Главная / СШГЭС / СШГЭС - восстановление и безопасность / Аналитический обзор о восстановлении и безопасности

О.С.Голоднова, канд. техн. наук.

О безопасности электроэнергетических генерирующих объектов

в свете завершения первого этапа восстановления и ввода

в работу гидроагрегатов Саяно-Шушенской ГЭС

Аналитический обзор

Аннотация

В соответствии с решениями Правительства РФ к концу 2010 г. были восстанов­лены после аварии 17 августа 2009 года и введены в работу четыре гидроагрегата Саяно-Шушенской ГЭС: № №3, 4, 5 и 6. При этом устранен ряд недостатков систем автоматического контроля и управления, которые были установлены  после аварии в ходе расследования ее причин комиссией Ростехнадзора и отражены в Акте технического расследования причин аварии [1].  Усовершенствовано также основное оборудование в объеме, который мог быть выполнен за такой короткий срок. Представляет интерес  анализ эффективности принятых мер с позиций обеспечения безопасности генерирующих объектов как на Саяно-Шушенской ГЭС, так и в электроэнергетике в целом. Для этого необходимо вернуться к основным вопросам, обсуждавшимся после завершения работы комиссий  Ростехнадзора РФ и Государственной думы РФ: о причинах разрушения гидроагрегата № 2 на Саяно-Шушенской ГЭС , о возможностях избежать этой аварии или, по крайней мере, столь разрушительных последствий и гибели множества людей, наконец, о путях предупреждения катастрофических аварий  как на гидростанциях, так и вообще в электроэнергетике. Эти вопросы рассмотрены в предлагаемом аналитическом обзоре, отражающем личную  позицию автора, конечно,  без претензий на исчерпывающий характер анализа и предложений.

Содержание

Введение……………………………………………………………………………………..........................…….2

I. Технические причины разрушения гидроагрегата № 2 на Саяно-Шушенской ГЭС

17.08.2009………………………………………………………………………………………….....................…4

1.1 Официальное заключение…………………………………………………………......................………..4

1.2 Обсуждение и анализ технических причин разрушения ГА-2……………………...................……...5

1.2.1 Гидродинамические причины повреждения и выброса вверх ротора ГА-2……....................….7

1.2.2 Условия для электрогидравлического удара………………………………….........................……..11

1.2.3 Анализ способствующих конструктивных факторов……………...........................………………….15

1.2.3.1  Повреждение шпилек крепления крышки турбины……………………...............................…...15

1.2.3.2   Влияние  режима регулирования мощности  и частоты на  прочность

крепления крышки турбины………………………………………………………………..................………..18

1.3. Анализ качества ремонтного обслуживания гидроагрегатов…………………….................………24

2. «Нетехнические» причины разрушения гидроагрегата № 2 на Саяно-Шушенской ГЭС ….........26

2.1 Можно ли было предупредить аварию 17.08.2009 на СШГЭС? Какие меры для этого

следовало предпринять?.....................................................................................................................................26

2.2 Кто был ответственным за предупреждение аварии, т.е. за своевременный останов

ГА-2, и какова процедура принятия решения?...............................................................................................27

2.3. Что мешало главному инженеру ГЭС принять необходимые меры для

своевременного вывода ГА-2 в ремонт……………………………………………………...............……….28

2.4  Достаточны ли рекомендованные и принятые мероприятия для исключения в

дальнейшем катастрофических аварий……………………...........................................................................31

Введение

В конце 2010 г. в День Энергетика (по традиции!) был завершен первый этап восстанов­ления и ввода в работу гидроагрегатов Саяно-Шушенской ГЭС  после аварии 17 августа 2009 года: был включен в сеть гидроагрегат №3 – четвертый в серии намеченных правительством РФ и ОАО «РусГидро» первоочередных работ. В предшествующий период года были включены в сеть гидроагрегат №4 – 2 августа, гидроагрегат №5 – 22 марта, гидроагрегат №6 – 24 февраля.

Для восстановления работы гидроагрегата №3 был выполнен ремонт гидротурбинного оборудования и заменен гидрогенератор. На гидроагрегате № 4 была выполнена замена кре­пежа узлов гидротурбины, ремонт полюсов ротора и  ремонт фазы «В» обмотки гидрогенера­тора, ремонт  вспомогательного и общестанционного оборудования, тракта выдачи мощности. Кроме того, были установлены, смонтированы и налажены полностью обновленные системы управления, контроля, защит и автоматики. Произведен монтаж и наладка элегазового генера­торного выключателя НЕС-8. Была проведена ревизия оборудования камеры главных выводов, камеры нулевых выводов генератора. Введён в работу щит агрегатных собственных нужд. Оп­робована система пожаротушения кабельных галерей.

Перед пуском гидроагрегата №4 было проведено диагностирование строительных конструкций и сооружений гидроагрегатного блока. Выполнено обследование спиральной камеры, отсасывающей трубы, внутренней металлической облицовки  и железобетонной оболочки турбинного водовода. Результаты проведенных обследований подтвердили работоспособность железобетонных конструкций гидроагрегата № 4. Все турбинные водоводы Саяно-Шушенской ГЭС обследуются по специальной программе.

Пуску гидроагрегатов №№ 5 и 6 в сеть под нагрузку предшествовали лишь пуско-нала-дочные работы по основному и вспомогательному оборудованию, системам автоматического управления, возбуждения, релейной защиты, вибрационного и теплового контроля, которые были выполнены в четком соответствии с Программами испытаний и наладки, утвержденными заводом-изготовителем.

Получены все необходимые согласования и разрешения, в том числе Ростехнадзора, завода-изготовителя "Силовые машины" и "Системного оператора". Выход Саяно-Шушенской ГЭС на 40% установленной мощности позволяет значительно облегчить задачу по обеспечению потребителей ОЭС Сибири электроэнергией, выделить дополнительные резервы в энергосистеме для покрытия пиков потребления и повышения надежности их электроснабжения. Благодаря вводу четырех агрегатов, станции не потребуются холостые сбросы воды в осенне-зимний период, которые вынужденно производились прошлой зимой. Это позволит минимизировать риск образования снежно-ледовых наростов на элементах гидротехнических сооружений станции.

Из доклада  Председателя правления ОАО «РусГидро» Евгения Дода 02 августа 2010 г. следует, что все решения, применяемые при восстановлении Саяно-Шушенской ГЭС, учитывают новые требования Технических регламентов, Стандартов организации, нормативных документов и Органов надзора в части безопасности эксплуатации гидротехнических сооружений и оборудования (www.rushydro.ru/press/events/11949.html ).

В 2011 году планируются работы по реализации второго этапа восстановления станции. На Саяно-Шушенской ГЭС в 2011-2013 году будут установлены шесть новых гидроагрегатов, которые будут изготовлены ОАО "Силовые машины". В 2013 - 2014 году предполагается заменить новыми гидроагрегатами четыре восстановленных в текущем году.

На восстановленных в 2010 г. гидроагрегатах Саяно-Шушенской ГЭС введены в действие АСУ ТП производства ООО "НПФ "Ракурс", выполняющие следующие функции:

  • Автоматическое управление оборудованием:
    • автоматическое управление гидроагрегатом;
    • автоматическое управление маслонапорной установкой;
    • противоаварийное управление (гидромеханические защиты, включая защиту по повышению вибрации узлов агрегата) и отработка воздействий системы противоаварийной автоматики;
    • техническая диагностика основного и вспомогательного оборудования.
  • Информационное обеспечение:
    • предупредительная и аварийная сигнализация;
    • измерение технологических параметров;
    • тепловой контроль;
    • вибрационный контроль (на базе виброкомплекса 3500 фирмы General Electric);
    • регистрация состояния, положения и режимов работы основного и вспомогательного оборудования.

Установлена новая стационарная система постоянного вибрационного контроля, в которой введены новые точки контроля:

  • Пульсаций давления воды под крышкой турбины, в отсасывающей трубе, в спиральной камере;
  • Абсолютного виброперемещения турбинного подшипника в вертикальном направлении;
  • Относительные виброперемещения крышки турбины радиально и вертикально;
  • Абсолютные виброускорения двух лопаток направляющего аппарат радиально и вертикально;
  • Измерение воздушного зазора генератора.

Для обеспечения учета данных вибрационного контроля в системе управления гидроагрегатом, реализован алгоритм защит действующих на останов гидроагрегата и сброс быстропадающих затворов при выходе величин вибрации за пределы норм, установленных заводом-изготовителем основного оборудования. По переработанным генеральным проектировщиком станции алгоритмам работы защитной автоматики введены новые защиты, действующие на останов генератора и сброс быстропадающего затвора:

  • Наличие воды на крышке турбины;
  • Высокая вибрация агрегата;
  • Рассогласование лопаток направляющего аппарата;
  • Потеря питания системы управления.

Член Правления ОАО «РусГидро» Б.Богуш отметил:

«Нам пришлось сделать выводы из аварии на Саяно-Шушенской ГЭС  и существенно изменить многие моменты в ее работе. В частности, если раньше защиты срабатывали при возникновении аварийной ситуации, то сейчас они срабатывают и при отклонении технологических параметров. Любое отклонение технологических параметров, которое признается нетипичным, но еще не влечет за собой аварии, приводит к остановке гидроагрегата. Кроме того, на всех гидроагрегатах производятся плановые остановки для проведения профилактических работ, а в следующем году намечено проведение плановых, предупредительных ремонтов. Предварительные графики ремонтных работ уже согласованы с «Системным оператором» (http://www.rushydro.ru/press/events/11890.html Интернет-конференция 29.07.2010).

Итак, в процессе восстановления четырех гидроагрегатов Саяно-Шушенской ГЭС принят ряд технических решений, позволяющих устранить те недостатки систем автоматического контроля и управления, которые были установлены  комиссией Ростехнадзора [1].  Недостатки основного оборудования, отмеченные в [1], не могли быть устранены за такой короткий срок; собственно и выбор агрегатов для восстановления в 2010 г. определялся их сравнительно минимальным объемом повреждений, т.е. возможностью быстрого ввода в работу.

Далее проанализируем эффективность такого восстановления в свете обеспечения промышленной безопасности с позиций основных вопросов, обсуждавшихся после аварии в ходе расследования ее причин и после выхода в свет Акта технического расследования причин аварии Ростехнадзора РФ,  доклада комиссии Государственной думы РФ.


I. Технические причины разрушения гидроагрегата № 2 на Саяно-Шушенской ГЭС 17 августа 2009 г.

1.1 Официальное заключение

Приведем здесь кратко описание хода аварии и формулировку причины повреждения, данные  в [1]:

«16.08.2009 в 23 часа 14 мин. ГА-2 – был выведен из резерва по решению оперативного персона-ла станции и введен в работу с регулируемой нагрузкой по заданию филиала ОАО «СО ЕЭС» — ОДУ «Сибири» под автоматическим управлением регулирования мощности АРЧМ — ГРАРМ в качестве приоритетного при исчерпании диапазонов регулирования 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)».

«Зона 2, где эксплуатация не рекомендуется, имела границы от 265 МВт до 570 МВт и составляла 305 МВт».

«Амплитуда вибрации подшипника крышки турбины ГА-2 с 08 час. 00 мин. до 08 час. 13 мин. увеличилась на 240 мкм (с 600 до 840мкм при максимальном значении до 160 мкм), давление в отсасывающей трубе с 1, 0 до 1, 2 кГс/см2, давление под крышкой с 3, 4 до 3, 5 кГс/см2; все это происходило на фоне снижения мощности с 600 МВт до 475 МВт»

«Вследствие многократного возникновения дополнительных нагрузок переменного характера на гидроагрегат, 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».

«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.»

«При выходе обода рабочего колеса на отметку 314, 6 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».

Исходным событием признан отрыв шпилек крепления крышки турбины. Разрушения шпилек объяснены динамическими нагрузками, связанными с многократными переходами через не рекомендованную зону. Здесь, по-видимому, нашла отражение точка зрения члена комиссии Ю.К.Петрени – заместителя генерального директора ОАО «Силовые машины» [1].  Известно, что эта зона представляет опасность для гидроагрегата при длительном пребывании. Но можно ли считать длительным суммарное пребывание в опасной зоне в течение 2520 секунд (при 210 переходах)? И если это так, то почему аналогичные повреждения не возникали на этом гидроагрегате раньше и не возникают на других гидроагрегатах?  Ведь кратковременное попадание в опасную зону неизбежно при глубоком регулировании нагрузки в энергосистеме, которое проводилось на гидроагрегатах СШГЭС, как и на других ГЭС. Подъем ротора объяснен «воздействием давления воды» без оценок импульса силы, подбросившей  на большую высоту многотонный ротор гидроагрегата. Указание на «избыточное давление» в «насосном режиме» как причину обрыва перьев лопаток направляющего аппарата, вызывает весьма обоснованные сомнения (рис.1).


Рис.1. Положение рабочего колеса турбины при выходе обода на отметку 314, 6

http://bikol.narod.ru/turbina-akt.jpg

Выброс воды вверх и затопление машинного зала – названы всего лишь «разгерметизацией», вследствие  которой «вода начала заполнять объем шахты турбины»;–  «ротор начал движение вверх», а потом «через освободившуюся шахту ГА-2 вода начала поступать в машинный зал станции». Такое описание – это весьма тусклое отражение катастрофического процесса, который протекал всего 2¸3 с.

Акт Ростехнадзора [1] недостаточно четко показывает соотношение технических причин и организационных факторов, в ряде случаев меняя местами причины и следствия, что отражает не только  сложность задачи, стоявшей перед комиссией, но и  явный конфликт интересов.  Последнее фигурирует и в докладе парламентской комиссии, которая уделила максимум внимания общей  оценке технической политики в электроэнергетике, регулированию взаимодействия и функционирования органов управления, дав весьма обобщенные рекомендации для различных ведомств  вплоть до Федерального собрания и прокуратуры РФ. Собственно технические причины, изложенные в Акте Ростехнадзора [1], повторены в докладе парламентской комиссии.


1.2 Обсуждение и анализ технических причин разрушения ГА-2

Известно, что результаты технического расследования, проведенного комиссией Ростехнадзора, широко обсуждались на форумах и сайтах в Интернете, в СМИ как представителями фирм, причастных к событиям на СШГЭС, так и отдельными специалистами, экспертами, очевидцами. Особое внимание участниками обсуждения уделялось анализу природы силовых воздействий на  ротор гидроагрегата, приведших к выбросу его на большую высоту с последующим повреждением строительных конструкций и затоплением машинного зала ГЭС. Обсуждение показало наличие версий, не противоречащих, вообще говоря, официальной гипотезе, но более полно объясняющих весьма кратковременный процесс возникновения и развития повреждения ГА-2 с последующим катастрофическим разрушением машинного зала ГЭС.

Был опубликован ряд материалов по анализу весьма кратковременного процесса разрушения ГА-2,  в частности, трендов контролируемых параметров ГА-2 и работы устройств релейной защиты и автоматики (РЗА).

Далее рассмотрим основные версии, исходя из опубликованных  материалов и последовательности событий, которая представлена ниже в виде таблицы 1.

Таблица 1

Таблица соответствия событий в ходе аварии фактам, зафиксированным при анализе трендов контролируемых параметров  и работы устройств РЗА


Этапы разрушения

Фиксированные моменты по трендам и факты [3, 6, 8]

0

Разгрузка ГА-2,

снижение мощности при номинальной частоте вращения

08:13:21 – начало закрытия направляющего аппарата (68%);

08:13:23.7 – 08:13:24.3 – повышение давления воды перед направляющим аппаратом (при 60-62% НА));

08:13:24 – 08:13:25 - отключение от ГРАРМ; переход в режим индивидуального управления;

08:13:25 – обрыв связи ПТК АУГ с центральным сервером АСУ;

потеря защитных функций;

08:13:26.5 – регулятор зафиксировал открытие сервомотора 55%;

08:13:26.5 – снижение давления воды перед направляющим аппаратом;

1

Катастрофический рост турбулентных пульсаций на лопастях турбины.

Разрыв шпилек крепления и отрыв крышки  турбины ГА-2 от фланца камеры.

Подъем  вращающегося вала ротора вместе с крышкой и закрепленным на ней направляющим аппаратом.

08:13:24 – появились  отказы в передаче сухими контактами дискретных управляющих сигналов;

08:13:25.199 – скачок вертикальных вибраций пяты более, чем  в 20 раз (2000 мкм – предел шкалы); признаки движения ротора агрегата вверх;

08:13:26.8 – тахогенератор вышел из строя (касание верхнего закрывающего кожуха);

08:13:26.8 – пропадает сигнал тока возбуждения (смещение контактных колец относительно щеток); асинхронный режим;

08:13:27.9 – потеря сигнала датчика положения сервомотора (разрушено крепление; рабочий диапазон – 250 мм);

08:13:27.9 – скачкообразно падают давления под крышкой турбины и в отсасывающей трубе (признак отрыва крышки)

2

Вылет вращающегося ротора из турбинного  колодца вместе с верхней крестовиной

Заброс  воды в шахту генератора.

08:13:27.9 –  резкое снижение почти до нуля напряжения генератора и мощности; скачкообразный рост тока фазы; трехфазное короткое замыкание внутри генератора из-за повреждения изоляции статора ротором при выбросе последнего;

08:13:28.02 – отключение КАГ от действия дифференциальной защиты генератора ГА-2;

08:13:28.9 – скачкообразно падает давление перед направляющим аппаратом (признак разгона воды в напорном трубопроводе)

08:13:29 – обнуление сигналов от  датчиков мощности генератора, тока и напряжения;

Дальнейший подъем вращающегося ротора с отрывом крестовины и выброс его в машзал.

Выброс мощной  струи воды в машинный зал и на блочные трансформаторы и ошиновку распредустройства.

Залив водой других генераторов

08:13:30.62 – отключение выключателей 500 кВ – отключение от сети   Т-1 т.е.  блока №1 (ГГ-1, Т-1);

08:13:32.82 – отключение выключателей 500 кВ – отключение от сети   Т-2 т.е. блока №2 (ГГ-3, 4; Т-2); отключение генератора ГА-8.

08:13:38 – разгрузка  и отключение генератора ГА-5 по команде от АСУ ТП «Аварийная остановка при неисправностях ЭГР».

08:14:12 – короткое замыкание (неотключенное) на генераторном напряжении одного из оставшихся в работе генераторов СШ ГЭС;

08:14:29 - возникновение асинхронного режима  оставшихся в работе генераторов СШ ГЭС  (№№ 6,7,9,10) относительно энергосистемы из-за отключения ГГ-1, 2 Майнской ГЭС действием защиты от внешних симметричных коротких замыканий;

08:14:37 - прекращение асинхронного режима вследствие трёхфазного короткого замыкания на ошиновке  500 кВ  блочного трансформатора  Т-3; шунтирование сети для оставшихся в работе генераторов;

08;14:55 – прекращение подпитки КЗ на СШ ГЭС со стороны энергосистемы (отключение линий связи с системой).

3

Затопление станции.

Разрушения машзала от воздействия воды и обломков

08:13…– свидетели в машзале услышали громкий хлопок в районе ГА-2 и увидели выброс вращающегося ротора и поток  воды; персонал  ЦПУ  через окно увидел, что из здания машинного зала идет поток воды, несколько пролетов здания разрушено.

Сброс нагрузки всех ГА с полной потерей собственных нужд СШГЭС. На ЦПУ после светозвуковых сигналов, пропали оперативная связь, электропитание освещения, автоматики, сигнализации, защит и приборов.

08:35 – 09:30 – закрыты аварийные затворы напорных водоводов в ручном режиме персоналом станции


Физические процессы, приведшие к разрушению ГА-2, далеко неочевидны и могут быть объяснены только гипотезами, в большей или меньшей степени логично объясняющими отдельные факты.  Все предложенные гипотезы о технических причинах катастрофы могут быть объединены в две группы,  основанные на следующих представлениях об осевом усилии, действовавшем на вал ротора гидроагрегата №2 при аварии и вызвавшем выброс ротора вверх:

1. Основное осевое усилие, действовавшее на вал ротора, было создано снизу резко повысившимся давлением воды (гидравлический удар, гидроакустический резонанс). Варианты последовательности событий, приведшей к выбросу в машинный зал  ротора с крестовиной, выбросу мощной  струи воды и затоплению машинного зала, показаны в таблице 2. Различия этих вариантов (версии 1 и 2) состоят, в основном, в первопричине аварийной ситуации.

2. Основное осевое усилие, действовавшее на вал ротора, было создано сверхвысоким повышением давления воды вследствие электрогидравлического удара, возникшего при  дуговых  разрядах  в воде, затопившей генератор. Варианты последовательности событий (версии 3 и 4) различаются предполагаемым местом дугового разряда в воде.


1.2.1 Обсуждение и анализ гидродинамических причин

повреждения и выброса вверх ротора ГА-2

Версия 1 была разработана в августе 2009 г. по горячим следам аварии экспертом к.ф.-м.н. Ю.И. Лобановским и впоследствии дополнялась по материалам расследования [4, 5] и результатам обсуждения с д.т.н. Башниным [6, 7]. Версия 2 представлена  экспертами к.т.н. В.В. Берлиным и д.т.н. О.А. Муравьевым  [8]. Обе версии, так или иначе, основаны на том, что при изменении нагрузки гидроагрегата в камере под рабочим колесом турбины возникали  гидравлические удары.

Для версии 1 необходимым условием является нарушение работы направляющего аппарата  (НА) рабочего колеса турбины – в процессе разгрузки через 3¸4 с после начала закрытия лопаток переход к открытию их вместо продолжения закрытия. Произошел «заброс гидроагрегата на неустойчивый режим работы» [4].   Вследствие этого турбина оказалась  в условиях интенсивного роста ударных пульсаций давления. Процесс возникновения значительных пульсаций (неполного гидроудара) и наличие условий для автоколебаний в водоводе – гидроакустического резонанса подробно описаны в статьях Ю.И. Лобановского [4, 5].

Какова причина нарушения работы направляющего аппарата? Здесь нет однозначных данных, но можно перечислить вполне вероятные  неконтролируемые дефекты, на которые указали различные эксперты: износ механизма управления лопатками направляющего аппарата; падение давления в гидросистеме привода лопаток (утечка, засорение фильтра тонкой очистки и т.п.); дефекты индивидуального привода лопаток, например трещина цапфы, заклинивание лопатки; «откат», т.е. быстрое (почти мгновенное) открытие (после закрытия) сервомоторов, управляющих лопатками. Все эти дефекты могли быть следствием длительной работы гидроагрегата с повышенной вибрацией подшипника и крышки турбины с закрепленными  на ней направляющим аппаратом и сервомоторами.

Дефекты шпилек, хотя и способствуют отрыву крышки, но в версии 1  необязательны для развития аварии.  Дело в том, что при резонансном нарастании интенсивности гидроударов отрыв крышки обязательно произошел бы, но при гораздо более высоком давлении воды под крышкой, т.е. скорость «полета» ротора была бы гораздо выше, и масштаб разрушений увеличился бы. Так что шпильки со сниженной несущей способностью сыграли роль предохранительного клапана. Вероятно, на это обстоятельство указано в [2]: «настоящая причина искала выход и нашла его через самое слабое место — эти самые шпильки. Если бы эта причина была вынуждена пойти другим путем, то могли быть очень серьезные повреждения, возможно, даже разрушение плотины».

Для версии 2  именно  значительное  снижение несущей способности  на  разрыв шпилек крепления крышки турбины рассматривается  как первопричина  аварийной  ситуации,  которая развивалась также вследствие гидроударов.


 

Таблица 2


Принципиальные схемы воздействия на ротор гидроагрегата  и развития аварии по двум версиям (1 и 2)


При этом  в [8] показано воздействие неполного гидроудара, который обязательно сопровождает изменение расхода воды в подводящем водоводе и воздействует на крышку турбины (в [8] такой гидроудар назван «штатным»). Неизбежность гидроударов различной интенсивности в гидроагрегатах при изменениях нагрузки давно известна, характер их описан подробно, например, в [9].  В [8] приводятся реальные данные об увеличении внутреннего давления воды под крышкой турбины на 14 м как результате начавшегося закрытия направляющего аппарата, а также о пульсациях давления 15¸22 м при вхождении в опасную зону эксплуатационной характеристики гидроагрегата.  Проведенные в [8]  расчеты показывают, что наложение этих условий на статическую составляющую давления от напора могло на пике усилия оторвать крышку вследствие снижения до 35% прочности на разрыв шпилек крепления крышки из-за возникновения и развития усталостных трещин. Анализ подъема ротора вместе с крышкой при соответствующем уменьшении действующих гидравлических сил до нуля в течение 0,5 с, показал, что после разгона  ротор перешел в свободный полет с начальной скоростью около 10 м/с. «Импульс силы давления воды, приложенный к периферической части крышки турбины и к рабочему колесу после его подъема и выхода из турбинной камеры, оказался вполне достаточным, чтобы подбросить конструкцию на высоту 8 ¸10 м» [8].

Обе версии рассматривают подробно процесс разрушения шпилек крепления крышки из-за усталостных трещин (на основании заключения ЦНИИТМАШ [10])  и позволяют дать объяснение тем разрушениям ГА-2, которые произошли при развитии аварии.

Следует отметить, что  версии 1 и 2 не рассматривают разрушение 19 стальных цапф лопаток направляющего аппарата,  каждая из которых имеет диаметр 300 мм, хотя без этого повреждения крышка турбины не могла бы оторваться от опорного кольца, а разрывное усилие для цапф значительно превышает разрывное усилие для шпилек.  В [1] указано, что «обрыв перьев лопаток» произошел из-за «избыточного давления на входных кромках лопастей рабочего колеса» при насосном режиме. Это утверждение ряд экспертов считает неубедительным, полагая, что именно повреждения лопаток направляющего аппарата могли привести к аварии.

Так, в [11] указано, что причиной аварии могла явиться  «трещина, расположенная в зоне концентратора напряжений, в месте посадки лопатки в крышку рабочего колеса турбины». Трещина не могла быть выявлена при ремонте ГА-2 в январе-марте 2009 года проводившемся без разборки ГА-2. Эксперт считает, что заметные на  фото «…следы шарканья лопатки и зашлифованные места на нижней поверхности статора улитки и нижнего опорного кольца лопаток направляющего аппарата» являются признаками того, что трещина была.


Рис.2 – Повреждения лопаток направляющего аппарата

(http://bikol.narod.ru/turbina-akt.jpg )

К обнаруженному после аварии  срезу стальных цапф лопаток направляющего аппарата могло также привести заклинивание ротора к крышке турбины [12] вследствие возможного разрушения направляющего подшипника турбины (из-за вибрации), которое привело к «запредельному радиальному биению ротора» и  к  «непосредственному механическому контакту и трению между вращающимся и неподвижным кольцами верхнего лабиринтного уплотнения» – другими  словами, к контакту рабочего колеса с крышкой. Кстати примеры разрушения направляющего подшипника имеются в книге [9], где говорится, что разрушение узлов крепления сегментов подшипника было распространенным явлением на СШГЭС. Эти повреждения  на ГА-2 СШГЭС упоминаются и в [1].  В рамках этой гипотезы повреждение цапф лопаток направляющего аппарата могло быть следствием проворачивания крышки вместе с ротором.

Нельзя назвать невероятной и гипотезу о заклинивании лопатки вследствие перекоса оси цапфы [13] (причины – изношенность  паза, выворачивание шпонок и т.п.). Это может быть одной из причин последующего нарушения работы направляющего аппарата и приводить к росту вибрации, сдвигу крышки, излому шпилек, а далее – к отрыву крышки.

Хотя по версии 2 [8] отрыв крышки турбины мог произойти из-за повреждений шпилек крепления при неполном гидроударе, но возможность возникновения автоколебаний (гидроакустического резонанса) в водоводах Саяно-Шушенской ГЭС, представленную  в [4, 5],  тоже исключать не следует.  Хотя соображения, изложенные в  [4]  и подверглись серьезной критике со стороны ряда экспертов (наиболее доказательно в [6]), но в доработанном виде [5]  не опровергнуты, а напротив, дополнительно обоснованы моделированием [7].

В [5] проведен анализ условий возбуждения гидроакустических автоколебаний в напорной системе ГЭС.  Предложен критерий, характеризующий устойчивость гидроакустической системы (напорный водовод, турбина и отсасывающая труба). Показано, что не только на Саяно-Шушенской  ГЭС  могут возникнуть условия потери устойчивости напорной системы, приводящие к крупной аварии. Проводится аналогия с аварией на Нурекской ГЭС в 1983 г., когда в процессе вывода гидроагрегата на  рабочий режим произошло частичное повреждение шпилек крышки турбины. «Оборвалось только 50 шпилек из 72, крышку приподняло, через образовавшуюся щель потекла вода, и гидроакустические характеристики водовода изменились. Сила давления на крышку еще более снизилась, и она «зависла» в полуоторванном положении. Через 6 минут агрегат был отключен, еще через 4 минуты он был остановлен, а через 38 минут для предотвращения затопления машинного зала были опущены затворы нижнего бьефа» [5].   После 2¸3  интенсивных пульсаций давления  гидроагрегат вышел из зоны неустойчивости, прекратился рост пульсаций давления, генерирование автоколебаний быстро и самопроизвольно прекратилось. На Саяно-Шушенской ГЭС сложилась неблагоприятная ситуация при разгрузке гидроагрегата, когда автоколебания возникли и «никаких сдерживающих их развитие факторов вплоть до вылета агрегата из турбинного колодца не было».

Условия возникновения автоколебаний давления  воды перед турбиной существенно дополнены результатами анализа, данного в [7] на основе моделирования:

«6. Пульсация давления в зоне высоких мощностей (зона IV) при высоких напорах

по всей вероятности обусловлена групповым автоколебательным движением в контуре: трубопровод – деформация узлов агрегата – индивидуальные следящие системы привода лопаток направляющего аппарата - трубопровод.

7. Эти автоколебания возникают не только при повышенных напорах и большой мощности, но и при значительных динамических повышениях давления при сбросе, что подтверждено имитацией приостановки индивидуального привода при сбросе в процессе  закрытия направляющего аппарата.

8. По мере износа механизма управления лопатками направляющего аппарата зона

автоколебаний может расширяться как в область низких нагрузок, так и в область более низких напоров.

9. Причиной усталостного разрушения шпилек крышки турбины агрегата №2 могли быть малоцикловые повышенные напряжения, являющиеся следствием низкочастотных пульсаций давления перед и за турбиной. Эти пульсации давления вызывались ненаблюдаемыми системой мониторинга автоколебаниями индивидуального привода лопаток направляющего аппарата.

10. Для контроля за поведением индивидуального привода лопаток на восстанавливаемых агрегатах должна быть установлена система мониторинга, в состав которой должны быть включены также быстродействующие каналы измерения пульсаций давления за и перед турбиной».

Описанные причины возникновения значительных динамических повышений давления (гидроударов) перед турбиной тесно связаны с конструкцией турбины и проектом ГЭС. Так, эксперт В.А.Стафиевский говорит [14]:

«Для Саяно-Шушенской ГЭС замахнулись на совсем уж рекордное 750-мегаваттное оборудование. Уже в ходе натурных испытаний выяснилось, что, работая в полную силу, турбина такой мощности входит в опасные для существования всей плотины вибрационные режимы, резонируя с водоводом. Пришлось довольствоваться 640 МВт мощности. Это привело к сужению «хорошего» диапазона мощностей примерно с 250 до 140 МВт».

Для исключения этих особенностей гидротурбин СШГЭС  необходимы исследования, как это справедливо отмечает ряд экспертов [2, 5, 7, 9], а также усовершенствования конструкции турбины и системы контроля. Это нашло свое отражение в рекомендациях Акта расследования Ростехнадзора (см ниже).

Итак, вполне обоснованными представляются гипотезы  об отрыве крышки турбины и выбросе вверх ротора ГА-2 гидродинамическими усилиями, обусловленными значительными динамическими повышениями давления (гидроударами) в проточной части гидроагрегата при условии резкого снижения несущей способности шпилек крепления крышки, которое имело место. Выход гидроагрегата в неустойчивый режим работы с незатухающими автоколебаниями давления перед турбиной также мог произойти из-за нарушения работы направляющего аппарата на закрытие при начавшейся разгрузке гидроагрегата. К этому могли привести  вероятные неконтролируемые дефекты направляющего аппарата: износ механизма управления лопатками направляющего аппарата,  падение давления в гидросистеме привода лопаток (утечка, засорение фильтра тонкой очистки и т.п.), дефекты индивидуального привода лопаток, например, перекос,  трещина цапфы, заклинивание лопатки, откат. Все эти дефекты могли быть следствием длительной работы гидроагрегата с повышенной вибрацией подшипника и крышки турбины.

Предупреждение подобных ситуаций предусмотрено в рекомендациях [1], в том числе:

«6.1.1. Организовать на действующих ГЭС обследования (при необходимости натурные испытания гидроагрегатов) с привлечением специализированных научно-исследова-тельских организаций, заводов-изготовителей, экспертных организаций.

6.1.2. Для СШГЭС разработать гидроагрегат (турбину) с широким регулировочным диапазоном активной мощности с целью обеспечения участия станции в регулировании нагрузки в Единой энергетической системы.

6.1.5. Оснастить гидроагрегаты штатными системами постоянного контроля вибрации и теплового контроля. Определить места установки датчиков и уставки предупредительной и аварийной сигнализации и обеспечить учет данных вибрационного и теплового контроля гидроагрегатов в системе группового регулирования с реализацией функции предупредительной и аварийной сигнализации, автоматического останова гидроагрегатов».

Судя по сообщениям о пусках четырех гидроагрегатов, приведенным во введении, рекомендации  по п.6.1.5  внедрены.


1.2.2 Обсуждение и анализ условий для электрогидравлического удара

Гипотезы 3 и 4 об электрогидравлическом ударе, исходят из того, что при аварии основное осевое усилие, действующее на вал ротора, создано сверхвысоким повышением давления воды вследствие электродугового  разряда  в воде [15, 16]. Учитывая необычность этих гипотез для электроэнергетики, необходимо проводить обширное цитирование:

«В месте мощного электрического разряда в воде образуется полость и в ней практически мгновенно перегретый водяной пар под сверхвысоким давлением, сразу же образует гремучий газ из этих перегретых паров воды с мощной диссоциацией молекул воды на молекулы водорода и кислорода под действием электрического тока. Далее этот гремучий газ взрывается со страшной силой…Этот процесс взрыва гремучего газа в воде при мощном электрическом разряде в ней идет от этого места вширь по типу цепной реакции, причем тем более активно и интенсивно, чем больше мощность электрического разряда в воде…. В случае аварии одного из гидрогенераторов от резонансных вибраций в машинном зале на СШГ – возник многоступенчатый нарастающий по силе электрический разряд с него в воду. Причем, скорее всего, мощность электрического разряда от электрической закоротки обмоток сверхмощного гидрогенератора в воде, постепенно повышалась и достигла, вероятно, в итоге огромной величины. Скорее всего, мощность электрической дуги в воде какое то время превышала многие мегаватты. Следовательно, давление главной ударной волны от возникновения столь мощного техногенного аномального по силе эффекта ЭГД удара – эффекта Юткина, вполне могла превысить миллион атмосфер, что и поясняет вылет гидроагрегата весом более 250 тонн из его шахты вместе с крышками и стремительный «полет» его к потолку 12 метрового по высоте машинного зала. Вероятно, этим ударом частично снесло верхнее перекрытие - крышу этого машинного зала СШГ… Могу предположить, что непосредственно в статорных обмотках гидрогенератора из-за вибраций сначала нарушилась электрическая изоляция, затем произошёл электрический пробой изоляции, на воду а, возможно, под действием воды, которая поступала небольшими порциями в течении многих часов»[15].

Поскольку электрогидравлический удар (ЭГУ) не может  возникнуть при несплошности водной среды, то основным условием для его возникновения является затопление генератора.  В этом случае (версия 3) последовательность событий возникновения и развития аварии  представляется следующей:

Разуплотнение и залив водой крышки турбины – заполнение  водой турбинного колодца и шахты генератора – залив водой  токоведущих частей ротора и статора – короткие замыкания и дуговые разряды под водой в зоне генератора – электрогидравлический удар – отрыв крышки турбины и выброс ротора с крестовиной в машзал вместе с мощной  струей воды.

Но при  электродуговом  разряде  в  воде  имеет место распространение ударных волн  во все стороны, т.е.  одинаковые  давления  будут  действовать в воде по оси шахты как  вверх – на  обод ротора и крестовину, так и вниз на крышку турбины и рабочее колесо (см. рис. 3).


Рис. 3 – Схема конструктивного исполнения гидроагрегата

Вариант1 – затопление без предварительного отрыва крышки.  В этом случае  крышка будет плотно прижата к основанию (кольцу спиральной камеры) ударными волнами от ЭГУ и не даст подняться ротору турбины с рабочим колесом. Ударные волны, направленные вверх, сорвут с домкратов и выбросят   в машинный зал, прежде всего, крестовину и перекрытие генератора.  При этом вместе с крестовиной будут сбиты и вылетят части регуляторного генератора, щеточного аппарата, направляющего подшипника. Далее отлетит верхняя надставка вала после разрыва болтов фланца. После сброса перекрытия и крестовины генератора давление в шахте упадет вместе с выбросом воды.  Но если после этого ударная волна преодолеет усилие связи обода ротора со спицами, то будет снесен и обод ротора с полюсами. Возможно также разъединение фланца связи роторов генератора и турбины с вылетом вверх ротора генератора.

При таком варианте затопления  вал турбины вместе с крышкой останется на месте, ЭГУ не может его выбросить. Откуда же может взяться вода в шахте без отрыва крышки? Может ли вода подняться вверх на 5¸7 метров за счет длительного просачивания через неплотности в нижнем узле крепления крышки? Время развития аварии составляло всего пару секунд, и заполнения от просачивания не могло быть. Предположить, что это было задолго перед аварией? Но ведь уровень воды над крышкой контролируется, работают насосы откачки воды. Рост слоя воды над крышкой нарушает работу подпятника и органов управления направляющим  аппаратом. Поэтому просачивание воды не может быть незамеченным и привести к быстрому затоплению и погружению в воду обмотки статора. При расследовании не было установлено каких-либо признаков затопления от протечек.

Кроме того, шахта не герметична, и  трудно себе представить быстрый подъем воды за счет протечек. Негерметичность шахты в любом случае будет снижать пик давления.  Выше дано описание инцидента на Нурекской ГЭС с частичным отрывом крышки и протечками воды, так эта вода только успела затопить шаровой затвор (механизм управления им) в течение нескольких минут (не секунд!), прошедших до отключения.

В любом случае, если крышка турбины не отделена от опорного кольца, то электрогидравлический удар в шахте гидроагрегата привел бы к выбросу вверх только ротора генератора (по частям или целиком) и прижатию крышки турбины  к фланцу. Ротор турбины остался бы на месте, что противоречит фактической картине разрушения.

Вариант 2 -  быстрое затопление шахты после  отрыва крышки от опорного кольца. Если затопление  идет быстрее, чем подъем ротора,  то дуговой разряд от короткого замыкания в обмотке статора мог бы возникнуть под водой. Но опять-таки ударная волна идет во все стороны, и равнодействующая сила, направленная  вверх, могла бы появиться только за счет разности площадей обода ротора с полюсами и крышки турбины. Фланцевое соединение ступицы ротора генератора с валом турбины не рассчитано на подобные ударные нагрузки. Поэтому, как и в первом предполагаемом варианте, произошел бы отрыв ротора генератора от вала турбины  и ротор генератора был бы выброшен отдельно от рабочего колеса после выброса крестовины с перекрытием.

Фактически ротор гидроагрегата поднимался целиком  и  быстрее, чем вода достигла обмотки статора, это показывают временные характеристики хода аварии (табл.1). Короткие замыкания обмотки статора произошли, но за счет механического воздействия ротора на лобовые части обмотки  статора. При этом ГА-2 был отключен релейной защитой (дифференциальной защитой, отключающей при внутренних повреждениях). На фотографиях разрушенных узлов  ГА-2 в машинном зале СШГЭС не видно следов дуговых разрядов на обмотке статора. Обмотка и сердечник носят следы механических разрушений от ударов, которые, по-видимому, нанес ротор,  вращающийся с прецессией. Следовательно, начальная подъемная сила, оторвавшая крышку турбины, не могла возникнуть за счет электрогидравлического удара, вызванного дуговым разрядом на обмотке статора под водой. Обмотка ротора не должна приниматься во внимание, так как она обесточилась, как только вал сдвинулся вверх  еще до выхода рабочего колеса из турбинного колодца, за счет потери контакта неподвижных щеток  с контактными кольцами на валу в верхней части агрегата.

Таким образом, версия 3 – затопление гидрогенератора с последующим нарушением электроизоляции, дуговыми разрядами в воде и выбросом ротора ГА-2 вверх от воздействия ЭГУ – не выдерживает критики.

Версия 4 [16] также имеет в виду электродуговой разряд в сплошной жидкой среде, но ее авторы не ограничиваются гидроагрегатами, а рассматривают весь станционный комплекс – вместе с трансформаторами, представляя следующую последовательность событий:  повреждение изоляции обмоток трансформатора и перекрытие от обмотки высокого напряжения на обмотку низкого напряжения – короткое  замыкание высоковольтной обмотки статора генератора на ротор – затем через вал ротора и рабочее колесо турбины  перекрытие  на землю (бетонное основание) в рабочей камере с дуговым разрядом в воде под рабочим колесом (см. рис. 4).

Поскольку «электрогидравлические удары происходят в тысячные доли секунды (несколько миллисекунд), утверждается, «что никакая существующая система управления такими мощными объектами не способна отключить генератор от нагрузки».

Надо находиться очень далеко от электроэнергетики, чтобы предлагать столь экзотическую схему попадания высокого напряжения с шин ГЭС на рабочее колесо турбины. Эта схема  потребовалась авторам, поскольку необходимым условием электрогидравлического удара  является дуговой разряд в сплошной водной среде.

 

Рис. 4  [16]. Электрический пробой на электростанции:

1 – поток воды на лопатки водяной турбины; 2 – электрический генератор; 3 – высоковольтный трансформатор (трансформаторная подстанция); 4 – высоковольтная линия электропередач; 5 – лопасти водяной турбины. «А» - зона электрогидравлического разряда; «Б» - зоны возможного пробоя изоляции; F – направление ЭГУ.

Слишком много пришлось бы писать, чтобы показать несоответствие этой схемы всему, что касается конкретного объекта, о котором идет речь, – гидроэлектростанции. Ограничимся несколькими бесспорными фактами:

1) Если бы такая схема повреждения работала на электростанциях, подобные разрушительные аварии были бы массовыми, но этого на самом деле нет. По разрушительности авария 17.08.09 на СШГЭС действительно уникальна.

2) Для пробоя на «землю» в трансформаторе и в генераторе не надо идти путем высокого сопротивления в турбину, а затем – через воду в бетон. Высоковольтные обмотки соприкасаются с «землей» в виде заземленных сердечников и корпусов. Нельзя же отрицать эффективность молниеотводов.

3) На электроподстанциях имеются разрядники, которые защищают цепи низкого напряжения от попадания высокого напряжения.

При обсуждении приведенной гипотезы [16] стремление привязать нереальный сценарий к реальным фактам приводит авторов к явным противоречиям и нелепостям. Например:

«Возможно периодическое увеличение электромагнитного притяжения ротора к статору,  что может вызвать затирание ротора о статор и привести к повреждению изоляции статора и ротора»

«Повышенная вибрация в подшипниках должна привести к постепенному проникновению воды в генераторную «бочку», а, значит, увеличению влажности в  пространстве между ротором и статором». (Комментарии: это – к тому, как может попасть высокое напряжение на вал ротора и далее на рабочее колесо; однако влажность в гидрогенераторе всегда имеет место, но если происходит пробой изоляции обмотки статора, то он происходит не на ротор, а на сердечник или корпус статора. Что же авторы  скажут, узнав, что в обмотке статора тоже циркулирует вода и частенько возникают утечки? Появится еще версия пробой со статора на ротор).

Еще пример: «электрический пробой мог проходить и непосредственно через подшипники ротора и статора, которые принудительно смазываются маслом», «и здесь мог произойти электрогидравлический удар! Последствия такого гидравлического удара нетрудно предугадать, подшипники будут разрушены, и вращающийся в это время работающий ротор второго электрического генератора мог быть  мгновенно выброшен из подшипниковых узлов». (Комментарий: здесь можно ничего не говорить, так как любой турбинист, знающий о напряжении на валу и свойствах масляных пленок, только всплеснет руками; ни одна турбина не могла бы работать – ни гидравлическая, ни тепловая, если бы действительно могло произойти такое).

Еще одно соображение о влиянии влажности заслуживает внимания и изумления:

«При повышенной влажности, огромных электрических нагрузках (мощность 450 МВт), электрическая проводимость масла резко увеличивается, и достаточно малейшему повреждению изоляции статора, как высокое напряжение попадет на ротор и далее произойдет электрический разряд в масле, а не короткое замыкание, как это принято понимать. В этом главное отличие электрических разрядов от обычных коротких замыканий».

Что же  привело к разрушению СШГЭС по мнению авторы этой фантастической картины?  Очень тривиально: «Вызывает сомнение только электрическое состояние изоляции, как самого генератора, так и состояние масла трансформаторной подстанции. Возможно, в этот период была повышенная влажность (были длительные атмосферные осадки, и масло в трансформаторах могло увлажниться и потерять свои изоляционные свойства), возможна повышенная влажность в самом генераторе из-за плохой водной (?!) изоляции, которая привела к электрическому пробою».

Итак, следует признать, что для электрогидравлического удара на ГА-2 не было условий, поскольку не могло быть электродугового разряда в сплошной водной среде, и он не мог стать  первопричиной отрыва крышки турбины с  выбросом всего ротора в машинный зал.


1.2.3 Анализ способствующих конструктивных факторов

1.2.3.1  Повреждение шпилек крепления крышки турбины

Результаты расчетов на прочность, приведенных экспертами [2, 4, 8, 10], показывают, что усилие, требуемое для разрыва всех 80-ти шпилек М80 из стали Ст.35,  значительно  выше результирующей статической силы, действующей на крышку в нормальном режиме. По данным завода-изготовителя коэффициент запаса прочности по статическим напряжениям составляет 4,7 [2],  а по расчетам экспертов от 3,6 [8] до 8,9 [4]. По пределу текучести эти коэффициенты следует уменьшить вдвое.

Исследование крепления крышки турбины после аварии (ЦНИИТМАШ) [10] показало, что «основной причиной разрушения шпилек является развитие усталостных трещин, зарождение которых происходило с внутренней поверхности резьбовой канавки». Наличие  значительной зоны усталостного излома на большей части  шпилек, наряду с отсутствием  гаек на шести шпильках свидетельствует о  значительной потере площади поперечного сечения шпилек, так что в рабочем состоянии оставалось лишь около 35%  этой площади [8, 10]. Это означает, что  вышеприведенные теоретические коэффициенты запаса прочности в статике снизились до значений  1,6; 1,16; 3,1. Приближение к единице создавало условия для долома шпилек при наличии циклической нагрузки от пульсаций давления воды, вызывающей в шпильках знакопеременные напряжения.

Согласно  [2] «усталость могла появиться только в том случае, если напряжение затяга было маленькое»,  «напряжение затяга шпильки должно быть 120 МПа»; тогда «коэффициент запаса прочности  по циклической нагрузке больше трех», и «при пульсации давления от проектного значения в 10,20 и даже 30 процентов…, коэффициент запаса все равно составляет больше единицы»; «при напряжениях порядка 80 МПа коэффициент прочности становится меньше единицы – и тогда шпилька разрушается».

Таким образом, для появления усталостных повреждений шпилек с последующим их статическим доломом  необходимым условием было снижение напряжения затяга шпилек. Как это могло произойти? Из опыта известно, что а) при длительной работе напряжения затяга снижаются (здесь прошло 9 лет с момента затяжки гаек на шпильках);  б)  всегда имеется  неравномерность затяга по окружности, которая может достигать 1,5¸2.  Повышенное напряжение затяга снижает запас прочности по статике.

Если  в каких-то шпильках под действием статической силы достигался  предел текучести стали, который примерно вдвое ниже предела прочности, то остаточная деформация растяжения шпильки необратимо приводила к аннулированию предварительного затяга, создавая  условия для  самоотвинчивания гаек.

Имел ли место изложенный гипотетический процесс снижения напряжения затяга шпилек, или были другие причины снижения затяга, но наличие усталостных трещин свидетельствует о значительном снижении напряжения затяга шпилек. Появление трещин неизбежно влечет за собой концентрацию напряжений, которая  дополнительно существенно снижает запас прочности.  Вибрация является и причиной, и следствием снижения прочности и последовательного повреждения шпилек – идет лавинообразный процесс.

«Когда коэффициент запаса прочности шпилек по циклической нагрузке становится ниже 1, это означает, что крышка турбины оказывается не притянутой шпильками к своей опоре. В этом случае сила трения уже не препятствует боковым перемещениям крышки под действием разнообразных циклических сил, вызванных, например, неполной сбалансированностью ротора гидроагрегата. Единственным препятствием для таких перемещений крышки становятся сами шпильки, работающие на срез, что приводит к появлению в них усталостных трещин, резко снижающих растягивающую нагрузку, которую они способны нести. При этом трещины сами могут расти под действием этих нагрузок, и при определенных условиях этот процесс может завершиться отрывом турбинной крышки» [4].

Таким образом,  очевидно, что разрыву гаек и отрыву крышки предшествовал процесс ослабления затяга и самоотвинчивания гаек,  возникновения и развития усталостных трещин под воздействием нарастающей вибрации, последовательного излома отдельных шпилек.

Лавинообразный процесс снижения прочности крепления крышки привел к  критическому уровню, при котором действующее на ротор ГА-2  осевое усилие оказалось достаточным для излома оставшихся шпилек.

Гидроагрегат до аварии проработал более  20  лет, в течение которых не отмечались дефекты крепления крышки турбины. Поэтому возникает вопрос: когда начался процесс снижения запаса прочности шпилек – непосредственно перед аварией или  постепенно в течение некоторого периода времени, начиная с последнего среднего или капитального ремонта?

Последняя затяжка гаек производилась в 2000 г.; как указано, в  [2]  «все шпильки затянуты соответствующим образом». В течение 9 лет при ремонтах в 2005 и 2009 гг. явных дефектов, например, отвинтившихся полностью или частично гаек, не выявлялось, хотя внутренние трещины по резьбе шпилек и не могли быть выявлены без демонтажа крышки. Возможны были скрытые дефекты, которые не могли быть выявлены без специальных методов контроля.

Этот узел всегда был настолько надежен, что даже в стандарте  [17] контроль технического состояния крышки предусматривается только  «с учетом ее функций в качестве места размещения конструктивных узлов, агрегатов и деталей ряда элементов и технических систем гидроагрегата» т.е. в объеме контроля, осмотра и проверки узлов, закрепленных на крышке.  На остановленном гидроагрегате, при периодических осмотрах со стороны осушенной проточной части, оценивают состояние следующих конструктивных частей крышки гидротурбины: всей поверхности крышки для выявления участков кавитационного и гидроабразивного износа; зоны за направляющим аппаратом  в месте стыка крышки и верхнего кольца направляющего аппарата; состояние металла вокруг отверстий в крышке. В процессе работы гидроагрегата контролируются протечки воды, протечки масла, вибрация, биение вала; давление под крышкой; температура (табл. 5 в [17]).

О дефектах крепежа крышки турбины, а также о необходимости контроля шпилек  ничего не говорится и в капитальном труде [9], освещающем многолетний опыт эксплуатации гидроагрегатов СШГЭС.

Итак, на основании имеющихся материалов момент возникновения и продолжительность этого процесса не могут быть определены достоверно. Вероятными представляются  предположения и о  постепенном снижении затяга шпилек в течение ряда лет после 2000 г., и об ускоренном снижении затяга шпилек и развитии усталостных повреждений в период, непосредственно предшествующий аварии. Последнее представляется наиболее вероятным экспертам завода-изготовителя:

«Двадцать девять с половиной лет это оборудование работало. И ни разу с ним ничего подобного не происходило… И вдруг за последние три с половиной месяца работы произошло что-то совершенно аномальное. …К 2000 году из 80 шпилек только на двух были признаки неких повреждений (ступеньки на изломах). А на момент аварии уже 90 процентов шпилек имеют усталостные разрушения, по результатам анализа ЦНИИТмаша. Г орой версии: том, ри ными.щей аварии.тных значений. Именно не подтвержденные расчетами режимы предопределили аварию. аз нагружайки закручивались в последний раз в 2000 году. Если считать, что напряжение затяга в 2000 году практически для всех шпилек было на достаточном уровне и сохранялось на нем до выхода гидроагрегата из ремонта в марте 2009 года, то это значит, что в период с марта по август при эксплуатации гидроагрегата произошло снижение уровня затяга, которое может быть связано только с самопроизвольным отвинчиванием гаек в этот период. Чего не наблюдалось за предыдущие двадцать девять лет работы и никогда не наблюдалось при эксплуатации аналогичных агрегатов» [2].

Столь длительное постоянство затяга сомнительно и подтверждения не имеет, поскольку периодический контроль этого узла не был предусмотрен заводской «Техническим описанием и инструкцией по эксплуатации», которой руководствовались на СШГЭС, а конструктивные меры против самоотвинчивания гаек (шплинты, шайбы и т.п.)  заводом не были предусмотрены.

И все же гипотеза об интенсификации процесса ослабления затяга,  самоотвинчивания гаек и повреждения шпилек в 2009 г. после ремонта представляется весьма вероятной, так как косвенно подтверждается небывалым нарастанием вибрации перед аварией, начавшимся через два месяца после ремонта, ( см. рис. 5).

Рис. 5 – Нарастание радиальной вибрации подшипника турбины ГА-2 летом 2009 г.

Изложенное показывает исключительную актуальность следующих рекомендаций в Акте технического расследования [1]:

«6.1.4. Выполнить проверку с диагностированием методами неразрушающего контроля деталей фланцевого соединения и шпилек крепления крышек турбин по согласованию с заводом изготовителем».

«6.2.2. Разработать и внедрить технические решения, исключающие самопроизвольное раскручивание гаек узлов крепления фланцевых соединений водопроводящего тракта».

Эти рекомендации  были, по-видимому, учтены при подготовке к пуску гидроагрегатов №№ 3, 4, 5, 6 в 2010 г., хотя  в сообщениях о пусках, приведенных во введении (см. выше), отсутствуют конкретные описания каких-либо новых «технических решений, исключающих самопроизвольное раскручивание гаек узлов крепления фланцевых соединений», и подтверждения их внедрения.  Во всяком случае, была реальная возможность эти рекомендации внедрить.


1.2.3.2   Влияние  режима регулирования мощности  и частоты

на  прочность крепления крышки турбины

Здесь следует остановиться на особенностях конструкции гидротурбин, эксплуатировавшихся на СШГЭС, и режимов их работы в электроэнергетической системе, поскольку при расследовании и обсуждении причин аварии так или иначе возникал вопрос: «А было ли необходимым и правомерным использование такой мощной станции  в режимах  регулирования мощности  и частоты?».

По данным Института систем энергетики им. Л.А. Мелентьева СО РАН (г. Иркутск)

«необходимость  регулирования мощности  (и  частоты электрического тока) в электроэнергетических системах при  непрерывных колебаниях нагрузки с амплитудой 5-7 %  является  их органическим физико-техническим свойством»;

«при проектировании СШГЭС изначально рассматривалась как  маневренная  электростанцияпредназначенная для работы в пиковой и полупиковой зонах графика нагрузки ОЭС Сибири».

Использование  в режимах регулирования мощности и частоты (далее – режимах регулирования) мощных ГЭС, в том числе и СШГЭС, означает неизбежность следующих режимов эксплуатации для гидроагрегатов [9]:  «пуски – остановки гидроагрегатов, быстрый набор и снижение мощности от нуля до полной и обратно, глубокое и непрерывное (часто интенсивное) изменение нагрузки в широких пределах (60-90%) при регулировании частоты тока в электрической сети, частые переводы агрегата из генераторного режима в режим синхронного компенсатора, при необходимости – мгновенный сброс нагрузки с последующим повышением частоты вращения агрегата». При этом завод-изготовитель не устанавливал ограничения на диапазоны и скорости набора и снижения нагрузки.

Использование ГА-2 в режимах регулирования  не было более интенсивным по сравнению с   другими  агрегатами.  В Акте расследования указано, что за 8 месяцев перед аварией, ГА-2 пересекал зону II  232 раза, тогда как ГА-4 – 490 раз, а ГА-9 – 396 раз.

Практическое осуществление режимов регулирования требует автоматизации для повышения скорости и точности, тем более – в случае одновременного регулирования нагрузки группы гидроагрегатов. Согласно п.3.3.8 ПТЭ и Стандарта РФ «Гидроэлектростанции мощностью свыше 30 МВт и с количеством агрегатов более трех должны быть оснащены системами группового регулирования активной мощности (ГРАМ) с возможностью использования их для вторичного автоматического регулирования режима энергосистем по частоте и перетокам мощности (АРЧМ)». Система ГРАМ (ГРАРМ) работала на СШГЭС

Итак,  в свете принятой практики проектирования и эксплуатации ГЭС вопрос о том, следует ли и допустимо ли использовать мощный гидроагрегат  в режимах регулирования,  является некорректным. Гидроагрегаты для этого предназначены и имеют соответствующие устройства для автоматизации процессов регулирования.  Конечно, безопасность ГЭС должна быть обеспечена, и в течение многих лет эта безопасность не подвергалась сомнению.

Теперь рассмотрим конструктивные особенности гидротурбин типа  РО-230/833-В-677, установленных на СШГЭС, с точки зрения реализации процессов регулирования.

Регулировочный диапазон мощностей турбин этого типа разделен на три основных зоны (см. рис.1) [4, 9]: две  разрешенные зоны (I – низких и III –   высоких нагрузок) и одну не рекомендованную (зона II – средних нагрузок), которая отличается недопустимым уровнем гидродинамических характеристик.

Граничные значения мощностей для этих зон изменяются в зависимости от фактического напора турбины


Рис.6 – Эксплутационная характеристика гидроагрегата с турбиной РО-230/833-В-677

По результатам испытаний турбины [9] для постоянной эксплуатации рекомендуется зона III, в которой КПД турбины имеет максимальное значение, пульсации давления в проточной части минимальны, вибрационное состояние хорошее. Разрешается работа турбин в зоне I, в которой уровень динамических характеристик является допустимым, но уровень КПД турбин низкий. Работа турбин в зоне II не рекомендуется заводом изготовителем, поскольку работа турбины сопровождается сильными гидравлическими ударами в проточной части, значительными шумами, пульсациями давления в проточном тракте.  Работа в зоне IV– не допускается вследствие недопустимого уровня гидродинамических характеристик и повышенной вибрации гидроагрегата. Очевидно, что диапазон регулирования в зоне I невелик, и глубокое регулирование со снижением нагрузки более, чем на 150 МВт влечет за собой выход в зону II, а при дальнейшем   снижении на 200-300 МВт –  переход через зону II  в зону I.

Выход в зону II сопровождается  воздействием на крышку турбины  интенсивных пульсаций давления воды, а это означает снижение усилия прижатия крышки к основанию, а следовательно, и снижение напряжения затяга гаек шпилек (вплоть до вероятного смещения крышки), а это, в свою очередь, приводит, как показано выше, к увеличению уровня знакопеременных напряжений в шпильках и самоотвинчиванию гаек шпилек. Хотя прохождение через зону II является кратковременным (в среднем, 10¸12 с), но многократное повторение таких переходов приводит к накоплению циклов знакопеременных деформаций шпилек, создает условия для ускоренного  возникновения и развития усталостных трещин, самоотвинчивания гаек шпилек и далее – последовательного излома шпилек. Если не принять своевременные меры к восстановлению исправности узла и продолжать подвергать узел крепления воздействию гидродинамических сил, то процесс повреждения шпилек становится лавинообразным, т.е. возникает непосредственная опасность отрыва крышки.

Характер изменения нагрузки и вибраций ГА-2 перед аварией с 19:00 16-го апреля  по 04:00 (местное время) 17 апреля  иллюстрируется регистрограммой основных параметров гидроагрегата, приведенной на рис. 7. Видно,  что не только при нахождении его в зоне II, но и в разрешенных зонах III и I,  возрастал уровень вибраций, а значит и знакопеременных напряжений в шпильках,  что  ускоряло  развитие усталостных повреждений шпилек вплоть до излома отдельных шпилек.

Всего с момента выхода из ремонта в апреле 2009 г. ГА-2 находился 210 раз  в зоне II, отработав в общей сложности в этой зоне  2520 секунд, т.е. число циклов при обычной частоте вибрации было порядка 10-3.

Этого было бы достаточно для усталостного повреждения шпилек крышки только при значительном возрастании  уровня знакопеременных напряжений оборотной частоты, что, по-видимому,  имело место при возрастании вибрации (рис. 5, 7).  Кроме того, надо принять во внимание  высокочастотные вибрации, которые  имели место на гидроагрегатах СШГЭС. Сошлемся снова на  [9]:

«Натурные исследования показали, что в спектре вибраций опорных узлов (по виброскорости) получены высокочастотные составляющие (230-330 Гц)».

«Вибрационные исследования агрегатов Саяно-Шушенской ГЭС позволили выделить узлы, за которыми необходим постоянный виброконтроль. Например, на турбине – это подшипник, крышка, опора подпятника».

Наличие таких вибраций, вызванных  воздействием высокочастотных гидродинамических нагрузок на лопасти рабочих колес, подтверждается трещинообразованием на лопастях рабочих колес турбин Саяно-Шушенской ГЭС. Согласно Акту расследования «…при наработке в среднем 9–10 тыс. час. выполняются массовые и регулярные работы по заварке трещин на лопастях рабочих колес. В среднем ежегодно такой ремонт выполняется на 4–5 гидроагрегатах…»


Рис. 7 – Регистрограмма основных параметров ГА-2 СШГЭС  16¸17 августа 2009 г. [13]

Таким образом, режимы регулирования мощности  и частоты безусловно отрицательно влияют  на  прочность крепления крышки турбины. Опасность представляет многократное повторение переходов гидроагрегата через неблагоприятную зону II, которое приводит к накоплению циклов знакопеременных деформаций в несущих деталях, а для шпилек крышки – создает условия для ускоренного возникновения и развития усталостных трещин и лавинообразного процесса последовательного излома. Однако повторение этих переходов неизбежно при фактических режимах регулирования, что является органическим свойством данных турбин. Поэтому заводом-изготовителем не могли устанавливаться ограничения по работе турбины в этой зоне. Решающую роль для предупреждения повреждений здесь играют контроль вибрации и своевременное принятие мер к восстановлению исправности узла.

Что касается критических замечаний ряда экспертов и участников обсуждения по поводу скорости изменения нагрузки и числа переходов через зону II, то  надо уяснить следующее: ограничение скорости изменения нагрузки  фактически означает увеличение  продолжительности работы в опасной зоне, что опасно для турбины, а ограничение числа переходов  ставит под сомнение допустимость регулирования нагрузки, что неприемлемо для энергосистемы.

Для разрешения этих противоречий необходим ряд мероприятий, в частности, предусмотренных рекомендациями Акта расследования Ростехнадзора:

«6.1.1. Организовать на действующих ГЭС обследования (при необходимости натурные испытания гидроагрегатов) с привлечением специализированных научно-исследовательских организаций, заводов-изготовителей, экспертных организаций.

6.1.2. Для СШГЭС разработать гидроагрегат (турбину) с широким регулировочным диапазоном активной мощности с целью обеспечения участия станции в регулировании нагрузки в Единой энергетической системы.

6.2.3. С учетом эксплуатационных ограничений и особенностей исключить участие гидроагрегатов с турбинами РО-230/833-В-677 во вторичном регулировании активной мощности и частоты.

6.2.4. При установке новых гидроагрегатов учесть их конструктивные и эксплуатационные особенности при участии ГЭС во вторичном регулировании активной мощности и регулировании напряжения (согласовывать данные решения с Минэнерго России)».

Срок внедрения рекомендаций пп. 6.1.2 и 6.2.4 намечен, как известно,  с 2011 по 2014 гг.

Что касается п.6.2.3, то отметим, что в сообщениях о пусках гидроагрегатов, приведенных во введении (см. выше), отсутствуют указания об исключении участия гидроагрегатов с турбинами РО-230/833-В-677 во вторичном регулировании активной мощности и частоты. И это правильно, поскольку электроэнергетическая система не может нормально функционировать без такого регулирования. Однако возможности такого регулирования должны быть уточнены собственниками генерирующего энергооборудования путем проведения  испытаний (обследований), которые предусмотрены в п.6.1.1.

Следует отметить, что в Акте расследования этот вопрос поставлен шире – по отношению не только к  гидростанциям, но и к тепловой генерации, что нашло отражение в  следующих рекомендациях:

«6.5.2. ОАО «Системный оператор единой энергетической системы», разработать предложения в нормативно техническую документацию (НТД) по планированию и ведению режимов регулирования частоты и мощности, с учетом специфики, срока службы и фактического состояния используемого гидроэнергетического оборудования и внести их на рассмотрение в мнистерство энергетики Российской Федерации. Cрок исполнения – 01.06.2010.

6.5.3. ОАО «Системный оператор единой энергетической системы», в рамках разработки мероприятий по перспективному развитию ЕС России предусмотреть в составе генерирующих мощностей наличие тепловой маневренной генерации в ОЭС Сибири. Cрок исполнения – постоянно».

Эти рекомендации выполнены – вышел документ «Технические требования к генерирующему оборудованию участников оптового рынка» (ТТГО) [18], утвержденный  первым заместителем Председателя Правления ОАО «СО ЕЭС» Н.Г. Шульгиновым 30.03.2010. Документ действует с 01 апреля 2010 г. Документ относится не только к ГЭС, но и к ТЭС и АЭС. Он предусматривает  испытания оборудования для определения диапазонов регулирования и передачу в СО данных о готовности оборудования.  Цели испытаний видны из цитат:

«СО[1] на основании предоставленных данных определяет допустимые диапазоны регулирования активной и реактивной электрической мощности, установленную, располагаемую и максимальную мощности ГО[2], а также иные параметры, необходимые для определения готовности ГО к выработке электрической энергии».

Далее приводится перечень этих параметров, в том числе результатов испытаний.

«2.1. Данные по генерирующему оборудованию должны включать в себя:

• паспортные данные и  номинальную мощность по каждой единице ГО;

• допустимые технический минимум и максимум нагрузки каждой единицы ГО по активной мощности и регулировочный диапазон в % от номинальной мощности;

• допустимый диапазон работы каждой единицы ГО по реактивной мощности;

______________________________________________

[1] СО – системный оператор

[2] ГО – генерирующее оборудование

______________________________________________

• номинальные значения скорости набора и скорости сброса нагрузки единиц ГО».

«2.1.3. В части оценки участия ГЭС во вторичном регулировании частоты и перетоков мощности:

• данные последних испытаний ГО ГЭС по допустимым скоростям набора/ сброса нагрузки;

• данные, корректирующие допустимый диапазон работы ГО ГЭС и всей ГЭС по активной мощности;

• информацию о наличии группового регулятора активной мощности,…

статических и динамических настройках;

• информацию о возможности участия ГЭС в автоматическом вторичном регулировании частоты электрического тока…».

«3.2 Требования к участию ГЭС в ОПРЧ[3]

ОПРЧ на ГЭС должно обеспечиваться действием регуляторов частоты вращения (далее РЧВ) … с максимальным быстродействием».

В ОПРЧ должны участвовать ГА всех ГЭС, включая участвующие в НПРЧ[4].

Участие в ОПРЧ предполагает приоритет РЧВ каждого ГА перед заданием от ГРАМ[5] …  Проверка готовности генерирующего оборудования ГЭС к участию в  ОПРЧ должна осуществляться в соответствии с «Методическими рекомендациями по проверке готовности ГЭС к первичному регулированию частоты».


1.2.4 Анализ влияния системы ГРАРМ  на возникновение и развитие аварии

В Акте расследования  приведено много замечаний по системе ГРАРМ[6] общего характера, главные из которых:

-  алгоритм  воздействия ГРАРМ на гидроагрегат в ходе автоматического регулирования мощности и частоты не согласовывался с заводом- изготовителем гидротурбины;

-  не обоснованы критерии приоритетности,

-  количество переходов не регламентировалось и не ограничивалось.

Также поставлена новая не испытанная колонка ЭГР, о которой в Акте сказано: «Режим закрытия направляющего аппарата в алгоритме работы электрогидравлического регулятора частоты вращения турбины при потере электропитания предусмотрен не был».

ГРАРМ является вспомогательной системой, запускается и останавливается по требованию оператора, т.е. не участвует постоянно в управлении. Контроль параметров агрегатов, пуск и останов входят в состав функций АСУ ТП. Система ГРАРМ была разработана в соответствии с утвержденным техническим заданием (2005 г.),  в котором была предусмотрена очередность ввода в работу для агрегатов, находящихся в резерве (приоритетность).

Резкой критике представителя завода-изготовителя [2] подверглась величина скорости изменения нагрузки, предусмотренная алгоритмом ГРАРМ , которая составляет 30 МВт/с, хотя в заводской документации не установлены ограничения этого параметра, равно как и числа переходов через не рекомендованную зоны эксплуатационной характеристики турбины. ГРАРМ воздействует на гидроагрегат в ходе регулирования мощности и частоты через индивидуальный регулятор агрегата ЭГР-2И поставки изготовителя турбины.  Представляет интерес, как объясняет разработчик ГРАРМ  принципы выбора этого параметра:

«Данное значение параметра равняется скорости при переводе агрегата вручную …оператор выполняет это ключом управления на пульте оператора. Сигнал от ключа оператора поступает на МИМ регулятора ЭГР-2И (поставки ЛМЗ) и изменяет мощность со скоростью задаваемой МИМ-ом.  …Время нахождения в не рекомендованной зоне и скорость ее прохождения в точности соответствуют скорости, установленной заводом-изготовителем турбины (ЛМЗ). …В ГРАРМ предусмотрено автоматическое отключение агрегата от ГРАРМ в том случае, если МИМ не успевает следить за заданием. То есть ГРАРМ не может водить агрегаты быстрее, чем это предусмотрено заводом-изготовителем (ЛМЗ)» [19].

______________________________________________________

[3] ОПРЧ – общее  первичное  регулирование частоты

[4] НПРЧ – нормированное первичное регулирование частоты

[5] ГРАМ – групповое регулирование активной мощности

[6] ГРАРМ – групповое  регулирование активной и реактивной мощности

______________________________________________________

Конкретных ошибочных воздействий со стороны системы ГРАРМ при расследовании не установлено, т.е. автоматика работала штатно; в базе данных системы сохранилась информация.

Следует отметить, что критерии приоритетности и ограничение на количество переходов относятся к правилам самого процесса регулирования, независимо от того, вручную он осуществляется или автоматически. Конечно, следовало «узаконить» алгоритм регулирования, т.е. воздействия ГРАРМ на гидроагрегат в ходе автоматического регулирования мощности и частоты, согласовав его с заводом- изготовителем гидротурбины, но отсутствие формального согласования  не способствовало ни возникновению, ни развитию данной аварии, поскольку ГРАРМ – это только инструмент, и этот инструмент корректно реагировал на поступающие сигналы.

Необходимость регламентации количества переходов через не рекомендованную зону и скорости изменения нагрузки при переходе тесно связана с конструкцией и техническим состоянием гидроагрегата, в конечном счете, с допустимостью использования гидротурбин типа РО-230/833-В-677 в режимах регулирования мощности  и частоты (см. выше). Если бы все дело было только в более обоснованном, с точки зрения завода-изготовителя, назначении указанных параметров, то не было бы необходимости запрещать использование гидротурбин типа РО-230/833-В-677 в режимах регулирования мощности  и частоты, как это сделано в п. 6.2.3 [1].

Возможность изменений критериев приоритетности в зависимости от состояния гидроагрегатов должна быть предусмотрена в проекте АСУ ТП, с которым связан ГРАРМ и который, в свою очередь, нуждается в усовершенствовании в части аварийных защит.

Отсутствие вины системы ГРАРМ отмечается также в [4, 6].

В Акте расследования отмечен недостаток первой ступени аварийной защиты, работающей на закрытие направляющего аппарата: «в случае затопления машинного зала и исчезновения напряжения в цепях защит, сигнализации и цепях управления алгоритм закрытия направляющего аппарата не действует». На ГА-2 было реализовано решение завода-изготовителя, при котором не предусмотрено  автоматическое срабатывание на закрытие направляющего аппарата  при потере электропитания, т.е. надо подать соответствующий сигнал. «На всех остальных агрегатах, кроме 5, были установлены старые колонки производства ЛМЗ, которые так же не закрывались при пропадании питания. …Колонка на агрегате №5, которая была установлена ООО ПромАвтоматика, закрыла направляющий аппарат по сигналу от АУГ на КАЗ, и агрегат был остановлен» [19]. Согласно данным АСУ ТП там сформировалась команда «Аварийная остановка при неисправностях ЭГР» и агрегат был успешно отключен.

Для аварии ГА-2 этот недостаток не имел значения, так как работа направляющего аппарата нарушилась полностью при отрыве крышки и выбросе ротора турбины. Но для других ГА закрытие направляющего аппарата при потере собственных нужд вследствие затопления значительно уменьшило бы объем повреждений.

Таким образом,  система автоматического регулирования ГРАРМ не может считаться ответственной ни за исходные события, приведшие к аварии (излом шпилек и отрыв крышки турбины), ни за последующее развитие аварии.

Необходимость усовершенствования системы аварийных защит в АСУ ТП и ГРАРМ предусматривается следующими рекомендациями Акта расследования:

«6.1.3. Выполнить доработку колонки электрогидравлического регулятора (ЭГР) турбины, предусмотрев закрытие направляющего аппарата при потере электропитания.

6.1.10. Изменить проектные решения, заложенные в АСУ ТП, в части управления турбинами, условиями защит и блокировок для обеспечения безопасного и надежного отключения оборудования при возникновении нештатных ситуаций.

6.1.11. Выполнить схему управления аварийными затворами турбинных водоводов СШГЭС, обеспечивающую их гарантированное закрытие при возникновении нештатных ситуаций, а также по команде с ключа управления на центральном пульте управления.

6.1.12. Разработать проект системы мониторинга режимов работы и состояния гидроагрегата с фиксацией и сохранением параметров.

6.2.1. Согласовать с заводом изготовителем алгоритм группового регулирования мощности и установки приоритетов нагрузки гидроагрегатов с учетом их технического состояния».

Как видно из опубликованных материалов о пуске гидроагрегатов СШГЭС в 2010 г. (см введение) эти рекомендации выполнены, т.е. системы штатного контроля, управления и защиты  гидроагрегатов значительно усовершенствованы.

«Конечно, нам пришлось сделать выводы из аварии на Саяно-Шушенской ГЭС и существенно изменить многие моменты в ее работе. В частности, если раньше защиты срабатывали при возникновении аварийной ситуации, то сейчас они срабатывают и при отклонении технологических параметров. Любое отклонение технологических параметров, которое признается нетипичным, но еще не влечет за собой аварии, приводит к остановке гидроагрегата» (Из выступления члена Правления ОАО «РусГидро» Б.Богуша на интернет-конференции 29.07.2010  www.rushydro.ru/press/events/11890.html ).


1.3. Анализ качества ремонтного обслуживания гидроагрегатов

Авария произошла примерно через 5 месяцев после среднего ремонта 2009 г., поэтому напрашивалась  гипотеза, что процесс ускоренного снижения напряжений затяга и развития повреждений шпилек начался в 2009 г. именно после среднего ремонта ГА-2 с наплавкой рабочего колеса и реконструкцией АСУ ТП, т.е. в период с апреля по август 2009 г. Гипотеза была основана, во-первых, на предположении о низком качестве ремонта, во-вторых,  на данных о модернизации  во время этого ремонта гидравлической части системы группового регулирования активной и реактивной мощности гидроагрегата (ГРАРМ).

Некачественный ремонт в нашей стране стал слишком частым явлением. Это относится и к организации ремонта и к низкой квалификации и непрофессионализму ремонтного персонала. Но в данном случае, когда надо определить степень вины,  недостаточно априорных оснований для суждения о низком качестве ремонта, в том числе приводимых сведений о собственниках ремонтного предприятия. В акте расследования не приведено никаких сведений о конкретных недостатках ремонта или низком качестве ремонта в свете требований известных «Правил организации технического обслуживания и ремонта зданий и сооружений электростанций и сетей» (СО 34.04.181 -2003).

Обобщенно претензия к ремонту  обосновывается тем, что  в период ремонта не были выявлены и устранены причины повышенной вибрации, которая и раньше имела место на этом гидроагрегате. В Акте расследования указано, что «в период с 21.04.2009 по 17.08.2009  наблюдался рост показаний вибрации турбинного подшипника гидроагрегата  № 2,  примерно в 4 раза». Следует отметить, что достигнутый после ремонта уровень вибрации 113-149 мкм при норме 160 мкм был правильно оценен как удовлетворительный, позволявший ввести машину в эксплуатацию.  Возрастание вибрации турбинного подшипника началось не сразу после ремонта, а через два месяца, и может рассматриваться как  косвенный признак того, что причина была  инициирована какими-то внешними причинами. Первопричины повышенной вибрации могли заключаться и в конструктивных недостатках, которыми отличался ГА-2 с момента ввода в эксплуатацию и которые по мере их выявления устранялись на месте, и в серьёзной изношенности рабочего колеса ГА-2 (косвенно подтверждается досрочным  выводом  его в ремонт на четвёртый год вместо пятого). В чем заключались эти причины повышенной вибрации и  могли ли они быть выявлены и устранены в полной мере во время среднего ремонта по типовой номенклатуре в 2009 г.?  Это не нашло отражения в Акте расследования.

Процесс снижения напряжений затяга и развития усталостных повреждений шпилек крепления крышки мог начаться и до ремонта 2009 г., но протекал скрыто и не мог быть обнаружен регламентированным контролем без разборки крышки, которая не проводилась в 2009 г. Это так, но оно и не должно было исследоваться [17].  Необходимости отступать от требований СТО [17] не было, поскольку вряд ли  были основания предполагать, что причины повышенной вибрации до ремонта кроются в состоянии шпилек крепления, т.е. узла, надежность которого не подвергалась сомнению.

Достаточно полное исследование во время среднего ремонта 2009 г. причин повышенной вибрации с проверкой состояния металла шпилек требовало дополнительного, не предусмотренного типовой номенклатурой объема работ с  проведением  дорогостоящих диагностических процедур. Обосновать затраты на эти работы  тогда было бы невозможно, так как не было данных об аварийности, связанной с повышенным уровнем вибрации из-за крепления шпилек, а в СТО [17] и  других нормативных документах отсутствовали соответствующие требования к  затяжке и контролю шпилек.

Что касается модернизации ГРАРМ, то известно, что при ремонте 2009 г. была произведена  замена колонки электрогидравлического регулятора новой колонкой ЭГК-РО-6–1.Эта работа производилась по плану, по утвержденным техническим требованиям в порядке усовершенствования действующей системы ГРАРМ, внедренной на ГА-2 еще в 2006 г.  В Акте не приводится каких-либо замечаний по работе этой новой колонки и работе системы ГРАРМ после замены колонки. Не установлено также фактов, позволяющих рассматривать замену колонки управления ЭГР в 2009 г. и ее опытную эксплуатацию как отрицательный фактор для запуска процесса повреждения шпилек после окончания ремонта 2009 г.

Отсутствие нормативов по проверке технического состояния и срокам службы узлов крепления, обеспечивающих герметичность турбины, не позволяет предъявить формальные претензии к организации и объему ремонта ГА-2,  проведенного в 2009 г.

Необходимость подобных нормативов для обеспечения качества ремонта учтена в рекомендации  Акта расследования Ростехнадзора:

«6.3.2. Разработать методику по замене, затяжке, контролю и испытаниям узлов креплений фланцевых соединений водоподводящего тракта».

Даже не располагая сведениями о разработке и вводе в действие подобной методики, можно ожидать  значительного усиления контроля указанных узлов, в частности, путем проведения профилактических осмотров.

«На всех гидроагрегатах производятся плановые остановки для проведения профилактических работ, а в следующем году намечено проведение плановых, предупредительных ремонтов. Предварительные графики ремонтных работ уже согласованы с «Системным оператором». В настоящее время нареканий к работе двух отремонтированных агрегатов нет. Что касается гидротехнических вооружений, то по их работе ведется постоянный мониторинг» (Из выступления члена Правления ОАО «РусГидро» Б.Богуша на интернет-конференции 29.07.2010  www.rushydro.ru/press/events/11890.html ).


2. «Нетехнические» причины разрушения гидроагрегата № 2

на Саяно-Шушенской ГЭС 17 августа 2009 г.

При изучении материалов расследования аварии 17.08.2009 на СШГЭС возникают естественные вопросы, относящиеся к организации эксплуатации оборудования на ГЭС:

Можно ли было эту аварию предупредить?

Какие меры для этого следовало предпринять и кто был ответственным за это?

Что мешало принять необходимые меры для предупреждения аварии?

Достаточно ли мероприятий, рекомендованных в Акте расследования Ростехнадзора, для исключения в дальнейшем катастрофических аварий?


2.1 Можно ли было предупредить аварию 17.08.2009 на СШГЭС?

Какие меры для этого следовало предпринять?

Аварию 17.08.2009 на СШГЭС можно и нужно было предупредить. Это было нетрудно сделать техниче­ски – просто своевременно остановить ГА-2.

По какому признаку?  -  Об этом четко сказано в [1]:

«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».

К сожалению, эта формулировка относится к утру 17 августа, а не к более раннему моменту времени, когда максимальная вибрация уже более чем вдвое превышала норму.

Когда?  Рассмотрим несколько возможных моментов времени.

1)  В период времени, предшествующий аварии, с 01 до 07 час 17.08.2009.

Как известно «16.08.2009 в 23 часа 14 мин. ГА-2 – был выведен из резерва по решению оперативного персонала станции и введен в работу с регулируемой нагрузкой по заданию филиала ОАО «СО ЕЭС» — ОДУ «Сибири» под автоматическим управлением регулирования мощ-ности АРЧМ — ГРАРМ в качестве приоритетного для изменения нагрузки при исчерпании ди-апазонов регулирования мощности» [1].

После ввода в работу ГА-2 в течение не менее 30 мин нес нагрузку 600 МВт, т.е. работал в разрешенной зоне III, при этом вибрация турбинного подшипника (ТП) в разы превышала допустимый уровень (рис.7). Это давало основания для вывода ГА-2 во внеплановый ремонт уже в 01 час 17.08.2009 с целью выявления и устранения причин вибрации. Но это не было сделано.

Далее в течение нескольких часов ГА-2 находился в разрешенной зоне I, совершив несколько переходов через не рекомендованную зону II в процессе автоматического регулирования мощности. Уровень вибрации нарастал. Это должно было стать предметом анализа и обсуждения как руководством СШГЭС и ОАО «Русгидро», так и  системного оператора (ОАО «СО ЕЭС» — ОДУ «Сибири»). Когда ГА-2 снова вышел в зону III и нагрузка была повышена до 600 МВт, новый «запредельный» всплеск вибрации должен был побудить вышеуказанных должностных лиц к принятию решения о немедленном останове ГА-2. Таким образом, 17.08.2009  в 07 час было еще не поздно, и ГА-2 должен был быть выведен во внеплановый ремонт для выявления и устранения неисправности, вызывающей повышение вибрации .

Однако в течение последующего часа произошел новый переход вниз через не рекомендованную зону II со снижением нагрузки до 170-260 МВт, и еще переход вверх – с повышением нагрузки до 610 МВт, после чего через 15-20 мин началась очередная разгрузка, в процессе которой при 475 МВт и произошло разрушение. Ход событий выглядит теперь задним числом как издевательство над техникой и нормами вибрации.  Хотя последние, видимо, были вне поля зрения руководства ГЭС, поскольку, как указано в [1], «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».

При этом то, что «ГА-2 оставался приоритетным в ГРАРМ при регулировании мощности» [1],  не является решающим обстоятельством, поскольку в этот период вибрация значительно превышала норму уже во всех режимах. Тем более, что, как известно [1], с 04 час 12 мин 17.08.09  Саяно-Шушенская ГЭС  уже не работала в режиме управления от ЦС АРЧМ ОДУ Сибири через ГРАРМ.

2) В июле 2009 г., когда только было установлено периодическими измерениями возрастание вибрации вдвое  (а потом и более) против нормы (рис. 5), и  с 01 по 16 августа 2009 г. вплоть до того момента, когда ГА-2 находился в резерве.


2.2 Кто был ответственным за предупреждение аварии, т.е. за своевременный

останов ГА-2 и какова процедура принятия решения?

В условиях, когда аварийная защита по предельному уровню вибрации не была предусмотрена проектом ГЭС, останов гидроагрегата должен был производиться вручную после согласования с системным оператором  заявки на вывод в ремонт. Ответственным за принятие решения об останове со стороны ГЭС является главный инженер ГЭС. Ответственным за согласование этого решения является системный оператор.

Согласно «Правилам вывода объектов электроэнергетики в ремонт и из эксплуатации» [22]  главный инженер ГЭС, имея основания для отключения ГА-2 в целях выявления и устранения причин повышенной вибрации,  должен был руководствоваться приводимым ниже п.20 «Правил»:

«20. В случае если объект диспетчеризации требует незамедлительного отключения или в результате неисправности отключается автоматически, заявитель вправе вывести такой объект в ремонт с обязательным уведомлением диспетчера уполномоченного диспетчерского центра с обязательным представлением в последующем заявки в течение 24 часов с момента отключения объекта диспетчеризации».

В то же время системный оператор-диспетчер имел свои основания не разрешить вывод в ремонт ГА-2, как это предусмотрено в тех же «Правилах»:

«21. Заявка на вывод объекта диспетчеризации в ремонт не подлежит согласованию, если системным оператором будет установлено, что вывод в ремонт этого объекта диспетчеризации может привести к следующим последствиям:..».

Перечень последствий, предусмотренных в п. 21 «Правил»  включает в себя и те обстоятельства, которые имели место в энергосистеме и которые потребовали срочного вывода ГА-2 из резерва в ночь с 16 на 17 августа 2009 г.  и работы системы ГРАРМ.

Таким образом, ответственными за своевременный вывод в ремонт ГА-2 СШГЭС являлись главный инженер ГЭС и системный оператор.

При этом налицо был конфликт интересов, т.е. противоречие между обязанностью главного инженера ГЭС – вывести в ремонт явно неисправный ГА-2  –  и обязанностью системного оператора – сохранить работоспособность электроэнергетической системы. При действующем Федеральном законе «Об электроэнергетике» [23] это противоречие должно было решаться в пользу решений системного оператора, поскольку статус  документов, которыми должен руководствоваться главный инженер при  обосновании необходимости вывода оборудования в ремонт (ПТЭ [20], СТО [17] и инструкции), ниже статуса закона [23], в рамках которого лежат действия системного оператора, руководствующегося «Правилами» [22].  Только автоматическое отключение оборудования аварийной защитой не зависит от действий и требований системного оператора.

Каково же распределение ответственности?  Если принять во внимание системную ситуацию,  а также «Правила» [22], следует признать, что в ночь с 16 на 17 августа 2009 г. решающая роль была у системного оператора. Однако в  Акте расследования Ростехнадзора [1] отсутствуют указания на то, что руководство ГЭС в период с 01.07.09 по 16.08.09  предприни­мало шаги к подаче и согласованию с системным оператором заявки на вывод в ремонт ГА-2 в целях выявления и устранения причин повышенной вибрации, а системный оператор отказывал в согласовании такой заявки.  Это обстоятельство позволяет предполагать, что  руководство ГЭС является основным ответственным за непредупреждение аварии, которая возникла не внезапно, а вследствие развития неисправности в течение длительного периода.


2.3. Что мешало принять необходимые меры для своевременного

вывода ГА-2 в ремонт?

В теории диагностики устройств есть понятие «период упреждения». Так вот в этом случае «период упреждения», т.е. период нарастания вибрации, как главного признака опасности,  был достаточно велик – с 01.07.09 по 16.08.09. Этот период был бы наиболее рационален с точки зрения своевременности принятия мер. В это время «Саяно-Шушенская ГЭС работала по плановому диспетчерскому графику (не под управлением ЦС АРЧМ ОДУ Сибири по причине необходимости обеспечения планового суточного попуска воды через гидроузел)» [1]. Система ГРАРМ не была включена. Казалось бы, можно было найти подходящий момент для подачи и согласования заявки на вывод ГА-2 в ремонт.

Что же мешало главному инженеру ГЭС осуществить то, что он должен был сделать и навер­няка вполне осознавал это? К сожалению, ни в Акте расследования Ростехнадзора, ни в Итого­вом докладе комиссии Госдумы РФ не дан конкретный ответ на этот вопрос, хотя признаки нарушений в [1] приведены по каждому должностному лицу.  Однако  нет оснований принимать версию о халатности или некомпетентности опытного квалифицированного инженера, каковым является А.М.Митрофанов.  Тем более, что он наверняка имел возможность обсудить техническое состояние ГА-2 с вышестоящим руководством  в ОАО «Русгидро» и делал это.

Рассмотрим условия, в которых должен был принять решение главный инженер ГЭС.

1) Нечеткость технических нормативов для гидроагрегатов.

В ПТЭ [20] указано: «3.3.12. Не допускается длительная работа гидроагрегата при повышенных уровнях вибрации:»….далее указано значение вибрации 0,16 мм (160 мкм) для частоты вращения 150 об/мин.  В СТО  [17]   даны те же указания по вибрации.

В соответствии с этим  «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 в 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» [1].

Здесь выделены слова, подтверждающие  нечеткость требований по контролю вибрации: не определены понятия «длительная работа»,  «внезапное увеличение вибрации». А если виб­рация поднимается не внезапно, как это имело место на ГА-2 СШГЭС? Если это скачки вибрации? Что тогда? И что значит «длительная работа» – часы, сутки, месяцы?  Разъяснения этих понятий отсутствуют.

2) Отсутствие признаков опасных нарушений технического состояния по результатам  технического обслуживания ГА-2

О техническом обслуживании ГА-2 в [1] указано, что оно проводилось в соответствии с СТО [17], согласно которому должен был проводиться регулярный контроль состояния крышки турбины (размещенных на ней конструктивных узлов, агрегатов и деталей ряда элементов и технических систем гидроагрегата) в следующем объеме:

«8.5.3. При постоянном контроле состояния крышки гидротурбины во время работы гидроагрегата (табл. 5) фиксируют визуально и измеряют при помощи штатных и переносных измерительных средств:

- уровень воды в крышке;

- наличие и объем протечек через уплотнения цапф лопаток направляющего аппарата, уплотнение вала в крышке турбинного подшипника и крышке гидротурбины, фланцевые со­единения крышки, люки, клапаны, сливные и дренажные устройства;

- наличие масла на поверхностях деталей и оборудования и в крышке;

- частоту срабатывания насосов откачки и эффективность работы эжектора;

- наличие посторонних звуков в проточной части;

- наличие повышенной вибрации и биения вала в зоне крышки и корпуса турбинного подшипника;

- состояние крепежа, закладных и крепежных элементов;

- показания контрольно-измерительных приборов в шахте турбины.

8.5.4. На остановленном гидроагрегате, при периодических осмотрах со стороны осу­шенной проточной части, оценивают состояние следующих конструктивных частей крышки гидротурбины:

- всей поверхности крышки для выявления участков кавитационного и гидроабразивного износа;

- зоны за направляющим аппаратом в месте стыка крышки и верхнего кольца направляющего аппарата;

- состояние металла вокруг отверстий в крышке».

Из таблицы 5 [17] следует, что под  «постоянным контролем… во время работы гидроагрегата» подразумевается следующий режим контроля: «Непрерывно, при наличии дистанционного контроля. При обходах оборудования 1 раз в смену».

Такие требования предусмотрены в СТО, безусловно, на основании опыта эксплуатации. Шпильки крепления крышки, по-видимому, подразумеваются под названием «крепежных элементов», для которых частота осмотра – один раз в смену, как и для других узлов. Отсутствие специальных указаний по этому узлу объяснялось тем  фактом, что ранее не на­блюдалось серьезных дефектов этого узла и не ожидалось опасных  последствий. Этим же объясняется от­сутствие в заводской документации требований о  периодическом контроле  и восстановления до нормы затяга шпилек крышки турбины. «Нормативы по контролю состояния и сроку службы узлов крепления, обеспечивающих герметичность гидротурбины, в документах завода-изготовителя и в эксплуатационных документах СШГЭС отсутствуют» [1]. Однако явные нарушения крепления крышки, исчезновение гаек со шпилек крепления, увеличенные протечки воды, следы биения вала, повреждения турбинного подшипника с вытеканием масла и т.п. дефекты  не могли быть не замечены при осмотрах во время обходов гидроагрегата на площадках обслуживания

В Акте расследования не приводится анализ результатов последнего осмотра крышки турбины при обходе оборудования в соответствии с п.8.5.3 СТО перед аварией и не указано, проводился ли такой осмотр перед пуском ГА-2 из резерва, а также был ли осмотр на остановленном ГА-2 в объеме п. 8.5.4 СТО.  Поскольку нет оснований для утверждения о невыполнении требований к техническому обслуживанию по пп.8.5.3. 8.5.4  СТО по материалам [1], можно предположить только то, что при обходах и осмотрах не было установлено видимых нарушений технического состояния узлов крышки турбины, представляющих опасность для дальнейшей эксплуатации ГА-2.

3) Нарушения требований ПТЭ по вибрации стали привычными.

Вероятно, они имели место и ранее потому, что они не приводили к авариям, т.е. было возможно работать без повреждений в течение какого-то достаточно длительного времени при уровне  вибрации выше 160 мкм. Нарушения норм без повреждений гидроагрегатов, возможно, имели место  не только на Саяно-Шушенской ГЭС. Возможно, поэтому система непрерывного виброконтроля, установленного на гидроагрегате № 2 в 2009 г., и не была введена в эксплуатацию, а повышение вибрации выше допустимого уровня по  ПТЭ не учитывалось оперативным персоналом и руководством станции при принятии решений [1], в частности, о выводе гидроагрегата во внеплановый ремонт.

Весьма опасной оказалась недооценка такого показателя,  как вибрация, которая является интегральным показателем, охватываю­щим совокупность возможных дефектов машины, независимо от дефектов,  вызвавших вибрацию. При этом вряд ли имеет значение, то ли  повреждение шпилек крепления крышки явилось следствием длительной работы при повышенной вибрации, то ли катастрофическое повышение вибрации стало следствием нарушения крепления крышки турбины.  Поучительным является сравнение с нормативами на вибрацию паровых турбин. Известно, что именно после больших аварий принимались, в свое время, поправки к ПТЭ, по поводу допустимой длительности работы с повышенной вибрацией турбоагрегатов. Хорошим примером  четкости  является современная формулировка требований к останову паровых турбин при повышении вибрации [20]:

«4.4.26. При эксплуатации турбоагрегатов средние квадратические значения виброскорости подшипниковых опор должны быть не выше 4,5 мм•с–1. При превышении нормативного значения вибрации должны быть приняты меры к ее снижению в срок не более 30 сут.

При вибрации свыше 7,1 мм•с–1 эксплуатировать турбоагрегаты более 7 сут запрещается, а при вибрации 11,2 мм•с–1 турбина должна быть отключена действием защиты или вручную (ГОСТ 25364-88).

Турбина должна быть немедленно остановлена, если при установившемся режиме происходит одновременное внезапное изменение вибрации оборотной частоты двух опор одного ротора, или смежных опор, или двух компонентов вибрации одной опоры на 1 мм•с–1 и более от любого начального уровня.

Турбина должна быть разгружена и остановлена, если в течение 1¸3 сут произойдет плавное возрастание любого компонента вибрации одной из опор подшипников на 2 мм•с–1.

Эксплуатация турбоагрегата при низкочастотной вибрации недопустима. При появлении низкочастотной вибрации, превышающей 1 мм•с–1, должны быть приняты меры к ее устранению».

Аналогичные меры предусматриваются и для паровых турбин АЭС (РД ЭО 0348 – 02).

Почему же в тех же ПТЭ в разделе гидроагрегатов отсутствовали четкие требования по предельной длительности работы гидротурбин при повышенной вибрации и немедленному отключению при достижении определенного уровня вибрации?  Это можно объяснить только невниманием заводов-изготовителей и Ростехнадзора к этим нарушениям, которое стало возможным по двум причинам: а) эти нарушения были связаны с  неустранимыми или трудноустранимыми  дефектами узлов (износ или дефект конструкции); б) они не приводили к авариям при уровне вибрации, превышающем 160 мкм.

4) Экономический фактор

Летом в период паводков при заполненном водохранилище гидроагрегаты должны быть загружены максимально. Необходимость максимальной выработки электроэнергии, а также требования к готовности гидроагрегата на оптовом рынке электроэнергии, безусловно, влияли на принятие решения о внеплановом останове гидроагрегата. Исходя из экономических показателей генерирующей компании ОАО «Русгидро», решение о выводе во внеплановый ремонт гидроагрегата в указанных условиях «большой воды» должно было приниматься на достаточно высоком уровне. Если бы главный инженер СШГЭС и предложил бы остановить ГА-2 в ремонт в июле-августе 2009 г., то это предложение, скорее всего, не было бы поддержано не только системным оператором, но и руководством компании ОАО «Русгидро», так как невозможно было бы прогнозировать аварию, подобной которой раньше не было. Если же он осуществил бы такое решение самовольно, то никто не признал бы его спасителем станции и людей. Скорее всего, он получил бы взыскание за волюнтаризм и нанесенный компании экономический ущерб из-за снижения готовности оборудования  и выработки электроэнергии, а спасенные люди были бы недовольны возможным снижением заработка.

5) Отсутствие законодательно прописанной ответственности за аварии на ГЭС руководства генерирующей компании  и  самой ГЭС.

Отсутствие ответственности за аварии означает законодательное отсутствие личной ответственности руководства ОАО «Русгидро» и ГЭС (как филиала ОАО) за принятие решений по эксплуатации оборудования. В то же время ответственность системного оператора и его приоритет прописаны в законе «Об электроэнергетике» очень четко.

Отсутствие ответственности за аварии нашло отражение в характере обвинений, предъявленных директору СШГЭС и главному инженеру следственным комитетом при прокуратуре РФ. Они обвиняются по ч. 2 ст. 143 УК РФ (нарушение правил техники безопасности и иных правил охраны труда, совершенных лицом, на котором лежали обязанности по соблюдению этих правил, повлекших по неосторожности смерть двух и более лиц). Директор Н.Неволько был уволен еще в 2009 г.. а главный инженер А.Митрофанов отправлен на пенсию в январе 2011 г. «Как сообщили в пресс-службе ОАО "РусГидро", на место господина Митрофанова, покинувшего свой пост в связи с выходом на пенсию, уже назначен Тимур Юсупов, ранее занимавший должность директора по эксплуатации ОАО "РусГидро". Отставка господина Митрофанова, подчеркнул представитель "РусГидро", не связана с предъявленными обвинениями». [Газета «Коммерсантъ»   № 5 (4546) от 15.01.2011 ].  Для Т.Юсупова это назначение является понижением в должности, чем пока и ограничивается его ответственность за принятие решений по эксплуатации ГЭС, в которых он не мог не принимать участие.

6) Недостаточный контроль со стороны надзорного органа.

Проявилась и  неэффективность государственного надзора за эксплуатацией ГЭС. Согласно Федеральному закону от 21.07.1997 N 116-ФЗ «О промышленной безопасности» нарушение норм ПТЭ по вибрации, наряду с «отказом и повреждением технических устройств», должно считаться «инцидентом» поскольку это – «нарушение…нормативных технических документов». А согласно статье 9 :        «1. Организация, эксплуатирующая опасный производственный объект, обязана:……приостанавливать эксплуатацию опасного производственного объекта самостоятельно или по решению суда в случае аварии или инцидента на опасном про-изводственном объекте, а  также в случае обнаружения  вновь открывшихся обстоятельств, влияющих на промышленную безопасность». Почему же к этому длительно существовавшему «инциденту» на ГЭС надзорный орган не проявил внимания и не вынес соответствующего предписания руководству ОАО «Русгидро»?  По той же причине – законодательное отсутствие личной ответственности инспекторов и руководства  надзорных органов.

Итак, видимо, перечисленные шесть условий создавали неопределенность (вплоть до конфликта интересов), которая и мешала руководству ГЭС и ОАО «Русгидро», по согласованию с системным оператором, своевременно принять  меры по выводу  ГА-2 во внеплановый ремонт, что позволило бы предотвратить аварию.

Несовершенство нормативов признано и в процессе технического расследования, что видно из таких рекомендаций [1]:

«6.3.1. Внести корректировки в инструкции по эксплуатации, охране труда, должностные инструкции, инструкции по действиям в чрезвычайных ситуациях в филиале ОАО «РусГидро» СШГЭС.

6.3.3. Обратиться с предложениями в Минэнерго России об ускорении выпуска новой редакции «Норм технологического проектирования гидроэлектростанций» и внесении изменений в «Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей.[7]

6.1.13. Утвердить регламент принятия управленческих решений (на СШГЭС) по данным вибрационного контроля».


2.4 Достаточны ли мероприятия, рекомендованные в Акте расследования Ростехнадзора и принятые фактически, для исключения в дальнейшем катастрофических аварий на ГЭС?

Появились сообщения о проводимых «в соответствии с инструкцией завода-изготовителя ОАО «Силовые машины» после полугодичной эксплуатации» плановых текущих ремонтах действующих гидроагрегатов СШГЭС. В частности в январе 2011 г. был остановлен ГА-4. «После осушения проточного тракта агрегата группа специалистов СШГЭС, ОАО «Саяно-Шушенский Гидроэнергоремонт» (СШГЭР) и ОАО «Силовые машины» провела обследование рабочего колеса и уточнила объем выполняемых работ. Текущий ремонт является плановой процедурой, которая до аварии 17 августа 2009 года, в соответствии с директивными документами по графику проводилась на всех гидроагрегатах Саяно-Шушенской ГЭС. В ходе ремонта производится профилактический осмотр и ревизия основных узлов, элементов силового и вспомогательного оборудования» [http://energostrana.ru/?t=3103 ].

Достаточна ли эта мера – профилактические плановые ремонты раз в полгода – для предупреждения аварий?  На этот вопрос вряд ли можно ответить положительно, если вспомнить, что авария на ГА-2 СШГЭС произошла менее, чем через полгода после последнего ремонта, а нарастание вибрации, завершившееся аварией, началось через три месяца после окончания ремонта. Более действенной в техническом плане является вышеприведенная рекомендация п.6.1.13, если  только регламент принятия управленческих решений по данным вибрационного контроля будет включать в себя обязательный останов гидроагрегата по достижении определенного порогового значения вибрации, а лучше всего автоматическое отключение от сети технологической защитой.

Весьма обнадеживают в смысле предупреждения аварий на ГЭС следующие усовершенствования: ввод в действие усовершенствованных АСУ ТП, выполняющих функции автоматического управления оборудованием гидроагрегата, информационного обеспечения,  установка новой стационарной системы постоянного вибрационного контроля, новые алгоритмы защит, действующих на останов гидроагрегата и сброс быстропадающих затворов, при выходе величин вибрации за пределы норм, а также при рассогласовании лопаток направляющего аппарата, наличии воды на крышке турбины, потере питания системы управления. Но для того, чтобы эти технические меры оправдали себя,  необходимо квалифицированное четкое обслуживание указанных технических устройств постоянным персоналом. А главное – защиты, работающие на отключение.

Как показано выше, предупреждению аварии ГА-2 препятствовали фактически действовавшие правила принятия решений, базировавшиеся на следующих фактах:

приоритет системного оператора установлен законодательно [22, 23];

четкие признаки необходимости аварийного останова ГА-2 в любой системной ситуации  не были сформулированы в ПТЭ, СТО [17, 20] и  Инструкциях по эксплуатации и не закреплены законодательно;

ответственность руководства (а также собственника) генерирующего энергопредприятия и надзорного органа за аварии на предприятии не прописана в законодательстве;

предшествовавший опыт эксплуатации гидроагрегатов не позволял предвидеть катастрофические последствия развития дефектов, которые инициировали рост вибрации.

Выполнение всех технических рекомендаций необходимо, но чтобы ответить адекватно на вопрос о достаточности рекомендаций Акта расследования [1] и объявленных усовершенствований систем контроля и защит, надо исходить из того известного  факта, что не только и не столько технические причины приводят в нашей стране к катастрофическим авариям. Предпосылкой аварий зачастую является узаконенная система принятия решений, когда преобладают экономические стимулы и практически отсутствуют государственные ограничения в ведении эксплуатации опасных промышленных объектов, обеспечивающие безопасность.  Связано ли это с некомпетентностью должностных лиц,  или с соблюдением ими чьих-то личных или корпоративных экономических интересов – это не имеет значения; главная причина – отсутствие личной ответственности должностных лиц  за нарушение технических нормативов. Это создает условия, когда для должностных лиц вполне допустимо и безопасно быть некомпетентными, халатными или (и) корыстными.

Здесь следует отметить тот факт, что ущерб от катастрофических  аварий покрывается, так или иначе, не только и не столько виновниками.  Государство выплачивает компенсации пострадавшим, помогает бизнесу в восстановлении объекта, все это за счет налогоплательщиков (неважно, напрямую, или в виде тарифов и завышенной стоимости оборудования, или за счет повышения цен вообще, или в содействии кредитованию, допэмиссии). Страхование покрывает только имущественные риски. На примере аварии  Саяно-Шушенской ГЭС видно, что лимит страхового покрытия – 200 млн. руб.  компенсирует лишь 0,5 % оценки ущерба от аварии (40 млрд. руб.) [24].  Катастрофические аварии с рисками порядка 10-3,  10-4 страховать бессмысленно, поскольку должен быть принят весьма долгосрочный  горизонт планирования, в течение которого должны выплачиваться страховые премии практически без наступления страхового случая, что равноценно неоправданным значительным финансовым потерям у страхователя.  Так, в декларации безопасности СШГЭС был указан ущерб от разрушения плотины 270 млрд руб. при риске этого события, соответствующем частоте <10-4. Страховые премии, т.е. удержания  у ОАО «Русгидро» за этот период в пользу страховщика, составили бы 263, 5 млрд руб, почти сравняясь с ущербом при фактическом отсутствии страхового события [24].   При наступлении страхового случая  фактическая величина ущерба от катастрофической аварии требует такого страхового покрытия, которое оказывается не под силу страховым организациям  или же покрывается страховщиком незначительно.

С 2012 г. компенсации пострадавшим будет выплачивать эксплуатирующая организация или иной владелец опасного производственного объекта (Федеральный закон от 27 июля 2010 г. N 226-ФЗ) – до 2-х млн. руб., что в какой-то мере уменьшит расходы из госбюджета. Понятно, что выплаты со стороны энергопредприятия так или иначе произойдут за счет потребителей электроэнергии. Пока не обнаружено также сообщений о снижении дивидендов акционеров  и бонусов топ-менеджеров генерирующих  энергокомпаний в связи с затратами на ликвидацию последствий аварий.

Личная же ответственность должностных лиц в виде административного штрафа в размере от пятнадцати тысяч до двадцати тысяч рублей предусматривается только за эксплуатацию опасного объекта «в случае отсутствия договора обязательного страхования гражданской ответственности владельца опасного объекта за причинение вреда в результате аварии на опасном объекте» (статья 9.19 Кодекса Российской Федерации об административных правонарушениях).

Выполнение технических рекомендаций, приведенных в [1], а также любые усовершенствования, внесенные изготовителями энергооборудования и защитных технических устройств (см. введение), не могут предупредить аварии, в том числе катастрофические, пока должностные лица, в чьем ведении находятся эти устройства и оборудование,  не будут нести личную (и существенную) ответственность за нарушения технических правил безопасной эксплуатации.

И конечно, персонал не должен произвольно выводить из работы устройства защиты, отключающие гидроагрегаты, что может вызываться  экономической заинтересованностью.   (Аналогия – аварии в шахтах при выведенных из работы датчиках метана).

Применительно к электроэнергетике надо отметить вопросы, не решенные ни комиссией Ростехнадзора, ни комиссией Госдумы и являющиеся предпосылкой для будущих аварий не только на ГЭС, а на электростанциях всех типов:

о недопустимости приоритета системного оператора при решении вопроса вывода из работы неисправного энергооборудования, когда имеет место развитие этой неисправности, угрожающее безопасности,   либо, наоборот, о законодательной ответственности системного оператора также и за своевременный вывод из работы неисправного энергооборудования в случаях, предусмотренных техническими нормативами;

о необоснованном снижении ремонтных затрат генерирующих энергопредприятий, что ведет к снижению качества технического обслуживания и ремонта и отказу от необходимых модернизаций;

об ошибочном решении обеспечить качественное ремонтное обслуживание путем обязательного привлечения заводов-изготовителей без разумного обоснования цен; это решение, не гарантируя качество,  в разы завышает затраты энергопредприятий на ремонт, вынуждая отказываться от многих необходимых мероприятий по обеспечению надежности и продлению срока службы энергооборудования;

об отсутствии законодательно прописанной ответственности за аварии на опасных энергетических объектах руководства этими объектами, а также надзорных органов.

Чтобы  решить эти важные вопросы, необходима определенная корректировка ряда  Федеральных законов и Постановлений Правительства РФ.



Список источников

1.      Акт технического расследования причин аварии, происшедшей 17 августа 2009 года в филиале Открытого Акционерного Общества «РусГидро» — «Саяно-Шушенская ГЭС имени П.С. Непорожнего». Комиссия технического расследования причин аварии под председательством Кутьина Н.Г. — руководителя Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору (Ростехнадзор).

2.      Петреня Ю.К. ОАО «Силовые машины». Интервью с И.Имамутдиновым – «На черной частоте» //Эксперт, октябрь 2009 г.

3.      Заключение  по работе устройств РЗА в процессе ликвидации аварийных событий на Саяно–Шушенской ГЭС 17.08.09.

4.      Лобановский Ю.И. Технические причины катастрофы на Саяно-Шушенской ГЭС (итоги расследования).  http://synerjetics.ru/article/catastrophe.htm

5.      Лобановский Ю.И. Критерий возбуждения гидроакустических автоколебаний напорной системы. http:// www.synerjetics.ru/article/reasons.htm

6.      Башнин О.И. Об интерпретации событий на Саяно-Шушенской ГЭС. 2009 г.      http://www.rakurs.com/

7.      Башнин О.И. О гидроакустическом резонансе и причинах пульсации давления в водоводах Саяно- Шушенской ГЭС.  2010 г. http://www.rakurs.com/

8.      Берлин В.В. и Муравьев О.А. Московский государственный строительный университет, ООО “Белый уголь”. Технические аспекты аварии на втором агрегате Саяно-Шушенской ГЭС. http://www.whitecoal.ru/pdf/S-Sh-HPP.pdf

9.      Брызгалов В.И. Из опыта создания и освоения Красноярской и Саяно-Шушенской  гидроэлектростанций. Производственное издание. Красноярск: Сибирский ИД «Суриков», 1999.

10.  ОАО НПО «ЦНИИТМАШ». Заключение от 10.09.2009 № 60. письмо 23.09.2009 г. № 04/23/- 2561 ВС.

11.  Федоров Б.М. Основная причина аварии на Саяно-Шушенской гидроэлектростанции  http://energyfuture.ru/fedorov_ssg_failure 15.11.2009.

12.  Ещё раз о причинах разрушения ГА 2 СШ ГЭС/ http://www.proza.ru/2010/03/02/65http://bikol.narod.ru/prichiny.jpg

13.  Причина аварии на СШГ ( cfzyj ) – заклинившая лопатка/ http://energyfuture.ru/ssg9/ 12.09.2009

14.  Стафиевский В.А. Интервью с И.Имамутдиновым – «На черной частоте» //Эксперт, октябрь 2009 г.

15.  Дудышев В.Д. О причинах аварии на Саяно-Шушенской ГЭС// Новейшие экологические и энергетические технологии http://new-energy21.ru/

16.  Торшин В.В., Пащенко Ф.Ф. Электрогидравлический удар как одна из возможных причин аварии на Саяно-Шушенской ГЭС/Проблемы машиностроения и автоматизации. 2010. № 3. С. 45-50.

17.  Стандарт. СТО 17330282.27.140.001-2006:Методики оценки технического состояния основного оборудования гидроэлектростанций.

18.  ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ к генерирующему оборудованию участников оптового рынка (действуют с 01 апреля 2010 г.)  ОАО «СО ЕЭС» www.so-ups.ru/

19.  Замечания к акту технического расследования причин аварии, произошедшей 17 августа 2009 года в филиале ОАО «РусГидро» - «Саяно-Шушенская ГЭС» имени П.С. Непорожнего. Председателю комиссии РОСТЕХНАДЗОРА Н.Г. Кутьину от Генерального директора ООО «ПромАвтоматика» Ларионова А.А. (07.10.09) http://www.rakurs.com/

20.   Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей РФ» 2003 г.

21.  Малинецкий Г.Г. Стратегия управления риском. О причинах аварии на Саяно-Шушенской ГЭС 17 августа 2009 года. http://risk.keldysh.ru/ges.html

22.  Правила вывода объектов электроэнергетики в ремонт и из эксплуатации. (в ред. Постановления Правительства РФ от 10.03.2009 № 219)

23.  Федеральный закон от 26 марта 2003 года № 35-ФЗ "Об электроэнергетике" (с изменениями на 28 декабря 2010 года)

24.  Кадыкова М.  Неподъемные риски. Приложение к газете «КоммерсантЪ»  «Business Guide» от 11 ноября 2009 г. № 210. - Страхование.  Там же интервью с В.Орловым («Капитал-Страхование»), Х.Чопра («РОСНО»),   С.Теребулиным (ОАО «Русгидро»).


март 2011



[1] СО – системный оператор

[2] ГО – генерирующее оборудование

[3] ОПРЧ – общее  первичное  регулирование частоты

[4] НПРЧ – нормированное первичное регулирование частоты

[5] ГРАМ – групповое регулирование активной мощности

[6] ГРАРМ – групповое  регулирование активной и реактивной мощности

[7] О внесении изменений в ПТЭ на начало 2011 г. нет сообщений.

март 2011