Геннадий Рассохин, энергетик

Две аварии века: века прошлого – Чернобыль и века настоящего – Саяно-Шушенская катастрофа. Разумеется, они несравнимы по физике процессов, по тяжести и масштабам последствий. Но по организации этих происшествий, по степени рукотворности они одинаковы. И на ЧАЭС и на СШГЭС аварии случились при недопустимо глубоком, опасном маневрировании мощностью энергоагрегатов. На ЧАЭС это была попытка проведения на энергоблоке № 4 не до конца продуманного планового эксперимента по удержанию блока в работе на выбеге турбины. А на СШГЭС -  бездумный неоднократный заброс гидроагрегата № 2 (ГА-2) в опасный режим работы с недопустимым по величине и по скорости сбросом активной мощности.

Работа агрегата в таких условиях приводит к возникновению на турбине больших отрицательных (направленных вверх - подъёмных) гидравлических усилий, передающихся от рабочего колеса на ротор, и может явиться причиной подъема ротора вертикального агрегата и нарушения целостности его деталей. Конкретно, на СШГЭС подъём (всплытие) вращающегося ротора привел к его задеванию за неподвижные конструкции крышки турбины, что явилось причиной разрушения шпилек крепления крышки к статору турбины.  Были сорваны головки шпилек вместе с гайками [1].

Для предотвращения случаев повторения аварий необходимо проведение тщательного их расследования для установления конкретных причин и последующей разработки и внедрения соответствующих мероприятий.

Несмотря на сложность, масштабность и смертельную опасность работ по расследованию на ЧАЭС, всё–таки нашелся специалист – академик Валерий Легасов, который ценою своей жизни, пролетав сотни раз на вертолете над «светящимся» разрушенным блоком, смог разобраться, понять и доложить инженерному сообществу основные причины аварии. В соответствие с этим со времен Чернобыля в атомной энергетике изменилось многое в вопросах ядерной безопасности.

А на СШГЭС при сравнительной простоте и очевидности процессов и событий, при полной безопасности работ по расследованию, за полтора месяца расследования так и не нашлось ни одного специалиста, способного разобраться и определить причины аварии и причины развития её до масштабов техногенной катастрофы. И это притом, что расследованием занималась комиссия, членами которой были главные специалисты Ростехнадзора (ведомства, обязанностью которого является надзор за технической безопасностью в промышленности). А в качестве экспертов комиссией было привлечено ««шесть докторов, 14 кандидатов. Есть пять заключений от Академии (наук)». [2].

При изучении представленного на обнародование «Акта технического расследования причин аварии…» [3], создается впечатление, что составлен он был не специалистами - энергетиками, и даже не инженерами.

Так, основной причиной катастрофы комиссия представила усталость металла шпилек крепления крышки турбины. Усталость накопилась якобы от горизонтальной (радиальной) вибрации направляющего турбинного подшипника. При этом металл «устал» не внизу шпилек в месте выхода их резьбы из статорного опорного кольца (как следовало ожидать), а вверху – в резьбе под гайками. С таким заключением кандидатов, докторов и академиков не согласится даже второкурсник – будущий инженер, только ещё начинающий «грызть» основы сопромата.

А отсутствие объяснений комиссии о причине мощного фонтана из шахты турбины, когда турбина уже покинула свою камеру, и слив воды в нижний бьеф полностью освободился, поставит в недоумение любого третьекурсника, уже разобравшегося с уравнением Бернулли, описывающем закон распределения скорости и давления в потоке жидкости. А ведь этот мощный фонтан из шахты турбины и был главной причиной разрушения станции и гибели такого количества людей.

После аварии в доступных СМИ появились материалы и по аварии, и по восстановлению станции. При сравнении этих материалов со сведениями, представленными в «Акте …», видны ничем не объяснимые несостыковки и расхождения.

Так, кроме уже указанного расхождения по месту разрыва шпилек, в «Акте …» сказано: «ГА-2 - полностью разрушен и выброшен из шахты …». Фактически (и это видно на всех фото) ротор гидроагрегата после аварии лежит в самом низу разрушенной шахты. А самая массивная  конструкция ротора (обод ротора электрогенератора весом более 700 тонн) вклинилась внизу в статор турбины под углом 45° и своим нижним торцом частично перекрыла слив воды из статора в отсасывающую трубу.

По заключению комиссии всё произошло мгновенно. В одно мгновение разрушились все шпильки (80 шпилек, расставленных по периметру окружности диаметром более 8-и метров). В одно мгновение был выброшен из шахты ротор. Вот заявление председателя комиссии: «Не то что он там медленно поднимался, как обычно показывают на Байконуре ракеты стартуют, она медленно поднимается со стола, нет. Здесь происходило все в доли секунды буквально. И гидроагрегат, раскрыв большую площадь давления, получил подъемную силу в 20 тысяч тонн и вылетел практически мгновенно».

Фактически по показаниям датчиков регистрации режимов работы и видеорегистраторов с момента начала аварии (момента касания вращающегося ротора за неподвижные части крышки турбины) до момента удара мощного фонтана из шахты прошло 2 минуты и 9 секунд. Фактически за эти две с лишним минуты происходило разрушение самого агрегата  по какому-то, установленному им самим «сценарию». Комиссия этого не увидела. Главное, не увидела финального результата этого сценария – вклинившегося в статор турбины (в месте выхода воды из спиральной камеры) обода ротора генератора. Который подобно пробке трёхходового крана перенаправил поток воды из направления вниз на слив в отсасывающую трубу, фонтаном вверх в машинный зал станции.

А разобраться со «сценарием» разрушения агрегата,  значит,  разобраться и понять причины аварии и развития её до масштабов техногенной катастрофы.

Все эти нестыковки и расхождения в «Акте …» с конкретными фактами и событиями, а также «слепота» комиссии  вызывают сомнения: а было ли фактически техническое расследование как таковое?

Итогом такого расследования явилось то, что фактические причины аварии не были установлены, уроки из ошибок, приведших к катастрофе, извлечены не были.

В предыдущих августовских выступлениях уже показывались некоторые основные моменты сценария аварии. Здесь приведём вкратце сценарий полностью.

Моментом аварии (и началом, и концом) комиссия определила время 08.13.24.717 утра 17.08.2009 г.

Фактически же этот момент был только началом «первого акта трагедии» - началом процесса разрушения шпилек крепления крышки турбины.

В этот момент датчик вертикальной вибрации, установленный на опоре подпятника, на крышке турбины, внезапно «зашкалило». Это произошло через секунду после того, как с генератора была ударно сброшена нагрузка более чем в 100 МВт. Этот момент - это момент касания «всплывшего» после ударного сброса нагрузки ротора за элементы крышки. Конкретно, за элементы верхнего щелевого ёлочного лабиринтного уплотнения, о чём свидетельствует последующее падение давления под крышкой турбины до ноля. 

Какое время ушло на полное разрушение всех шпилек (на некоторых шпильках головки остались целыми, а сорваны только гайки) определить невозможно. Но, вероятно, для этого было достаточно нескольких оборотов рабочего колеса, прижатого к неподвижной крышке.

После разгерметизации фланцевого соединения крышки со статором турбины вода поднимается в генератор. При попадании воды в зазор между ротором и статором генератора (величина зазора 30 мм.) в нём создаётся огромное давление. (При вращении обода ротора наружным диаметром 11,5 м. со скоростью 142,8 об/мин каждый килограмм воды, «брошенный» на неподвижную обмотку статора, имеет энергию в 3600 дж.). От этого давления разрушается обмотка статора, корпус статора и железобетонная бочка, в которой установлен генератор. (Рис. 1, Рис. 2).

Вверху железобетонной бочки установлена верхняя крестовина, распертая в бочке 12-тью домкратами. С разрушением ж/б бочки крестовина обретает свободу. 

Снизу к крестовине на болтах прикреплен статор вспомогательного генератора – возбудителя. При освобождении крестовины в результате перекосов ротор возбудителя начинает задевать за свой статор. На доселе неподвижную крестовину начинает передаваться вращающий момент от вращающегося ротора агрегата.

Крестовина надета на верхнюю надставку вала ротора агрегата. В результате перекосов и под воздействием большого вращающего момента на крестовине верхняя надставка вала обламывается по фланцевому соединению с основным валом. (Рис. 2).

По такой же причине и по такому же механизму произошло разрушение бочек и статоров генераторов, а также облом надставок валов вместе с крестовинами на гидроагрегатах № 7 и № 9. При этом разгерметизации водоводов и выхода роторов из шахт на этих агрегатах не было.

После облома надставки вала ротор агрегата теряет последнюю направляющую опору – генераторный подшипник, установленный в верхней крестовине. (Рис. 2). Высокоинерционный ротор – массивный и габаритный «маховик» - переходит в свободное (не поддерживаемое какими-либо опорами) вращение. Накопленная огромная кинетическая энергия «маховика» начинает бесконтрольно высвобождаться.

Не менее объяснимы и процессы выхода ротора агрегата из шахты турбины и разрушения самой шахты.

На первые миллиметры до касания вращающихся частей ротора за неподвижные части агрегата ротор поднимался, как уже сказано, под воздействием отрицательных (подъёмных) усилий, возникающих на турбине при таком режиме работы. (Утром 17.08.2009 г. агрегат выводился на такой режим три раза). 

В практике эксплуатации гидроагрегатов подъём на высоту этих миллиметров  называется ПОДЪЁМОМ РОТОРА агрегата.  Подъём роторов наряду с разгоном турбин является одним из основных факторов опасности при работе гидроагрегатов. Но от разгона турбины защита есть, а от подъёма ротора защиты нет.

Процесс подъёма роторов достаточно изучен и описан в специальной литературе.  А случаи подъёма роторов конкретно радиально-осевых турбин описаны, например, в [4].

После разрыва шпилек основными усилиями, поднимающими ротор, были усилия от давления в потоке воды на периферийную кольцевую площадь крышки. (Кольцо, ограниченное окружностями двух диаметров: наружным диаметром крышки и диаметром расстановки осей лопаток направляющего аппарата). Но эти усилия были не нарастающие, как заявил председатель комиссии, а убывающие, так как скорость потока из статора турбины увеличивалась за счёт того, что по мере подъёма вода шла не только через лопатки направляющего аппарата, но и под ними. А при полном выходе турбины из статора эти усилия исчезли, так как поток с максимальной скоростью пошел под турбиной в освободившуюся отсасывающую трубу. Поэтому непонятно, какие основания в данном случае имел председатель комиссии для заявления: «И гидроагрегат, раскрыв большую площадь давления, получил подъемную силу в 20 тысяч тонн и вылетел практически мгновенно».

С выходом турбины из статора гидродинамические подъёмные силы на крышку турбины исчезают, но отрицательная (подъёмная) сила на самой турбине остается. Ротор в свободном вращении удерживается этой силой во взвешенном состоянии. Эта сила является как-бы опорой, причем опорой неустойчивой. При отсутствии направляющих подшипников с такой неустойчивой опорой нижний конец вертикальной оси ротора уходит с вертикали. Верхний конец оси остается на вертикали за счет мощного гироскопического момента при вращении обода ротора генератора диаметром 11,5 м и массой 700 тонн.

При наклоне оси ротора крышка турбины начинает задевать за стенки шахты. При касании крышкой стенки она начинает кататься по стенке. Происходит вынужденная прецессия нижнего конца оси вала. Конец оси совершает круговое движение в направлении обратном направлению вращения ротора. Ось вала при качении крышки отклоняется от вертикали как в сторону стенки шахты, так и вперёд, по направлению качения, поэтому кроме горизонтального усилия давления крышки на стенку шахты на крышке при обкатывании создаётся подъёмное (направленное вверх) усилие. Происходит одновременно  разрушение (раздалбливание) стенки шахты лопатками направляющего аппарата и подъём  ротора.

Эти усилия воспринимаются в основном нижними цапфами и нижними кромками лопаток направляющего аппарата, выступающими из крышки. При этом лопатки, испытывая большие напряжения ударного изгиба, последовательно обламываются по верхним цапфам диаметром 360 мм.

По такому механизму ротор не выбрасывался, а выкатывался из шахты. По такому механизму была разрушена шахта до самого основания. По такому механизму были последовательно обломаны все 20 лопаток направляющего аппарата.

Усилия, поднимающие ротор и раздалбливающие стенку шахты, одновременно передаются и на спицы ротора генератора. К напряжениям от этих усилий добавляются переменные изгибные напряжения от гироскопического момента при вращении обода ротора, сопротивляющегося отклонению оси вала от вертикали при катании крышки по стенке шахты. По мере раздалбливания железобетонного массива шахты угол отклонения оси от вертикали увеличивается, что влечет за собой и увеличение напряжений в спицах. При достижении предела этих напряжений спицы отрываются от обода по болтовым соединениям. Обод ротора падает в разрушенную шахту. Из шахты бьет ФОНТАН. На видеорегистраторах фиксируется время 08.15.34.

Освободившийся от массивного обода ротора генератора остаток ротора агрегата резко увеличивает скорость вращения. (Согласно закону сохранения момента импульса скорость вращения оставшейся части увеличивается в  I1/I2 раз, где I1 - момент инерции ротора в сборе, - I2 - момент инерции остатка ротора без обода ротора генератора). При увеличении скорости вращения увеличивается и подъёмная сила на турбине. «Облегчённая» оставшаяся часть ротора поднимается (уже на струе фонтана) над устьем шахты и какое-то время спицами ротора генератора задевает рядом стоящую колонну подкрановых путей. (Все спицы после аварии загнуты в сторону противоположную направлению вращения ротора).

Фонтаном сносится три пролёта перекрытия машинного зала вместе с несущими конструкциями. Вода в считанные секунды заполняет весь объём помещения машинного зала до самой верхней отметки и нижележащие помещения с находящимися там людьми. На прилегающей территории поток воды из машинного зала достигает такой высоты, что сносит припаркованные легковые автомобили.

Таким образом, первопричиной аварии ГА-2 явился ПОДЪЁМ РОТОРА, а причиной развития аварии до масштабов техногенной катастрофы – ФОНТАН из шахты турбины.

Почему это стало возможным?:

 ─ В соответствие с техническими требованиями длительная работа гидротурбин на пониженной мощности не предусмотрена. 1.13. Гидротурбины должны обеспечивать длительную работу в диапазоне мощностей от 40 до 100 % номинальной мощности для осевых поворотно-лопастных гидротурбин и от 60 до 100 % номинальной мощности - для радиально-осевых. [5]. Это объясняется тем, что при малых раскрытиях лопаток направляющего аппарата на турбине появляется отрицательная (подъёмная) сила, являющаяся причиной недопустимой вибрации, а при резких колебаниях активной мощности генератора возможен и подъём ротора.

Как видно, На Саяно-Шушенской ГЭС работа гидроагрегатов на предельно низкой мощности, глубоко за пределами регулировочного диапазона турбин, была обычной практикой.

─ Управление гидроагрегатами на электростанциях производится системами группового регулирования активной мощности (ГРАМ).

В соответствие с [6] система ГРАМ должна настраиваться следующим образом: 2.2. Распределение нагрузки между гидроагрегатами, работающими на групповом регулировании, должно производиться с учетом индивидуальных ограничений по максимальной мощности и зон нежелательной работы по одному из следующих способов:

- по равенству мощностей или открытий направляющих аппаратов при идентичности энергетических характеристик гидроагрегатов;

- по минимуму суммарных потерь при различных энергетических характеристиках гидроагрегатов.

По равенству мощностей – это значит величина мощности, снимаемой (добавляемой) при регулировании со станции, равномерно распределяется на все агрегаты, участвующие в регулировании. Этим предотвращается возможные повышения скоростей переходных процессов на отдельных агрегатах.

Фактически на Саяно-Шушенской ГЭС это требование п. 2.2. СО 34.35.524-2004 не соблюдалось. При регулировании распределение нагрузки между агрегатами выполнялось в соответствии с принятой на станции системой приоритетов. Каждому агрегату присваивалось определенное значение приоритета от 1 до 10. При разгрузке станции снималась нагрузка с агрегата, имеющего наибольший приоритет среди агрегатов, работающих в зоне номинальных нагрузок. При загрузке станции нагружался агрегат с наименьшим приоритетом среди агрегатов, работающих в зоне малых нагрузок. Гидроагрегату № 2 было присвоено значение 7-го приоритета.

При этом, как отмечено в «Акте…», при последней модернизации системы группового станционного регулятора алгоритм его воздействия на гидроагрегат и скорости переходных процессов при регулировании не согласовывались с заводом-изготовителем турбин (ЛМЗ).

─ При регулировании частоты и мощности не соблюдалась требуемая заводом-изготовителем скорость изменения нагрузки на отдельный агрегат в 30 МВт/сек. Так, при последнем переходном процессе с ГА-2 нагрузка в более чем 100 МВт была сброшена в доли секунды.

─ Диспетчер объединенного диспетчерского управления, отдавая команду на подключение станции к регулированию частоты и мощности в энергосистеме Сибири и Дальнего Востока, должен был знать, что станция на такое глубокое регулирование не способна.

Помимо того, что, как сказано выше, такая настройка ГРАМ этого не позволяла,  станция не могла участвовать в регулировании реактивной мощности: - агрегаты не могли переводиться в режим синхронного компенсатора из-за малой мощности воздушно-компрессорной установки для отжатия воды  под турбиной.

Не малую долю в регулировании могли взять на себя три поворотно-лопастные турбины мощностью 100 МВт каждая на площадке Майнской ГЭС, входящей в состав СШГЭС. Но эти турбины уже длительное время работали с отключёнными механизмами комбинаторной зависимости поворота лопастей. Работали в пропеллерном режиме. (Только в конце 2015 года «РУСГИДРО» сообщила о восстановлении этих механизмов на турбинах Майнской ГЭС).

 ─ Авария произошла при выполнении операций по вторичному регулированию частоты и мощности в энергосистеме страны. Это системные операции, в них должны участвовать практически все электростанции страны. Выполнение этих операций единственным агрегатом – ГА-2 СШГЭС стало для него роковым.

По правилам [7]: 1.1.2. Основным технологическим звеном энергопроизводства является энергосистема, представляющая собой комплекс электростанций, котельных, электрических и тепловых сетей (далее -энергообъекты), связанных общностью режима работы и имеющих централизованное оперативно-диспетчерское управление.

Такая организация эксплуатации оборудования на электростанциях (входящих Единую Энергосистему России), была апробирована десятилетиями. С реструктуризацией отрасли ЕЭС ликвидирована. Отрасль энергопроизводства раздроблена. Между раздробленными частями нарушены все связи, а не только связи по общности режимов.       

С учетом всего этого напрашивается вывод, что разрушение самой мощной в стране электростанции с одновременной гибелью 75-и человек обслуживающего и ремонтного персонала явилось следствием кумулятивного эффекта проведенной в стране энергореформы. (От лат. cumulo — накапливаю).

Ссылки:

1. Загадки Саяно-Шушенской катастрофы.  http://www.proatom.ru/modules.php?name=News&file=article&sid=6942 

2. Пресс-конференция руководителя Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору Н.Г. Кутьина по итогам расследования технических причин аварии на СШГЭС http://www.gosnadzor.ru/publikazii/press-konferentsiya-ng-kutina-po-itogam-rassledovaniya-tehnicheskih-prichin-avarii-na-sshges/

3. Акт технического расследования причин аварии, происшедшей 17 августа 2009 года

5. ГОСТ 27807-88. «Турбины гидравлические вертикальные. Технические требования и приёмка.

6. СО 34.35.524-2004. «Общие технические требования к системе ГРАМ гидроэлектростанций».

7. РД 34.20.501. «Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации».