CC BY
65
УДК 621.311.
ЧТО СТАЛО ПРИЧИНОЙ АВАРИИ НА САЯНО-ШУШЕНСКОЙ ГЭС 17 АВГУСТА 2009 ГОДА? А.С.Афанасенко1, Н.А.Мурашко2
Национальный исследовательский Иркутский государственный технический университет, 664074, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 83.
Проанализированы причины аварии на Саяно-Шушенской ГЭС (СШ ГЭС), выявленные на основе анализа фактического материала (графиков предаварийного нагрузочного режима станции) второго гидроагрегата, авария на котором стала первопричиной катастрофических разрушений на станции. Установлено, что основной технической причиной, приведшей к тому, что вращающаяся часть этого гидроагрегата была вытолкнута пульсирующим потоком из проточной части гидротурбины во время переходного нагрузочного режима гидроагрегата, было усталостное разрушение крепёжных шпилек крышки гидротурбины. Накопление этих усталостных напряжений произошло из-за многократных переходов вторым гидроагрегатом через зону нежелательных нагрузок, характеризующуюся многократным превышением допустимых нормируемых уровней вибрации. Библиогр. 3 назв.
Ключевые слова: Саяно-Шушенская ГЭС; авария; комиссия; вибрация; ремонт; нормативно-техническая документация; усталостные разрушения; нагрузочные режимы.
WHAT CAUSED THE ACCIDENT AT SAYANO-SHUSHENSKAYA HYDROELECTRIC POWER STATION ON 17th AUGUST, 2009? A.S.Afanasenko, N.A. Murashko
National Research Irkutsk State Technical University, 83, Lermontov St., Irkutsk, 664074.
The authors analyzed the causes of the accident at Sayano-Shushenskaya hydroelectric power station that were identified on the basis of examination of the factual material (graphs of pre-emergency load regime of the station) of the turbine 2, whose failure became the root cause of catastrophic damages at the station. It was determined that the main technical reason for pushing out the spinning part of the turbine 2 by pulsating flow from the turbine flow path during the turbine transient load regime was the fatigue damage of the bolts securing the turbine cover. The accumulation of the fatigue stresses was due to multiple transitions by the turbine 2 through the zone of undesired loads that is characterized by multiple excess of the recommended normalized levels of vibration. 3 sources.
Key words: Sayano-Shushenskaya hydroelectric power station (HEPS); accident; commission; vibration; repair; normative and technical documentation; fatigue damages; load regimes.
Обстоятельства аварии, произошедшей на Саяно-Шушенской ГЭС (СШ ГЭС) 17.08.2009 года, оставались непонятными до 29.08.2009 года. Множество версий, выдаваемых специалистами различных организаций и отраслей, не давали объяснения случившемуся, не находилось аргументов, подтверждающих выдвигаемые предположения в определении первопричины аварии. Подготовка к безопасному осмотру проточной части была закончена к 29.08.2009 года. Продолжили свою работу комиссия Ростехнадзора и прокуратура.
Доскональное изучение оперативной, эксплуатационной и ремонтной документации требовало значительных временных затрат, однако требовалось получить объяснения произошедшему с использованием документальной информации. Поэтому оперативно из архива ГРАМ (групповой регулятор активной мощности) сделали распечатки графиков нагрузки каждого агрегата и станции в реальном времени, а также гра-
фик нагрузок станции, заданный системным оператором на 17.08.2009.
Документально подтвержденным фактом является неудовлетворительное вибрационное состояние гидроагрегатов станции в определенном диапазоне нагрузок, зависящем от напора. В документах этот диапазон отмечен как вторая зона нежелательных нагрузок. При анализе полученных из ГРАМ графиков предаварийного нагрузочного режима станции и ГА-2 был установлен факт многократного захода этим гидроагрегатом во вторую зону нежелательных нагрузок при переходах по графику системного оператора во время перераспределения нагрузки в автоматическом режиме ГРАМа. При напоре 212 м зона нежелательных нагрузок находится в пределах 220-525 МВт. При этом изменении графика нагрузки ГА-2 около шести раз зашёл во вторую зону. Работа в этой зоне ограничивается многократным превышением (до 800 микрон) уровней вибрации, допускаемых НТД (нормативно
1Афанасенко Александр Семенович, доцент кафедры электрических станций, сетей и систем, тел.: (3952) 405127. Afanasenko Alexander, Associate Professor of the Department of Power Stations, Electrical Networks and Systems, tel.: (3952) 405127.
2Мурашко Николай Андреевич, кандидат техн. наук, профессор кафедры электрических станций, сетей и систем, тел.: (3952) 405127.
Murashko Nikolay, Candidate of technical sciences, Professor of the Department of Power Stations, Electrical Networks and Systems, tel.: (3952) 405127.
технической документацией). Инструкция по эксплуатации гидроагрегатов требует как можно быстрее проходить через зону нежелательной работы. Очевидно, решения и действия сменного персонала станции заключаются в индивидуальном подходе к решению задачи по этому переходу в ручном режиме или в автоматическом режиме по программе ГРАМ. В предава-рийном режиме второй гидроагрегат был в режиме ГРАМ.
Руководящие документы требуют, чтобы в эксплуатационных режимах, отличных от нормальных, дежурный персонал станции после восстановления нормальных рабочих параметров выполнял осмотр оборудования. После перехода гидроагрегатов через вторую зону нежелательных нагрузок осмотры оборудования не делались, так как местные инструкции этого не требуют. Осмотры позволяют визуально проконтролировать общее состояние крепежа ответственных узлов, а при имеющемся комплексе АСУТП ГА-2 зарегистрировать изменения частот и амплитуд вибрационного спектра. Возможность контроля за работой ГА-2 реально имелась, но не использовалась.
Комиссии персоналом станции были представлены данные о вибрации ГА-2 из сохранившегося архива АСУ ТП СШ ГЭС. В марте 2009 года ГА-2 вышел из капитального ремонта. За март-август 2009 года ГА-2 заходил во вторую зону нежелательных нагрузок 239 раз. Из архива данных, полученных на сейсмостанци-ях и представленных комиссии, видно, что накануне аварии изменился спектр частотного фона - появились новые частоты, ранее не регистрируемые. Однако специалисты СШ ГЭС, озвучивавшие данные по | амплитудам зафиксированных вибраций, не представили схему расстановки датчиков вибрации, что сводит на нет практическую оценку этой обезличенной информации.
Из анализа графика нагрузок, заданного системным оператором (СО), становится очевидным, что им не учитывались особенности эксплуатационных режимов гидроагрегатов станции. Маневрирование нагрузочными режимами станции требует при распределении нагрузок между агрегатами учитывать зоны нежелательной работы. Для СШ ГЭС основным и характерным режимом должен быть базовый режим, исключающий частые изменения графика нагрузок. Технические руководители ГЭС и РусГидро проявили недальновидное согласие с нетрадиционным для СШ ГЭС графиком нагрузок, задаваемым системным оператором.
По результатам осмотра спиральной камеры, камеры рабочего колеса, статора направляющего аппарата гидротурбины, нижнего кольца направляющего аппарата, разъёма крышки турбины предстояло подтвердить или опровергнуть версию гидроудара.
При осмотре оказалось, что фланцевый разъём крышки турбины с сохранившимися призонными болтами не имеет каких-либо следов смятия, сохранились правильные формы, отсутствуют задиры, стаканы нижних цапф лопаток направляющего аппарата без повреждений в зоне перемещения лопаток по нижнему кольцу направляющего аппарата. Это же касается
оставшихся в разъёме крышки турбины резьбовых частей от оборванных по резьбе крепёжных шпилек крышки турбины. Версия гидроудара сама по себе стала несостоятельной.
Вращающаяся часть агрегата была вытолкнута пульсирующим потоком из проточной части турбины во время переходного нагрузочного режима при номинальных оборотах вала с нагрузкой около 600 МВт. Очевидной становится версия усталостного разрушения крепёжных шпилек крышки турбины.
Результат осмотра проточной части и камеры рабочего колеса турбины подтвердил это предположение. Проточная часть не имела каких-либо повреждений и находилась в удовлетворительном эксплуатационном состоянии.
Разрушение шпилек крепления крышки турбины -следствие многих факторов: воздействие вибрации (точнее, её частотного спектра, источники которого требуют обоснованных уточнений), или создание недопустимых натягов при затяжке гаек во время ремонтов, или то и другое вместе взятое.
НТД не требует исследовать резонансные частоты отдельных узлов гидроагрегата. Устанавливаемые датчики, как правило, измеряют величину вибрации на элементах и узлах в объеме, требуемом правилами технической эксплуатации (ПТЭ): корпусе турбинного подшипника, верхней и нижней крестовинах с направляющими подшипниками, крышке турбины, - а также биение вала. ПТЭ нормируют допустимые значения горизонтальной вибрации при частоте вращения ротора (для СШ ГЭС - 142,8 об/мин, оборотная частота 2,38 Гц, допустимое значение вибрации 0,16мм). Вертикальная вибрация крышки турбины, грузонесущей крестовины генератора устанавливается в зависимости от частоты вибрации в диапазоне 1-30 Гц с допустимым размахом 0,18-0,04 мм соответственно. Специальные обследования в этом направлении не предписываются.
При возникающих уровнях вибрации и перетяжке гаек усталостные напряжения и остаточные деформации в металле неизбежны. В объеме типового капитального ремонта контроль металла шпилек не предусмотрен, так как этого не требует НТД. Ремонтная документация второго гидроагрегата для рассмотрения комиссии представлена не была, поэтому величину момента затяжки гаек на шпильках можно только предполагать. Гайки подтягивались, но неизвестно насколько. Величина момента затяжки, вероятно, не контролировалась, ссылок на документацию завода-изготовителя не было. Состояние металла шпилек необходимо выяснить при лабораторных исследованиях.
Все эти причины способствовали накоплению усталостных напряжений и в конечном счёте привели к катастрофе.
Давно не корректировавшиеся требования НТД, недостаточная информативность методов контроля, сокращение численности эксплуатационного персонала, вывод ремонтного персонала из штата станции, ослабленные связи с заводами-изготовителями оборудования, специализированными экспертными орга-
низациями, задание графика нагрузок станции без учета особенностей эксплуатационных режимов гидроагрегатов, старение оборудования - это только часть проблем, лежащих в основе катастрофы на Саяно-Шушенской ГЭС. На рынке электроэнергии и мощности не учитываются состояние и особенности технологического оборудования генерации, он диктует свои условия, направленные на получение максимальной прибыли.
Гидроагрегаты СШ ГЭС практически выработали назначенный срок службы. Эксплуатация оборудования (объекта), отработавшего срок службы в соответствии с ГОСТ 27.002-89 [1], должна быть прекращена независимо от его технического состояния. Однако примечание к указанному стандарту требует изъятия из эксплуатации объекта и принятия решения, предусмотренного соответствующей НТД (направление в ремонт, списание, уничтожение, проверка и установление нового назначенного срока). При исчерпании назначенного ресурса (срока службы) жизнь оборудования не прекращается.
Работы по техническому освидетельствованию проводятся, как правило, во время капитального ремонта комиссией энергообъекта, возглавляемой техническим руководителем энергообъекта с привлечением специализированных организаций, завода-изготовителя, экспертных организаций, органов государственного контроля и надзора [2]. Объем работ готовится и согласовывается заранее со всеми участниками, утверждается техническим руководителем энергообъекта. Результаты освидетельствования и решения заносятся в технический паспорт энергообъекта, намечается срок последующего освидетельствования.
ПТЭ электрических станций и сетей Российской Федерации [2] требуют проводить техническое освидетельствование технологических схем и электрооборудования по истечении установленного НТД срока службы, причём при проведении каждого освидетельствования в зависимости от состояния оборудования назначать срок проведения последующего освидетельствования. Срок последующего освидетельствования по любым соображениям устанавливается в пределах межремонтного периода, то есть не позднее следующего капитального ремонта. При этом сроки простоя оборудования в ремонте увеличиваются. Этот процесс не ограничивается и может осуществляться бесконечно долго. Однако продолжает иметь место физическое старение оборудования, деградация конструкционных характеристик материалов, так как при
Библиограф
1. ГОСТ 27.002-89. Надежность в технике. Основные понятия. Термины и определения.
2. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации (ПТЭ).
проектировании в расчетах используются характеристики для свежепроизведенного материала. Отсюда, как следствие, полная объективная информация о ресурсе оборудования не может иметь места.
Приказом РАО ЕЭС России №490 от 13.07.2006 года утвержден и введен Стандарт ОАО РАО ЕЭС России " Методика оценки технического состояния основного оборудования гидроэлектростанций" СТО17330282.27.140.001-2006, дата введения 200608-01 [3]. Данная методика требует выполнения работы, на основании которой делаются выводы о состоянии оборудования и возможности его дальнейшей эксплуатации или необходимости замены в процессе модернизации или реконструкции.
ГА-2 введен в эксплуатацию 05.11.1979 г., т.е. 05.11.2009 г. должен был закончиться назначенный срок эксплуатации. С учетом требований ПТЭ и выше указанного стандарта РАО ввод в работу ГА-2 после капитального ремонта в январе-марте 2009 года без проведения технического освидетельствования был необоснован. Вопрос технического освидетельствования в объемы капитального ремонта не входил.
При техническом освидетельствовании ремонтные затраты значительно увеличиваются, растет себестоимость выработки электроэнергии. Однако эти затраты незначительны по сравнению с затратами при полной замене оборудования. Ремонтные затраты в конечном счёте возвращаются через тарифы, которые ежегодно устанавливаются для каждого поставщика электроэнергии. Тариф, как правило, пересматривается в сторону роста.
Это позволяет собственнику генерирующего оборудования не вкладывать средства на его замену, так как капвложения окупятся и начнут давать прибыль не менее чем через десять-пятнадцать лет. Таким образом, собственник будет продолжать эксплуатировать энергетическое оборудование даже при условии низких технико-экономических показателей, соблюдая и выполняя требования ПТЭ, НТД и других директивных документов надзорных органов.
Вывод ремонтного персонала в отдельные самостоятельные структуры и переход на подрядный способ ремонта негативно отразились на качестве ремонтов. Оптимизация численности персонала на станциях привела к сокращению в первую очередь штата эксплуатационного персонала. В результате обеспечить уровень необходимого контроля за подрядными фирмами становится сложной задачей, усугубляемой сменой поколений ремонтников.
ский список
3. Стандарт ОАО РАО ЕЭС России "Методика оценки технического состояния основного оборудования гидроэлектростанций". СТО17330282.27.140.001 -2006, дата введения 2006-08-01.
