Главная
Статьи
Мероприятия
Новости
Партнеры
Авторы
Контакты
Вакансии
Рекламодателям
Архив
   
   
   
КАРТА САЙТА
   
  return_links(1); ?>
 

Журнал "Мировая энергетика"

Архив Статей

Сентябрь 2009 г.

 
    return_links(1);?>   return_links(1);?>   return_links(); ?>  
     
 

Глубинные причины аварии остались за "бортом"

 
   

Итак, подписан и обнародован "Акт технического расследования причин аварии, происшедшей 17 августа 2009 г. в филиале ОАО "РусГидро" - "Саяно-Шушенская ГЭС имени П.С. Непорожнего". Не затрагивая здесь оригинального, нестрогого порядка составления акта, заметим лишь, что в нем отсутствует отдельный (всегда считавшийся обязательным и требовавшим четкой конкретизации) раздел "Недостатки эксплуатации, проекта, конструкции, монтажа оборудования, явившиеся предпосылками аварии или затруднявшие ее ликвидацию". И хотя конечная причина возникновения аварии, а именно срыв напором воды крышки турбины в результате недопустимого износа крепящих крышку шпилек, не выявленного при эксплуатации и ремонтах, определена безусловно правильно, но недостатки проекта и конструкции агрегатов в нем не рассмотрены.

 

 
 

Феликс КОГАН,
заслуженный энергетик РФ, д.т.н.

 
 
Следовательно, глубинные причины возникновения и устрашающего развития аварии не вскрыты, а потому и указанные в акте мероприятия нельзя считать достаточными для "предотвращения подобных техногенных катастроф (аварий)". Это недопустимо и заставляет меня поставить ряд вопросов.

Известно ли было конструкторам турбины, что так называемые "быстро падающие затворы" на входе к водоводам со стороны верхнего бьефа даже при нормальной работе за щит способны закрываться и прекратить доступ воды к направляющему аппарату и далее к рабочему колесу турбины не быстрее, чем за 3-5 мин и, следовательно, при работе агрегатов под нагрузкой, когда направляющий аппарат открыт, крышка турбины является единственной защитой от выброса агрегата в случаях гидроударов или динамических воздействий, вызванных другими причинами?

Производились ли заводом-изготовителем турбины, проектным или соответствующим научно-исследовательским институтом расчеты (а возможно и моделирование) сил, способных выбросить агрегат в машзал потоком воды, и какая была выбрана (и обеспечена) кратность прочности крепления крышки нормальными (еще не подверженными износу) шпильками?

Указал ли завод-изготовитель в своей Инструкции по эксплуатации и ремонту турбины предельно допустимую степень износа шпилек и других крепящих элементов и методы его определения, поскольку сам по себе износ от вибрации с течением времени неизбежен, а превышение его максимально допустимых пределов чревато такими устрашающими последствиями? И это при том, что крупнейшая по тем временам в мире турбина имела при наборе и уменьшении нагрузки широкую зону недопустимо повышенной вибрации, которую при каждом пуске и останове агрегата рекомендовалось проходить "возможно" скорее?

В Обзоре аварий и других нарушений в работе на электростанциях и в сетях энергосистем ОРГРЭС за 1983 г. был отмечен инцидент на Нурекской ГЭС, где ГА N1 пришлось отключить из-за уда ров и появления большого количества воды на крышке турбины. При этом "произошло затопление помещений шарового затвора на 1,75 м". Гидротурбина по типу радиально-осевая, как и на СШ ГЭС, была изготовлена на ХТЗ им. Кирова (Харьков) в 1979 году.

При обследовании проточной части и крышки турбины Нурекской ГЭС был обнаружен срыв 50 шпилек из 72, крепящих крышку, срыв рифленки обслуживающего мостика направляющего аппарата (НА) в районе лопаток 7-16 и увеличение нижних торцевых зазоров на лопатках НА N11-13 до 3,5 мм. Удалось выяснить, что "срыв крепления крышки турбины произошел по причине усталости металла шпилек, возникшего в результате работы агрегата с повышенной вибрацией и ослабления затяжки крепления из-за пластического обмятия контактирующих поверхностей, недостаточной проработки технологии и методов контроля натяга шпильки при монтаже из-за отсутствия соответствующего опыта в отечественной практике гидротурбостроения для высоконапорных турбин".

Таким образом, на Нурекской ГЭС в 1983 г. возникла авария, аналогичная той, которая через 26 лет произошла на СШ ГЭС. Но она не имела такого же катастрофического развития, поскольку на Нурекской ГЭС проектом был предусмотрен предтурбинный шаровой затвор, время закрытия которого составляет несколько десятков секунд, а на СШ ГЭС аналогичный затвор проектом предусмотрен не был. Не считали нужным или просто удешевляли проект?

И это несмотря на то, что турбины СШ ГЭС впервые в мире были изготовлены не с общим для НА, а с индивидуальным приводом на каждую его лопатку и было возможно рассогласование хода лопаток, а следовательно, и неполное закрытие НА? Достаточным ли был обмен информацией между заводом-изготовителем и проектным институтом? Совместно ли принимали они технические решения, обеспечивающие надежность и безопасность работы ГЭС?

Должен подчеркнуть, что я не ищу виновных и вообще считаю неправильной и вредной практику искать виновных раньше, чем тщательно определены причины аварии. Только в правильном и всестороннем определении причин залог предотвращения подобных аварий в будущем.

Сейчас тот же завод - ЛМЗ - будет изготавливать турбины взамен вышедших из строя, предполагается заметно увеличить их мощность. При этом независимо оттого, возможно ли на уже сооруженной ГЭС установить предтурбинные затворы, крепление крышек турбин и контроль его состояния должны быть существенно усилены. В преддверии уже происшедших катастрофических последствий нельзя, как это было и на Чернобыльской АЭС, полагаться только на грамотность эксплуатационного персонала и многочисленные электрические защиты. Безопасность эксплуатации должна быть заложена в конструкцию агрегата.

Имеются сведения, что запас прочности крепления крышки турбины гидроагрегатов СШ ГЭС был выбран трехкратным по отношению к вертикальной составляющей сил в камере рабочего колеса при напоре воды 20 ат и работе агрегата с номинальной нагрузкой. Эти сведения неофициальные и требуют проверки. Мы приводим их здесь, чтобы указать на тот факт, что при выборе запаса прочности необходимо учитывать не только ослабляющую его вибрацию, возможные гидроудары и сброс нагрузки, сопровождающийся угоном агрегата. Гораздо большую опасность, чем угон гидроагрегата, может представлять собой кратковременный выход из синхронизма возбужденного гидрогенератора при большой (больше 60-70% номинальной) нагрузке.

В 1970-1980 гг. я проводил исследования турбогенераторов тепловых электростанций и показал, что из-за потребления генератором в таких случаях большой реактивной мощности его напряжение снижается больше чем на 50%, а ток возбуждения возрастает под действием автоматического регулятора возбуждения (АРВ) до форсировочного значения. При этом скольжение (увеличение скорости вращения) ротора генератора относительно вращающегося поля статора кратковременно увеличивается на 6-10% и более, ротор "проворачивается" относительно поля статора, а затем турбогенератор, если он не будет отключен автоматом безопасности турбины, резко тормозится, в результате чего его активная мощность и ток статора в течение двух секунд трижды изменяются на величину больше трех исходных (вплоть до 3,5 номинальных) значений. Такие циклы могут затем периодически повторяться.

Указанные данные неоднократно были подтверждены при проводившихся испытаниях турбогенераторов мощностью 165, 200, 300, 500 МВт и опубликованы в журналах "Электричество" (N4, 1977 г.), "Электрические станции" (N4, 1983 г.), в книге "Анормальные режимы мощных турбогенераторов" (Энергоатомиздат, 1988 г.), в докладе на международной конференции СИГРЭ в 1996 году. Проводились ли подобные испытания на гидрогенераторах, мне неизвестно, а ведь по аналогии для генератора СШ ГЭС с номинальной мощностью 640 МВт кратковременные периодические набросы мощности могут оказаться около 2000 МВт.

Очевидно, что соответствующее торможение рабочего колеса гидротурбины создаст турбулентность в потоке воды, а резкое торможение всей вращающейся массы агрегата создаст сильное динамическое воздействие, вертикальная составляющая которого может оказаться способной сорвать ослабленное крепление крышки турбины. Необходимо заметить, что существующая защита генераторов от асинхронного режима на принципе измерения сопротивления на его зажимах не способна сработать в первом провороте ротора, и если ограничитель минимального возбуждения (ОМВ) генератора не включен или неправильно настроен, то указанное динамическое воздействие обязательно произойдет.

Если ОМВ включен и настроен правильно, асинхронный проворот произойти не может, но генератор при существенном повышении напряжения во внешней электрической сети переходит в режим глубокого недовозбуждения. Однако вступление ОМВ в работу происходит настолько резко, что мгновенное значение активной мощности кратковременно так же резко увеличивается. Подобные испытания проводились на Братской ГЭС. При этом был неоднократно зафиксирован наброс (кратковременное увеличение) активной мощности на 70-80%отноминальной. При ослабленном креплении крышки динамического воздействия от такого возмущения также может оказаться достаточно.

Кстати заметим, что, по данным АСУ ТП на шинах 500 кВ СШ ГЭС 17.08.2009, практически одновременно с отключением ГА-2 наблюдалось кратковременное возрастание напряжения от 525 до 560 кВ. Возможно, это связано с каким-то происшествием в энергосистеме. В любом случае при этом вполне мог возникнуть один из указанных выше случаев, поскольку АРВ генератора, стремясь поддержать напряжение на его выводах или за повышающим трансформатором блока, уменьшает ток возбуждения и, соответственно, синхронизирующий момент. Поэтому и это могло стать побудительной причиной к срыву ослабленного крепления крышки турбины.

Вообще, побудительные причины к возникновению аварии могут быть самые разные, но тяжелая авария происходит и получает развитие, как правило, вследствие наложения ряда причин, большая часть которых относится к разряду "ждущих", т.е. причин, существующих долговременно, но проявляющих себя в сочетании с теми или иными случайными событиями. В данном случае указанные выше причины "ждали" (недостатки конструкции и проекта) или накапливались (износ шпилек) в течение тридцати лет. И наряду с причинами, которые уже указаны в Акте расследования аварии, они обязательно должны быть учтены при восстановлении СШ ГЭС и разработке мероприятий по предотвращению подобных аварий на действующих и проектируемых гидроэлектростанциях.

Ф.Л. Коган, заслуженный энергетик РФ, в 1987-2007 гг. работал зам. главного инженера ОРГРЭС по электрической части и гидроэнергетике.
 
 
Еще статьи на эту тему:
- Гидравлический Мега-Чернобыль не случился. Пока
- Катастрофа на Саяно-Шушенской ГЭС: уроки, выводы, последствия
- Гидравлический Мега-Чернобыль не случился. Пока. (Окончание)
- Виновных определит суд
- Форс-мажор по правилам и без
- «Гидрочернобыль» уж наступил
- Жадность станцию сгубила
 
     
 

Журнал "Мировая Энергетика"

Все права защищены. © Copyright 2003-2011. Свидетельство ПИ ФС77-34619 от 02.12.2008 г.

При использовании материалов ссылка на www.worldenergy.ru обязательна.

Пожелания по работе сайта присылайте на info@worldenergy.ru