Причины аварии на Саяно-Шушенской ГЭС, вытекающие из анализа Акта технического расследования

Gespeichert in:

Bibliographische Detailangaben
Datum:	2010
1. Verfasser:	Мищенко, Б.И.
Format:	Artikel
Sprache:	Russian
Veröffentlicht:	Інститут електродинаміки НАН України 2010
Schriftenreihe:	Гідроенергетика України
Schlagworte:	Наука — науково-технічному прогресу в гідроенергетиці
Online Zugang:	http://dspace.nbuv.gov.ua/handle/123456789/38737
Tags:	Tag hinzufügen Keine Tags, Fügen Sie den ersten Tag hinzu!
Назва журналу:	Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine
Zitieren:	Причины аварии на Саяно-Шушенской ГЭС, вытекающие из анализа Акта технического расследования / Б.И. Мищенко // Гідроенергетика України. — 2010. — № 3. — С. 25-31. — Бібліогр.: 2 назв. — рос.

Institution

Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine

id	irk-123456789-38737
record_format	dspace
spelling	irk-123456789-387372012-11-21T12:09:52Z Причины аварии на Саяно-Шушенской ГЭС, вытекающие из анализа Акта технического расследования Мищенко, Б.И. Наука — науково-технічному прогресу в гідроенергетиці 2010 Article Причины аварии на Саяно-Шушенской ГЭС, вытекающие из анализа Акта технического расследования / Б.И. Мищенко // Гідроенергетика України. — 2010. — № 3. — С. 25-31. — Бібліогр.: 2 назв. — рос. 1812-9277 http://dspace.nbuv.gov.ua/handle/123456789/38737 ru Гідроенергетика України Інститут електродинаміки НАН України
institution	Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine
collection	DSpace DC
language	Russian
topic	Наука — науково-технічному прогресу в гідроенергетиці Наука — науково-технічному прогресу в гідроенергетиці
spellingShingle	Наука — науково-технічному прогресу в гідроенергетиці Наука — науково-технічному прогресу в гідроенергетиці Мищенко, Б.И. Причины аварии на Саяно-Шушенской ГЭС, вытекающие из анализа Акта технического расследования Гідроенергетика України
format	Article
author	Мищенко, Б.И.
author_facet	Мищенко, Б.И.
author_sort	Мищенко, Б.И.
title	Причины аварии на Саяно-Шушенской ГЭС, вытекающие из анализа Акта технического расследования
title_short	Причины аварии на Саяно-Шушенской ГЭС, вытекающие из анализа Акта технического расследования
title_full	Причины аварии на Саяно-Шушенской ГЭС, вытекающие из анализа Акта технического расследования
title_fullStr	Причины аварии на Саяно-Шушенской ГЭС, вытекающие из анализа Акта технического расследования
title_full_unstemmed	Причины аварии на Саяно-Шушенской ГЭС, вытекающие из анализа Акта технического расследования
title_sort	причины аварии на саяно-шушенской гэс, вытекающие из анализа акта технического расследования
publisher	Інститут електродинаміки НАН України
publishDate	2010
topic_facet	Наука — науково-технічному прогресу в гідроенергетиці
url	http://dspace.nbuv.gov.ua/handle/123456789/38737
citation_txt	Причины аварии на Саяно-Шушенской ГЭС, вытекающие из анализа Акта технического расследования / Б.И. Мищенко // Гідроенергетика України. — 2010. — № 3. — С. 25-31. — Бібліогр.: 2 назв. — рос.
series	Гідроенергетика України
work_keys_str_mv	AT miŝenkobi pričinyavariinasaânošušenskojgésvytekaûŝieizanalizaaktatehničeskogorassledovaniâ
first_indexed	2025-07-03T20:36:46Z
last_indexed	2025-07-03T20:36:46Z
_version_	1836659514934296576
fulltext	Гідроенергетика України, 3/2010, ISSN 1812�9277 2525 Н А У К А — Н А У К О В О � Т Е Х Н І Ч Н О М У П Р О Г Р Е С У В Г І Д Р О Е Н Е Р Г Е Т И Ц І УУ ровень надежности гидроэнергетиче� ского оборудования ГЭС (ГАЭС) за� висит, в основном, от следующих факторов: � уровня совершенства конструкций узлов, механизмов и систем, в совокупности представ� ляющих гидроагрегат; � степени соответствия характеристик гидро� агрегата заданным значениям; � условий эксплуатации, определяемых тех� ническим руководством ГЭС (ГАЭС); � режимов эксплуатации, определяемых энер� госистемой. В анализе Акта технического расследования аварии на Саяно�Шушенской ГЭС (С�Ш ГЭС) приводятся причины обрыва крышки турбины, повлекшие затопление здания ГЭС. Основной причиной возникновения аварии на агрегате № 2 являются ошибочные решения как по применению заведомо ненадежных узлов, особенно применительно к уникальным по мощ� ности гидротурбинам (ГТ) Саяно�Шушенской ГЭС, так и ошибочные конструкторско�техноло� гические решения и несоответствия основных ха� рактеристик ГТ требуемым значениям. В первом случае это относится, в основном, к резиновому направляющему подшипнику (НП) сегментного типа на водяной смазке, низкая экс� плуатационная надежность которого была опреде� лена на основании опыта работы таких подшипни� ков на ряде ГЭС (с турбинами значительно уступа� ющими по всем параметрам турбинам С�Ш ГЭС) еще в середине 60�х годов прошлого века, т. е. до начала разработки проекта по ГТ С�Ш ГЭС. Причинами, влияющими на низкий уровень надежности таких подшипников, являются низ� кая несущая способность при динамических на� грузках, т. к. отсутствует в них жидкостной слой между валом и рабочей (резиновой) поверхнос� тью самоустанавливающихся сегментов из�за низкой динамической вязкости воды (вязкость воды, определяемая динамическим коэффициен� том вязкости, ~ в 150 раз меньше вязкости турбинного масла при температуре, например, 20°С). В связи с этим, при отсутствии жидкостного слоя между трущимися поверхностями исключа� ется гидродинамическое демфирование радиаль� ных сил, действующих от вращающегося вала, возникает полусухое трение, что вызывает прили� пание самоустанавливающихся сегментов (имею� щих свободу движения в радиальном направле� нии) к шейке вала турбины, из�за чего исключает� ся смазка трущихся поверхностей и отвод тепла, увеличивается сила трения, повышается темпера� тура трущихся поверхностей (особенно из�за ее не теплопроводности) и, как следствие, разруше� ние резинового слоя сегментов и нержавеющей облицовки шейки вала (что и отмечено в анали� зируемом Акте, см. стр. 22—25), увеличение биения вала и радиальных динамических нагру� зок, воспринимаемых несущими узлами и деталя� ми ГТ (корпусом НП, крышкой ГТ и крепления в соединении крышки ГТ со статором). По этой причине, практически ежемесячно, на протяжении многих лет направляющие под� шипники турбин С�Ш ГЭС подвергались ремон� ту, а между ремонтами эксплуатировался агрегат с биением вала турбины до 2,0 мм при допусти� мой величине порядка 0,460 мм, складывающейся из максимального проектного диаметрального за� зора в НП равного ~0,30 мм и максимальной до� пустимой вибрации корпуса НП в горизонталь� ной плоскости равной 0,160 мкм при оборотной частоте 2,37 герца (частота вращения ротора агре� гата С�Ш ГЭС — 142,8 об/мин). Увеличенное биение вала, превышающее в два с лишним раза допустимую величину, вызывал разрушения крепления корпуса НП с крышкой ГТ, трещины в корпусе НП, вырывы и трещины обли� цовки вала, разрушения элементов уплотнения ва� ла ГТ и т. д. (см. таблицу Акта стр. 22—24), а также сокращался запас усталостной прочности элемен� тов крепления крышки ГТ, воспринимавших по� вышенную динамическую нагрузку из�за повы� шенного биения вала. Но самым опасным разрушением, произо� шедшим 13.09.81 г. (см. стр. 22 Акта) по причине увеличенного биения вала, которое могло вы� звать развитие аварийной ситуации с возможным затоплением шахты турбины или здания ГЭС, яв� лялось разрушение нижнего неподвижного лаби� ринтного кольца (уплотнения рабочего колеса), закрепленного на забетонированном фундамент� ПРИЧИНЫ АВАРИИ НА САЯНО�ШУШЕНСКОЙ ГЭС, ВЫТЕКАЮЩИЕ ИЗ АНАЛИЗА АКТА ТЕХНИЧЕСКОГО РАССЛЕДОВАНИЯ МИЩЕНКО Б.И., инженер�гидромеханик, Укргидропроект ДИСКУССИИ Н А У К А — Н А У К О В О � Т Е Х Н І Ч Н О М У П Р О Г Р Е С У В Г І Д Р О Е Н Е Р Г Е Т И Ц І Гідроенергетика України, 3/2010, ISSN 1812�92772626 ном кольце ГТ, находящемся ниже на несколько метров от уровня расположения НП. Из�за увеличенного биения вала вращаю� щимся рабочим колесом образовался кольцевой зазор равный ~ 3,5 мм — (на диаметре ~ 6,77 м), вследствие чего было разрушено нижнее лаби� ринтное кольцо и произошел обрыв конуса рабо� чего колеса. При этом по благоприятным причи� нам не возникло развитие разрушений с возмож� ным затоплением шахты турбины, учитывая заде� вание закладного фундаментного кольца вращаю� щимся рабочим колесом со значительным крутя� щим моментом, соответствующим мощности агрегата равного 650 МВт. Данная аварийная ситуация, связанная с низ� кой эксплуатационной надежностью НП, должна была быть предупредительным сигналом к при� нятию экстренных мер по реконструкции ГТ. В первую очередь по замене НП на другой тип, что было выполнено своевременно, например, на на� сос�турбинах, спроектированных в начале шести� десятых годов прошлого века для первой в СССР Киевской ГАЭС, агрегаты которой по решению технического экспертного совета Госкомитета по автоматизации и машиностроению были приня� ты опытными, на которых проверялись многие опытные узлы, в том числе и резиновые сегмент� ные самоустанавливающие НП на водяной смаз� ке, подобные установленным на С�Ш ГЭС, но позже того как такие НП были признаны нена� дежными на Киевской ГАЭС и Плявинской ГЭС с турбинами радиально�осевого типа подобными на С�Ш ГЭС, но с более низкими параметрами в несколько раз по мощности и напорам. На Пля� винской ГЭС французской фирмой при реконст� рукции турбин были заменены НП на масляные и проблемы, указанные выше, исключились, подоб� но как и на Киевской ГАЭС. Направляющие подшипники на водяной смазке могут применяться и применяются, пре� имущественно для ГТ поворотно�лопастного ти� па, которым "присущи" меньшие нестационарно� сти в проточной части (за счет двойного регули� рования), чем для турбин радиально�осевого ти� па, но применяются НП не сегментные самоуста� навливающие, а кольцевые, у которых обеспечи� вается конструктивный кольцевой зазор между валом и кольцевым обрезиненным вкладышем, жестко закрепленным к внутренней расточке кор� пуса НП, чем обеспечивается постоянный водя� ной слой, смазывающий поверхности обрезинен� ного вкладыша НП и шейки вала. Кроме того, ре� зиновые кольцевые НП имеют большую несущую способность для одних и тех же условий (по удельным давлениям), чем сегментные самоуста� навливающие резиновые НП, в связи с конст� руктивной невозможностью выполнить общую площадь сегментов равную площади кольцево� го резинового вкладыша. Поэтому, учитывая параметры гидротур� бинных установок для С�Ш ГЭС, альтернативы масляным самосмазывающим НП для условий С�Ш ГЭС не имеется, уровень эксплуатацион� ной надежности которых подтвержден много� летней их эксплуатацией на многих гидротур� бинах, включая и гидрогенераторы, на которых применяются только НП такого типа. На Киевской ГАЭС после замены НП на масляные, не было отказов уже более 20 лет, в то время как до замены ремонт их производил� ся многократно по причинам аналогичным на С�Ш ГЭС. Возникновению, рассматриваемой аварии, способствовали и другие ошибочные конструк� тивные решения при создании гидротурбинного оборудования для С�Ш ГЭС, к которым относят� ся следующие. 1. Применение статора ГТ без механической обработки верхнего фланца под установку крыш� ки турбины, для крепления которой к статору по� требовалась приварка в условиях монтажа (на ди� аметре более 9,0 м) специальной опорной конст� рукции со значительным объемом наплавленного металла, что в условиях ГЭС исключало приме� нение термической обработки для снятия внут� ренних сварочных напряжений необходимой для такого объема наплавки, применительно к ответ� ственному соединению, воспринимающему зна� чительные динамические нагрузки. Для такого соединения (статор�крышка тур� бины) должен был применен вибростойкий кре� пеж (шпильки), однако, при выбранной конст� рукции фланцевого соединения, применение та� Гідроенергетика України, 3/2010, ISSN 1812�9277 2727 Н А У К А — Н А У К О В О � Т Е Х Н І Ч Н О М У П Р О Г Р Е С У В Г І Д Р О Е Н Е Р Г Е Т И Ц І кого крепежа исключалось из�за его недоста� точной длины, определяемой толщиной фланца крышки турбины. Кроме того, при укороченном крепеже, практически, исключается его тепловая затяж� ка как наиболее точная для создания требуемых напряжений, создаваемых затяжкой, исключа� ющих возможное "раскрытие" фланцевого со� единения и, как следствие, разрушение крепе� жа. Крышка турбины для условий С�Ш ГЭС должна была иметь двойной фланец (соединяе� мый со статором турбины) с поперечными реб� рами жесткости, что позволило бы применить вибростойкий крепеж и его тепловую затяжку, и в результате повысить надежность рассматри� ваемого соединения. В Украине статоры без механической обра� ботки верхнего фланца (пояса) под установку крышки применены на насос�турбинах Ташлыкс� кой ГАЭС поставки фирмы "Силовые машины" (ЛМЗ) подобно гидротурбинам С�Ш ГЭС. При этом поставщик (ЛМЗ), учитывая заблаговре� менно недостаточную надежность такого соеди� нения, записывает в "Инструкции по эксплуата� ции насос�турбины" (№ 2173645ТО) следующие исключительные в гидротурбостроении требова� ния: "работа насос�турбин не допускается при на� рушении целостности опорного фланца, установ� ленного на статоре, о чем можно судить по появ� лению течи из него" (см. п. 9.4). Но в требовании необходимо было указывать и о том, что фланец не "установлен", а приварен, кроме того, отдель� ными массивными несколькими сварочными швами (к статору привариваются отдельно два концентричных кольца, а к кольцам приваривает� ся опорный фланец отдельными круговыми шва� ми). Второе требование: "периодически, раз в три месяца проверять состояние швов приварки опорного фланца" (см. п. 11.3). По�видимому, такие же требования по кон� тролю подобного сварочного соединения ука� заны и в Инструкции по эксплуатации турби� ны С�Ш ГЭС, т. к. соединения идентичны. Но для проверки состояния необходимо один раз в 3 месяца производить значительный объем демонтажных работ с осушением проточ� ной части агрегата, т. к. иначе доступность к сварным швам исключена, тем более, что при трещинах в сварном шве внутреннего кольца те� чи воды не появится, а несущая способность сва� рочного крепления опорного фланца будет сни� жена, что чревато обрывом крышки турбины от действия на нее гидродинамических усилий со стороны проточной части турбины со всеми выте� кающими отсюда последствиями (затоплением здания ГЭС и т. д.). В рассматриваемом Акте упущен анализ со� стояния сварных швов крепления опорного флан� ца крышки турбины агрегата № 2. Необходимость реконструкции этого слабого места может быть упущена при восстановлении агрегатов С�Ш ГЭС, что окажется "бомбой замедленного действия", т. к. запас усталостной прочности сварных швов снижен за период 30�ти летней эксплуатации не� зависимо от наличия в них трещин, учитывая и воздействие на них значительных динамических нагрузок за 30�ти летний период, приведенных выше. Ошибочное решение по конструкции соеди� нения "крышка турбины — статор" — было пре� кращено к дальнейшему применению на турби� нах других ГЭС заводом "ЛМЗ" только в после� дующие годы. Например, на гидротурбинах Бурейской ГЭС, начиная только с 4�й турбины из шести. Для 3�х первых турбин соединения подобны описан� Н А У К А — Н А У К О В О � Т Е Х Н І Ч Н О М У П Р О Г Р Е С У В Г І Д Р О Е Н Е Р Г Е Т И Ц І Гідроенергетика України, 3/2010, ISSN 1812�92772828 ному выше (см. журнал "Гидротехническое стро� ительство" № 11 2007 г.). Относительно рассматриваемого соединения, можно констатировать, что перенос заводских технологических операций, выполняемых на стан� циях, в условиях строительства ГЭС с применени� ем преобладающего ручного труда (например, уст� ранение перекрыш между секторами статора по верхнему его поясу достигавших 40—50 мм, имев� ших место на статорах Ташлыкской ГЭС, значи� тельный объем ручной сварки и др.), можно объ� яснить только стремлением снижения себестои� мости для изготовителя в ущерб снижения на� дежности конструкции при значительном удоро� жании монтажных работ, оплачиваемых Заказчи� ком. В результате, за оборудование более низкого качества Заказчик оплатил более высокую стои� мость. 2. Относительно применения 20�ти индиви� дуальных сервомоторов на турбинах С�Ш ГЭС (вместо классической системы механизма пово� рота лопаток НА с применением регулирующего кольца и прямоосных сервомоторов) в труде "Строительство и эксплуатация Загорской ГАЭС", изданном в 2000 году, написано: "На обычных ГЭС, как правило, используется конструктивная схема с регулирующим кольцом и сдвоенными сервомоторами. Исключением яв� ляется С�Ш ГЭС, на турбинах которой в порядке эксперимента установлены направляющие аппа� раты с приводом лопаток с индивидуальными сервомоторами". Там же: "Эта система в порядке накопления опыта конструирования и эксплуатации приме� нена на С�Ш ГЭС". Но новые конструкторские решения должны проверяться (и проверяются) на турбинах со зна� чительно меньшими параметрами, что не влечет за собой сколько�нибудь значительных негатив� ных последствий при выходе их из строя из�за не� удачного эксперимента, чем это связано с такими уникальными агрегатами, как на С�Ш ГЭС мощ� ностью 650 МВт. Таким образом, в результате еще один "экспе� римент" и "накопленный опыт" по применению индивидуальных сервомоторов оказались отри� цательными, что потребовало выполнить, напри� мер, переклиновку рычагов лопаток НА (см. стр. 43 Акта) для устранения рассогласования иден� тичности разворота лопаток НА, чего не может быть при "классической" системе поворота лопа� ток, т. е. переклиновки рычагов. При этом рассо� гласование влечет за собой неравномерность поля скоростей потока воды сходящего с лопаток НА, "провоцируя" нестационарности в проточной час� ти турбины, увеличивая динамическое воздейст� вие на несущие узлы агрегата, в том числе и на крышку турбины и ее крепеж, уменьшая запас их усталостной прочности. Уровень эксплуатационной надежности сис� темы управления лопатками НА при помощи ин� дивидуальных сервомоторов проверялся на дей� ствующих гидротурбинах ГЭС еще в 50�е годы прошлого века. Например, на Иркутской ГЭС, где индивидуальные сервомоторы выполняли только противоаварийные функции, обеспечивающие закрытие НА при отказе регулятора скорости, а оперативные функции по управлению направля� ющим аппаратом выполнялись по "классической" схеме, т. е. 2�мя прямоосными сервомоторами в комплекте с регулирующим кольцом и механиз� мом поворота лопаток (на С�Ш ГЭС индивиду� альные сервомоторы выполняют и оперативные функции по управлению направляющим аппара� том). На Иркутской ГЭС индивидуальные серво� моторы упразднены из�за целого ряда недостат� ков, известных специалистам, работающим в об� ласти гидротурбостроения и в системе эксплуата� ции ГЭС и ГАЭС. 3. Вызывает, по меньшей мере, удивление эксплуатационная характеристика турбины РО230/833�В�677 для С�Ш ГЭС относительно "допустимых" и "не допустимых" зон работы тур� бины по мощности (в зависимости от напора). Так зона I по мощности от нуля до 30% от номи� нальной, характеризуемая исключительно низ� ким коэффициентом полезного действия (КПД), является разрешенной для эксплуатации, а зона II близкая к оптимому по КПД (по мощности около 70% от номинальной) — не разрешенная. Таким образом, опровергаются известные технические положения по допустимой зоне ра� боты гидротурбины (ГТ) радиально�осевого типа (РО типа) по мощности, отмеченные как в соот� ветствующих международных нормативных до� кументах, так и в ГОСТе 73807�88 (см. пункт 1.13), где указывается: "Гидротурбины должны обеспечивать длительную работу в диапазоне мощностей от 60 до 100% номинальной мощности для радиально�осевых гидротурбин", т.е. зона от холостого хода до 60% номинальной мощности должна являться переходной при пусках агрегата и при его остановках, а не для работы в стацио� нарном режиме, что необходимо для исключения длительного "нахождения" работающей турбины в зоне повышенной динамики, т. к. чем меньше КПД, тем большая часть подводимой энергии Гідроенергетика України, 3/2010, ISSN 1812�9277 2929 Н А У К А — Н А У К О В О � Т Е Х Н І Ч Н О М У П Р О Г Р Е С У В Г І Д Р О Е Н Е Р Г Е Т И Ц І тратится не на выработку полезной работы, а на возмущения, вызывая, тем самым, снижение дол� говечности несущих узлов агрегата. В этой связи в последние годы на эксплуата� ционных характеристиках турбин наносится ли� ния ограничения мощности не только по ее мак� симальной величине, но и по минимальной в со� ответствии с требованиями ГОСТа, указанного выше, для "напоминания" эксплуатации ГЭС о недопустимости работы турбин в стационарных режимах за линией ограничения по минимальной мощности. У турбин С�Ш ГЭС все наоборот: раз� решена работа турбин при исключительно низких КПД, а при высоких — запрещена, что "помогает" находиться турбинам С�Ш ГЭС, практически, в постоянном ремонте (см. стр. 22—24 и др. стр. Ак� та) с начала их эксплуатации. 4. Полученные данные натурных испытаний по определению уровня пульсаций потока в про� точной части турбин превышают в 3—4 раз при� нятый уровень пульсаций для турбин РО типа (см. стр. 69 Акта), который не должен превышать 5—6% от действующего напора, а фактически око� ло 20%. Пульсации высокой частоты (до 300 Гц) могут указывать на развитый уровень кавитации в рекомендованных режимах, что подтверждается значительным объемом кавитационных разруше� ний рабочих колес (см. стр. 43 и др.), а множество трещин в рабочих колесах, периодически завари� ваемых и снова появляющихся, подтверждают "опасность" такой величины пульсаций давления и частоты (включая пульсации осевой силы, рав� ной 150 тс), которые должны быть выявлены еще при модельных испытаниях с определением на� пряженно�деформированного состояния несу� щих узлов, учитывая действительный коэффици� ент динамичности, который должен определяться при модельных испытаниях, а также должна быть выполнена "отстройка" частот собственных коле� баний несущих узлов относительно частот коле� баний действующих возмущающих сил (т. е. час� тот пульсаций давления). По результатам "отст� ройки" должны быть определены достаточные за� пасы, исключающие резонансные явления. Но, в любом случае, с таким уровнем пульса� ций давления и такими кавитационными характе� ристиками лопастная система рабочего колеса и проточная часть модельной турбины не должна быть принята для прототипа (для натурной тур� бины). Поэтому заказчик должен принимать у из� готовителя результаты модельных испытаний с привлечением независимых экспертов, как это принято в мировой практике, чтобы натурная турбина соответствовала требуемым характерис� тикам. 5. Снижению уровня усталостной прочности несущих узлов турбины и крепежа и их разруше� нию (впоследствии) способствовал и технологи� ческий брак при изготовлении временного рабо� чего колеса агрегата №2, работающего 7 лет (с 1979 г. по 1986 г.), имевшего гидравлический не� баланс (см. стр. 22—24 Акта). 6. Соединение, на котором отсутствует сто� порение крепежа (имеющее место на турбинах С�Ш ГЭС. см. стр. 81 Акта), особенно на узлах подверженных вибрации, является грубейшим технологическим нарушением и такое соедине� ние обречено на разрушение независимо от того, что на него и его крепеж действуют динамические и статические нагрузки, не выходящие за пределы допустимых величин. Турбины РО типа, имеющие сравнительно узкую зону работы по мощности (от 60 до 100 %), определенную ГОСТом на гидротурбины, харак� теризуются повышенной нестационарностью в зонах по мощности в интервале ~ от 60 до 70 % и в зоне близкой к максимальной мощности, т. е. в режимах, отклоняющихся от оптимального. Для снижения интенсивности нестационарностей, а следовательно, и вибросмещений несущих узлов, применяется система впуска сжатого воздуха в проточную часть, работающая в автоматическом режиме, обеспечиваемая контроллером командо� аппарата, однако такая система, судя по информа� ции, приведенной в рассматриваемом Акте, от� сутствует на турбинах С�Ш ГЭС, но применяется, практически, на всех турбинах РО типа в по� следние десятилетия. Имеется на С�Ш ГЭС толь� ко система впуска атмосферного воздуха, но в зо� не работы турбины, определенной упомянутым выше ГОСТом, впуск атмосферного воздуха в проточную часть турбины не дает положительно� го эффекта по причине повышенного давления (выше атмосферного) в проточной части в этих зонах. Явления повышенной нестационарности, как правило, имеют гидродинамическую природу и обусловлены образованием в отмеченных режи� мах интенсивных срывных вихрей в межлопаст� ных каналах рабочего колеса, а также возникно� вением под рабочим колесом (в конусе отсасыва� ющей трубы) центрального жгута. Указанные не� стационарности имеют в основном три характер� ные частоты динамического воздействия на несу� щие узлы агрегата: жгутовую, оборотную и лопа� стную. Пульсации с жгутовой частотой в зоне час� тичной нагрузки (~ от 60 до 70 %) имеют частоту несколько меньшую от оборотной, а в зоне макси� мальной мощности — она удваиваются и жгут в Н А У К А — Н А У К О В О � Т Е Х Н І Ч Н О М У П Р О Г Р Е С У В Г І Д Р О Е Н Е Р Г Е Т И Ц І Гідроенергетика України, 3/2010, ISSN 1812�92773030 этой зоне имеет направление вращения обратное оборотам агрегата, а его ядро имеет больший диа� метр, что приводит к росту размаха усилия пульса� ций. При этом на высоконапорных РО турбинах (~РО 170 и выше) наблюдаются парные жгуты. Интенсивность вихревого жгута определяет� ся в основном циркуляцией потока у корневых сечений лопастей рабочего колеса, а так как без� циркулярный поток на выходе из рабочего колеса обеспечивается только в оптимальной зоне по КПД, то профилированием лопастной системы нельзя решить проблемы устранения жгутовых пульсаций, кроме как впуском сжатого воздуха на режимах указанных выше для разрушения или деформации жгута за рабочим колесом (РК). Конструктивные решения для "устранения" жгу� та пока не дали положительного результата. Пульсации давления со жгутовой частотой в основном наблюдаются в отсасывающей трубе (за р.к.). Частично они передаются в зону НА и спи� ральной камеры и эти пульсации могут приво� дить (и приводят, см. стр. 69 Акта) к неустойчи� вой работе, сопровождающейся колебаниями рас� хода, а следовательно и мощности. Пульсации с оборотной частотой в основном наблюдаются под крышкой турбины, являясь следствием неравномерности зазоров в лабиринт� ных уплотнениях РК, (что является ошибкой монтажа), которые могут усугубляться за счет неидентичности межлопастных каналов РК (что является ошибкой изготовителя), а также за счет влияния радиальных сил, действующих на РК турбины, обусловленных несимметричностью по� ля скоростей на выходе из НА. Эти пульсации мо� гут быть значительной энергоемкости, что нега� тивно сказывается на эксплуатационной надеж� ности гидротурбин РО типа. Поэтому междуна� родным стандартом IEC 60193 ужесточены требо� вания по выполнению элементов проточной час� ти турбин (особенно рабочих колес РО типа) для исключения нестационарностей в проточной час� ти, связанных с технологическим браком при их изготовлении. Исходя из этого, готовые рабочие колеса для реконструируемых гидротурбин С�Ш ГЭС (по� сле аварии) должны приниматься заказчиком строго в соответствии с положениями указанного выше стандарта, включая и лопатки НА, т. к. дру� гие элементы проточной части турбин, выполнен� ные из бетона или узлы закладываемые в бетон (например статор турбины), не подвержены заме� не. Игнорирование такой приемки чревато нега� тивными последствиями, указанными выше. Имеется в виду приемка готовых изделий, вклю� чая и результаты модельных испытаний. Относительно ошибочных решений, прини� маемых эксплуатацией, применительно к агрега� там С�Ш ГЭС, повлиявших на снижение эксплу� атационной надежности оборудования, связано в основном с игнорированием технических требо� ваний, изложенных в нормативных документах по эксплуатации гидротурбин. Это касается в первую очередь разрешений эксплуатации турбины агр. № 2 при "выходе" контролируемых параметров за пределы допусти� мых величин по вибрации несущих узлов и бие� ния вала (см. стр. 75 и др. Акта). Относительно количества переходных режи� мов (пуски, остановки), при которых агрегат "проходит" опасную зону, характеризуемую не� стационарностями, Заказчик и энергосистема должны знать, что это не абстрактная величина, а параметр от которого зависит уровень металлоем� кости оборудования агрегата, а следовательно, и его цена. И чем больше переходных процессов, тем выше цена оборудования, т.к. оно должно быть более металлоемким, чтобы выдерживать более многократно интенсивные нагружения в те� чение требуемого срока службы (в течение 40 лет), определяемого действующим ГОСТом 27807�88 на вертикальные гидротурбины (см. п.1.17). При несоблюдении заказчиком или энер� госистемой (в основном) данного параметра (уве� личивших число переходных режимов) они должны знать, что берут на себя ответственность за сокращение срока службы оборудования. Число переходных режимов, учитывая его значимость при разработке конструкции узлов гидроагрегатов (см. выше), определяется поэтому предварительно (до начала разработки проекта) заказчиком совместно с энергосистемой и вно� сится в Техническое задание, являясь в дальней� шем при эксплуатации агрегатов параметром обя� зательным для его соблюдения, что, к сожалению, на ГЭС постсоветского пространства, практи� чески, не соблюдается. Как не соблюдаются и тех� нические требования по ограничению минималь� ной мощности, указанные в инструкциях изгото� вителя, а с внедрением системы группового регу� лирования мощности на С�Ш ГЭС число таких нарушений увеличилось. Для исключения таких нарушений со стороны (в основном) энергосис� тем предлагается для реконструированных тур� бин С�Ш ГЭС ввести ограничения по мини� мальной мощности в зависимости от напора, дей� ствующее в автоматическом режиме, по аналогии с ограничением максимальной мощности, что обеспечивается современными регуляторами ско� рости цифрового типа. В этом случае и система группового регулирования мощности "не сможет Гідроенергетика України, 3/2010, ISSN 1812�9277 3131 Н А У К А — Н А У К О В О � Т Е Х Н І Ч Н О М У П Р О Г Р Е С У В Г І Д Р О Е Н Е Р Г Е Т И Ц І перейти запретную черту" по минимальной мощ� ности, что в конечном итоге увеличит эксплуата� ционную надежность турбин. Относительно оценки технического состоя� ния основного оборудования и конкретно по крышке гидротурбин С�Ш ГЭС в Акте представ� лены следующие требования: "при постоянном контроле состояния крышки гидротурбины во время работы гидроагрегата фиксируют визуаль� но и измеряют при помощи штатных и перенос� ных измерительных средств состояние крепежа, закладных и крепежных элементов" (см. стр. 74 Акта). Записан широкий набор методов контроля крышки, крепежа, закладных элементов и др., но как эти требования выполнять во время работы гидроагрегата и постоянно — не известно. Ука� занные проверки возможны, но потребуют дли� тельной остановки агрегата с определенным объ� емом демонтажных работ, с шлифованием мест контроля на крышке, если требуется определить наличие трещин или других дефектов неразруша� ющими методами. "Постоянный контроль состояния оборудова� ния на работающем агрегате" может осуществ� ляться только в автоматическом режиме, но это выполняется пока только для виброконтроля не� сущих узлов гидроагрегата, биения вала, термо� контроля и для контроля других параметров, из� меняющихся во времени (например, давление, расход, перемещение), но не для контроля состо� яния элементов, указанных в рассматриваемом документе, требования которого ошибочны и не выполнимы. В некоторой степени эффективным косвен� ным методом определения состояния элементов оборудования гидроагрегата является контроль изменения во времени коэффициента готовности агрегата (отдельно гидротурбины и гидрогенера� тора), что рекомендовалось для эксплуатации ГЭС еще много лет тому назад специалистами ин� ститута ЦКТИ им. И. И. Ползунова по обеспече� нию своевременного "реагирования" на измене� ние коэффициента готовности, а следовательно, и степени эксплуатационной надежности узлов, ме� ханизмов и систем агрегата, и для принятия соот� ветствующих мер. Для этого требуется иметь для каждой турбины и генератора специальный опе� ративный журнал, в котором должны регистриро� ваться результаты всех осмотров, ремонтов, дан� ные регулировок и параметров узлов, механизмов и систем, установленных проектом и полученных после каждого ремонта с отметкой всех ненор� мальностей в работе оборудования и методы их устранения с регистрацией суммарного времени нахождения агрегата в ремонте за определенное календарное время. Известный коэффициент готовности (Кгот.) определяется следующим соотношением: Кгот.= (tраб. ×tрез. )/ tкаленд.др. где tраб. — время работы гидроагрегата (ГА) за рас� четный период; tрез. — время нахождения ГА в ре� зерве за расчетное время; tкаленд.др. — полное кален� дарное время расчетного периода. Величина Кгот. , равная 0,98 для "новых" ГТ, должна указываться в Техническом задании на ГТ. В заключение можно отметить, что для усло� вий С�Ш ГЭС ненормальности в работе оборудо� вания были очевидны с начала ввода в эксплуата� цию агрегатов по причинам изложенным выше, вытекающих из рассматриваемого Акта, что тре� бовало принятия радикальных мер заблаговре� менно по их исправлению, а выполнялся только периодический ремонт, не способный исключить случившуюся серьезную аварию. ЛИТЕРАТУРА 1. Справочник по гидротурбинам. Под общей редакцией чл.�корр. АН СССР Н.Н. Ковалева. 1984 г., — Ленинград "Машиностроение". 2. ГОСТ 73807�88 "Турбины гидравлические вертикаль� ные". Технические требования и приемка. © Мищенко Б.И., 2010 �

Причины аварии на Саяно-Шушенской ГЭС, вытекающие из анализа Акта технического расследования

Institution

Ähnliche Einträge