (ОДУ) Сибири 05.08.2003 и утверждено главным инженером ОАО «Саяно-Шушенская ГЭС» В.Стафиевским  14.08.2003, генеральным директором ООО «ПромАвтоматика» А.Ларионовым  25.08.2003.

В соответствии с п.4.5.1. технического задания, ГРАРМ должен был обеспечивать вычисление величин имеющихся регулировочных диапазонов на загрузку и разгрузку для подключенных к ГРАРМ агрегатов, а также учитывать их особенности. В частности, п. 2.3. допускал, что при наличии зоны II нежелательной работы внутри рабочего диапазона нагрузок должна быть предусмотрена возможность автоматического перевода необходимого количества гидроагрегатов из верхней зоны III в нижнюю I при снижении нагрузки ГЭС и обратного перевода из нижней зоны I в верхнюю III при увеличении нагрузки ГЭС.

Вместе с тем много недодумали. И прежде всего количество переходов и скорость прохождения через плохую зону II. В итоге время нахождения в нерекомендованной зоне и скорости ее прохождения были установлены без согласования с заводом-изготовителем, а судя по плачевным итогам, совершенно ошибочно. Более того, современные аппаратно-программные средства управления системой из десяти ГА допускали и такое решение, при котором опасный ГА-2 вообще мог находиться только в зоне I и никогда не участвовать в управлении совокупной мощностью, т.е. никогда не переходить через зону II. Это надо было сделать хотя бы из элементарного чувства самосохранения – чтобы остаться в живых при аварии. Но и это сделано не было.

В техническом задании на разработку ГРАРМ даже не были сформулированы критерии, определяющие приоритеты работы ГА при групповом регулировании мощности, индивидуальное ограничение по мощности и зонам, не рекомендованным к работе, не учитывались особенности ГА. Не были установлены критерии выбора приоритетного ГА и сроки сохранения приоритета. Алгоритм воздействия ГРАРМ на ГА в ходе автоматического регулирования мощности и частоты не согласовывался с заводом- изготовителем гидротурбины.

В итоге ГА-2 повибрировал-повибрировал, да и «подпрыгнул».

Пожар в карманном фонарике

А началось все с инцидента на Братской ГЭС. 16 августа в 20.20 по московскому времени на пульте управления сработала пожарная сигнализация ООО «Иркутскэнергосвязь», размещенного в арендуемом у Братской ГЭС помещении. После чего сработала сигнализация о неисправности каналов связи, отключились каналы автоматического регулирования частоты и перетоков мощности, электронно-вычислительных машин, пропала голосовая связь с дежурным диспетчером оперативно-диспетчерского управления, дежурным диспетчером ОАО «Иркутскэнерго» и дежурным диспетчером  ООО «Иркутсэнергосвязь». Через 30 мин. возгорание было локализовано, а 17 августа в 10.03 связь восстановлена.

В акте вообще не исследованы обстоятельства этого пожара, а событие очень странное и подозрительное. Поскольку, во-первых, в период аварийного режима на устройствах связи и телемеханики недоотпуска электрической энергии Братской ГЭС вообще не было, т.е. это была локальная авария на слаботочных цепях сигнализации и связи, что персонал в силу низкой квалификации не выявил. Во-вторых, осталось непонятным, почему диспетчер не воспользовался обычным сотовым телефоном. Позвони он просто в машинный зал Братской ГЭС по сотовому телефону, специально закрепленному за диспетчером, то узнал бы, что никакой аварии на Братской ГЭС вообще нет и никаких мер по глобальным коммутациям в масштабах всей Сибири предпринимать вообще не нужно!

Подозрения тем более оправданы, что 16 августа, 20.20 мск – это в Иркутске ночь с воскресенья на понедельник, 1.20. И как там на пульте проводили эту ночь, не очень ясно, потому что пожар в слаботочных цепях связи – вещь довольно странная, все равно как вдруг случился пожар в карманном фонарике. Не случайно это место в акте какое-то очень неотчетливое. Не названа, например, причина пожара. К тому же выявилось, что нет резервных цепей сигнализации и связи с резервным источником питания. Это уже тянет на преступление.

Закат электрического солнца

Итак, диспетчер не стал выяснять, что случилось на его собственной ГЭС, а позвонил в пожарную часть и, видимо, в оперативно-диспетчерское управление (ОДУ) Сибири. И в 20.31 (время мск) 16 августа диспетчер ОДУ Сибири отдал команду перевести ГРАРМ СШГЭС в режим автоматического регулирования от централизованной системы Сибири. Диспетчеры решили, что Братская ГЭС выключилась, и в системе будет сильный недобор мощности. И до 3.13 СШГЭС работала, непрерывно меняя мощность. Хотя на самом деле Братская ГЭС работала исправно, и не было нужды вообще трогать СШГЭС.

В 23.14 мск по команде персонала СШГЭС из резерва был выведен ГА-2, про который все знали, что его лучше не включать. Но включили. И четыре часа он поработал, до 3.13, после чего «взлетел». Кстати, в этот день произошла еще и катастрофа с самолетом во время праздника – Дня воздушного флота РФ.

Из таблицы хорошо видно, что за ночь ГА-2 перешел через зону II шесть раз, сколько в сумме он там находился, не указано, хотя это известно. На шестом разе, в момент нахождения в плохой зоне II (при мощности 475 КВт) произошла авария. За 13,5 минут до аварии амплитуда вибрации крышки турбинного подшипника составила 800 микрон, в это же время для ГА-1 величина составляла 200, а для ГА-7 и ГА-10 – 50 микрон.

В 3.13 мск, т.е. практически в момент аварии, амплитуда уже была 840 микрон, т.е. процесс раскачивался. Предельно допустимый максимум составлял 160 микрон, т.е. был превышен в 5 с лишним раз. 

Короче говоря, «вследствие многократного возникновения дополнительных нагрузок переменного характера на ГА, связанных с переходами через не рекомендованную зону, образовались и развились усталостные повреждения узлов крепления гидроагрегата, в том числе крышки турбины. Вызванные динамическими нагрузками разрушения шпилек привели к срыву крышки турбины и разгерметизации водоподводящего тракта гидроагрегата. Кроме разрушенных, обнаружены шпильки, на которых отсутствуют следы срыва гаек. Это свидетельствует о том, что на момент аварии гайки на шпильках отсутствовали».

Последняя деталь и вовсе пикантная. Крышку так часто снимали, что перестали закручивать все гайки на шпильках! 

Но в акте указаны и другие криминальные причины. «Система непрерывного виброконтроля, установленного на гидроагрегате № 2 в 2009 г., не была введена в эксплуатацию и не учитывалась оперативным персоналом и руководством станции при принятии решений. В период с 21.04.2009 по 17.08.2009 наблюдался рост показаний вибрации турбинного подшипника гидроагрегата № 2, примерно в 4 раза».

Амплитуда вибрации крышки ТП в 5 раз выше допустимой, а ни один из датчиков не срабатывает! Датчики на местах, но их информация только фиксируется для истории техники и истории катастроф, а в работе АСУ-ТП они не участвуют, хотя должны были подать команду на вывод ГА-2 из работы -  с одной стороны, через ЭГК, которая должна была подать команду на серводвигатели лопаток НА и вообще выключить вращение РК турбины, а с другой стороны, прямо на привод аварийного затвора, поскольку вибрация 800 микрон – это уже признак аварии. Но ничего не было подключено, критерии аварийности не были правильно сформулированы.

Это уж надо вовсе ума лишиться! Тут надо вызывать не Ростехнадзор, а сразу психиатров! Впрочем, все понятно: если настроить датчики с нормальной уставкой, то они будут все время выключать ГА-2, а нужно, чтобы он работал любой ценой. Мы же, как известно, за ценой не постоим и все равно включим ее в тариф за электроэнергию.

К сожалению, в акте нет функциональных схем АСУ-ТП гидроагрегатов и протоколов ее изменений. Хорошо бы проверить, были ли реально включены другие защиты, теоретически предусмотренные. Я уж не говорю о том, что сама АСУ-ТП, согласно акту приемки 2000 г., ненадежна и устарела еще в 2000 году, 10 лет назад.

Финал этого проектно-технологического бардака простой. «При входе в зону эксплуатационной характеристики гидроагрегата, не рекомендованной к работе, произошел обрыв шпилек крышки турбины. Под воздействием давления воды в гидроагрегате ротор гидроагрегата с крышкой турбины и верхней крестовиной начал движение вверх и, вследствие разгерметизации, вода начала заполнять объем шахты турбины, воздействуя на элементы генератора… Рабочее колесо перешло в насосный режим и за счет запасенной энергии ротора генератора создало избыточное давление на входных кромках лопастей рабочего колеса, что привело к обрыву перьев лопаток направляющего аппарата. Через освободившуюся шахту ГА-2 вода начала поступать в машинный зал станции».

Дальнейшее известно: электрическое солнце на могучем Енисее закатилось. Сработала цепочка случайностей, каждая из которых есть проявление закономерности. В историю человеческой глупости вписана еще одна яркая страница. Хорошо тут только одно: что на Саяно-Шушенской ГЭС не было ядерного реактора.

Михаил Золотоносов, "Полит.Ру", 17 ноября 2009 г.