Саяно-Шушенская катастрофа причины и сценарий

   Энергетика – одна из сущностных частей современной  технологической     цивилизации. Подобно языку, она, по своему предопределению, будет служить человечеству на всех дальнейших этапах его жизни
                Юрий Израилев, энергетик

  Ранее в [1] и [2] показана абсурдность заключения комиссии «Ростехнадзора» о причине аварии гидроагрегата №2 Саяно-Шушенской ГЭС вследствие усталости металла шпилек крепления крышки турбины. В этом своём  заключении комиссия полагалась на якобы большой напор (давление) под крышкой, усилием от которого порвало шпильки крепления крышки и выбросило ротор агрегата на высоту 10-и метров. 
  * - Это было первой и основной ошибкой (заблуждением) комиссии, уведшей её с правильного направления поисков причины трагедии. Комиссия неправильно понимала физическое определение напора. Она определяла напор давлением. В то время как в гидроэнергетике напор в метрах  – это не давление, это энергия. Удельная кинетическая энергия одного килограмма массы воды, падающего с высоты этих метров.
  А величину этого напора (давления) комиссия взяла не из показаний приборов КиП и автоматики, а из паспорта турбины.  Это надуманный комиссией факт, уведший её от реальной оценки событий.
  Фактически перед аварией давление под крышкой было в пределах, соответствующих нормальному режиму работы турбины, и создавало усилие на крышку значительно меньшее веса ротора. К тому же, с учётом конструкции рабочего колеса турбины, это усилие не поднимало ротор, а, наоборот, увеличивало его вес, прижимало его к крышке.
 
  Таким образом,  нет оснований, считать, что разрушение агрегата начиналось с разрыва шпилек крепления крышки турбины. С разгерметизации гидравлического тракта агрегата.
 
  В  [3] и [4] приведены прочностные характеристики самого слабого узла конструкции агрегата – узла крепления обода ротора главного генератора на его спицевом остове.
  Закрепление обода на спицах произведено парными встречными клиньями (разрезными шпонками), установленными с предварительным разогревом обода. Такая конструкция остова ротора и такое крепление обода на нём очень чувствительно к скручивающим динамическим нагрузкам, возникающим при переходных режимах работы агрегата.
  При вращении ротора реализуется основная формула распределения вращающих моментов и моментов сопротивления  вращению:
                «Mдв  = Mc + J • dw/dt», где:
 Мдв – движущий момент, передаваемый валу гидроагрегата, создаваемый потоком воды, проходящим через рабочее колесо гидротурбины;
 Мс – момент сопротивления (представляет собой сумму момента электрического, который составляет полезную нагрузку генератора,  и моментов, вызываемых, во-первых, сопротивлением трению в подшипниках, подпятнике и в вентиляции гидроагрегата, во-вторых, электрическими потерями и пр.);
 J – момент инерции ротора генератора;
 w – угловая скорость вращения ротора.
 Когда в процессе работы гидроагрегата уменьшается полезная нагрузка, являющаяся основной составляющей момента сопротивления, то равенство сразу же нарушается. Избыток движущего момента над моментом сопротивления идёт на увеличение составляющей  J • dw/dt , что резко увеличивает динамические скручивающие нагрузки на элементы спицевой конструкции остова ротора.

  Учитывая это, для выяснения причин катастрофы на Саянах, прежде всего, надо смотреть на  обстоятельства, при которых это случилось.  Ключевым обстоятельством является то, что в момент аварии гидроагрегата № 2 (с которого и началось разрушение станции) станция находилась под управлением регионального оператора и выполняла его команды по регулированию частоты и мощности в регионе Сибири и Дальнего Востока, с учётом перетоков в европейскую часть страны через Казахстан. А главным и единственным исполнителем (солистом) этих команд был гидроагрегат № 2 (ГА-2).

   О регулировании.

  Недостаточно выработать электроэнергию, необходимо, чтобы она имела нормальное качество – частоту и мощность. Поэтому при выработке и поставке энергии должна функционировать система регулирования этих параметров.

  Процесс регулирования частоты и мощности в масштабах всей энергосистемы разделяется на три этапа:
  ; Первичное регулирование частоты, обеспечивающее стабильность частоты, т.е. удержание отклонений частоты в допустимых рамках при нарушении общего баланса мощности в любой части энергосистемы;
  ; Вторичное регулирование, обеспечивающее восстановление нормального уровня частоты и плановых режимов обмена мощностью между частями энергосистемы или регионами;
  ; Третичное регулирование, под которым можно понимать оперативную корректировку балансов мощности регионов с целью оказания взаимопомощи регионам и предотвращения опасных перегрузок транзитных линий электропередачи.

  Как правило,  процесс регулирования должен быть автоматическим под воздействием местных и центральных регуляторов.

   В целом процесс регулирования – это мероприятие системное. В нём должны участвовать все источники энергии, работающие в данный момент времени. Нахождение генераторов мощности в «холодном» или «горячем» резерве – это тоже участие в регулировании. Такой «коллективизм» преследует основную и главную цель: - агрегаты, участвующие в регулировании, не должны выходить за рамки безопасных режимов их работы.

  Управление гидроагрегатами на электростанциях, участвующих в регулировании, производится системами группового регулирования активной мощности (ГРАМ).
В соответствие с [5] система ГРАМ должна настраиваться следующим образом (п. 2.2. [5]):  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, то-есть приоритетного при разгрузке станции.

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

  Как видно, с учетом изложенного, на момент аварии станция была не способна на глубокое регулирование с глубокой индивидуальной нагрузкой и разгрузкой гидроагрегатов.   

  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  из под турбины.

  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» сообщило о восстановлении этих механизмов на турбинах Майнской ГЭС).

  Фактически на день аварии в энергосистеме Сибири и Дальнего Востока только две гидроэлектростанции могли участвовать во вторичном и третичном регулировании: Усть-Илимская ГЭС с её 16-ю гидроагрегатами по 240 МВт каждый  и Братская ГЭС с её 18-ю гидроагрегатами по 250 МВт каждый. При этом Усть-Илимская ГЭС отключилась от регулирования по причине реконструкции ГРАМ, а на Братской ГЭС накануне дня аварии случился пожар на оптоволоконной линии связи с объединенным диспетчерским управлением в Кемерово.   

  И диспетчер объединенного диспетчерского управления, отдавая команду на подключение Саяно-Шушенской ГЭС к регулированию частоты и мощности в энергосистеме Сибири и Дальнего Востока, с учётом перетоков в европейскую часть страны через Казахстан, должен был знать, что станция на такое глубокое регулирование не способна.

  Именно это решение и привело станцию к катастрофе.

  В итоге в процессе такого глубокого регулирования на ГА-2  несколько раз ударно сбрасывалась нагрузка со скоростью намного большей допустимой - 30 МВт/сек. При каждом таком сбросе усилием ударного скручивающего спицы момента «J • dw/dt» ослаблялся узел крепления обода ротора генератора на спицевом остове. При этом резко  возрастала двойная амплитуда горизонтальной вибрации направляющих подшипников. Так, перед предпоследним сбросом амплитуда горизонтальной вибрации направляющего турбинного подшипника доходила до 600 микрон. А при последнем сбросе она уже достигла 800 микрон.

  На рисунках Рис.2 и Рис.3 показаны результаты последнего такого ударного сброса нагрузки. С него и начиналось разрушение  агрегата №2 [6].

  В процессе разрушения агрегата выделяются отдельные моменты – своеобразные событийные «реперные точки»:

• Время 08.13. 23.750. (Рис.3) Г2-Р (красная линия тренда) - электрическая мощность генератора.
  Это последний опасный ударный сброс нагрузки: - за 1,5 секунды сбрасывается нагрузка в105 МВт.

• Время 08.13.25.199.  (Рис.2) (красная линия тренда) – вертикальная вибрация опоры пяты.
  Ударно возрастает двойная амплитуда вертикальной вибрации опоры пяты. С нормальной в 120 микрон она подскакивает до 2000 микрон. Датчик зашкаливает.

  * - Комиссия идентифицировала эти показания как выброс (взлёт) ротора агрегата из шахты. Это было второй основной ошибкой комиссии.
   Это мгновение – «08.13.25.199» -  комиссия определила как тот «ослепительный миг, разделивший прошлое с будущим». В него комиссия вместила весь сценарий катастрофы: - И моментальный разрыв всех шпилек крепления крышки турбины; И выброс ротора всего агрегата вместе с крышкой и верхней крестовиной на высоту 10-и метров; И моментальный излом всех 20-и лопаток направляющего аппарата по их верхним цапфам диаметром 300 миллиметров; И моментальное затопление машинного зала станции.

  Собственно, на этом и закончилось расследование. Дальнейшие, более поздние показания приборов КиП и автоматики комиссией были проигнорированы.

  Здесь комиссия не учла тот факт, что чувствительный элемент пружинного датчика вертикальной вибрации опоры подпятника одинаково реагирует и на ударную нагрузку (взлёт ротора), и на ударную разгрузку (падение ротора).  Поэтому фактически ударное возрастание амплитуды вертикальной вибрации опоры свидетельствовало не о взлёте ротора, а о начале сползания (падения) обода ротора генератора со спицевого остова.

  К тому же, здесь необходимо отметить, что разрушение агрегата уже началось, а гидравлическая схема работает в своём обычном режиме. На трендах показаний давления (Рис. 2 [1]) видно: - В спиральной камере сохраняется штатное давление Р=21,6 кгс/см2; Под крышкой турбины сохраняется давление Р=3,4 кгс/см2; В отсасывающей трубе давление Р=1,1 кгс/см2. Разгерметизации гидравлического тракта нет, следовательно, шпильки крепления крышки турбины ещё целы и невредимы.
   
• Время 08.13.25.500. (Рис.3) XG1 (серо-зелёная линия тренда) – частота вращения тахогенератора.
Скачкообразно изменяется частота вращения тахогенератора, ротор которого является продолжением ротора агрегата. При этом частота тока снимаемого с шин статора генератора остаётся номинальной.

   Что это за событие?

  Комиссия определила это как воздействия усилий при взлёте ротора. А фактически это был момент проворачивания (прокручивания) освободившегося остова относительно сползшего с него (упавшего) обода ротора генератора. Посадочное крепление парными клиньями окончательно ослабло, и обод ротора окончательно освободился от крепления на спицах остова.

   Авария перешла в дальнейшую активную фазу развития.

  Обод ротора с насаженными на него полюсами – это  крупногабаритная 730-ти-тонная конструкция, собранная из шихтованной (Das Schicht - слой, пласт) и спрессованной электротехнической стали.  Наружный диаметр обода 11,8 м. по полюсам и 11 м. по ободу.
  Это огромный маховик с моментом инерции (маховым моментом) J = 23746900 кгс•м2. При вращении со скоростью 142,8 об/мин. его кинетическая энергия
Еоб = 2653745759 кг•м2/сек2(джоулей), а линейная скорость = 88  м/сек (316,8 км/час). Это энергия курьерского поезда, мчащегося со скоростью 300 км/час.
  Для сравнения: энергия потока, проходящего через турбину в момент аварии, была в 5,6 раза меньше энергии вращающегося обода, а энергия «свободного» потока (когда турбина вышла из своей рабочей камеры) – в 1,7 раза.

   И с момента – 08.13.25.500 - эта огромная энергия становится неуправляемой.

• Время 08.13.26.800. (Рис.3) XG1 (серо-зелёная линия тренда) – частота вращения тахогенератора; Г2-Ir (голубая линия тренда) – ток ротора (возбуждения).
  Исчезают сигналы с тахогенератора. Рвётся цепь тока возбуждения.
  Диск тахогенератора установлен на торце надставки вала ротора агрегата. Надставка крепится болтами к ступице ротора электрогенератора. Ниже на этой надставке находятся токосъёмные кольца тока возбуждения. И исчезновение сигналов тахогенератора и тока возбуждения свидетельствуют о сломе надставки по её фланцевому разъёму со ступицей ротора генератора.

  Так же на надставке находится верхний направляющий подшипник. И с его уходом уже ни что не удерживает ось вала агрегата в строго вертикальном положении.

• Время 08.13.27.800. (Рис.3) Г2-Р (красная линия тренда) – электрическая мощность генератора.
  Воздушный зазор между полюсами на ободе ротора и обмоткой на статоре всего 30 мм. Исчезновение сигнала электрической мощности говорит о том, что этот зазор выбрался и обод  при своём вращении коснулся обмотки статора. Статор главного генератора разрушается.
  Но перед этим происходит событие, не зафиксированное приборами КиП и автоматики. Разрушается конструкция установки и раскрепления верхней крестовины (фиолетовый цвет на рис.1).
  На крестовине установлен статор вспомогательного генератора (возбудителя) (зелёный цвет на рис.1). А ротор (голубой цвет на рис.1) возбудителя закреплён на ступице ротора основного генератора. Здесь зазор между ротором и статором возбудителя значительно меньше 30-и мм, как на основном генераторе, поэтому разрушительное касание происходит раньше.
  После такого касания саму крестовину отбрасывает на соседний ГА-1 генератор. Рядом с ней лежит фрагмент корпуса статора возбудителя.

   Таким образом, момент 08.13.27.800 был моментом окончания полного разрушения электрической части гидроагрегата.

  При этом гидравлическая схема агрегата оставалась целой. Во всех её элементах, где были установлены пьезометры, сохранялось штатное давление. Признаков усталостного разрушения шпилек крепления крышки турбины не наблюдалось. 
  Турбина продолжала работать, а деформированные спицы остова ротора генератора, касаясь внутренней поверхности упавшего на тормозные домкраты обода, продолжали поддерживать и его вращение.

  И только в момент 13.28.000 – 13.29.000 начинается разгерметизация гидравлической схемы. Резко падает давление под крышкой турбины, в отсасывающей трубе и в спиральной камере (Рис. 2 [1]). Это свидетельствует о начале раскрытия фланцевого разъёма крышки турбины с её статором. О начале разрушения шпилек крепления крышки. 

   С момента падения обода ротора со спиц остова прошло 4 секунды.

  Из указанного видно, что шпильки рвались не от усилий от давления под крышкой турбины, как утверждала комиссия.

   Так, какие силы их разрывали?:

  Гидроагрегаты Саяно-Шушенской ГЭС зонтичного типа. На них ротор агрегата опирается не на специальную несущую крестовину, а на крышку турбины.   И крышка – это не просто крышка, а несущая конструкция, представляющая собой башню высотой 6 метров. На вершине башни находится опорный подшипник подпятника ротора. На него опирается ступица ротора. Общая высота башни с насаженным на неё ротором составляет 12 метров. Башня несёт нагрузку от веса ротора агрегата в 1700 тоннсил и силы тяжести массы потока воды, падающей на лопасти турбины.
  Фланцевый разъём крышки со статором турбины – это основание этой башни. Собственно основанием является фланец крышки, а ответный фланец на статоре турбины это фундамент под основание. И шпильки крепления крышки к статору турбины являются как-бы фундаментными болтами. Основная их функция – не гидроуплотнение разъёма, а удержание башни от раскачивания.  Для гидроуплотнения разъёма достаточно усилий от веса самого ротора и веса самой башни.
  Удерживающие башню в строго вертикальном положении усилия создаются путём затяжки гаек на шпильках до величины остаточных напряжений в них в 150 мегапаскаль (МПа), что создаёт усилие в шпильке в 67 тс. Общее усилие затяжки 80-и шпилек - Nзатяжки=5400 тс.

  Упав на тормозные домкраты, обод ротора генератора на них не удержался.  Он стал заваливаться в сторону левый берег-верхний бьеф. Такая траектория падения зафиксирована положением оставшихся после разрушения фрагментов ротора и башни.

  Падая, обод ротора увлекает за собой спицевый остов, насаженный на вал агрегата, и саму башню. В шпильках,фундаментных болтах, к напряжениям от затяжки гаек прибавляются напряжения от усилий при падении башни. Но основными усилиями, разорвавшими шпильки, были усилия от выворачивания (выламывания) рабочего колеса турбины (зелёный цвет на рис.1) из его рабочей камеры. Когда оно при вращении своим верхним ободом упирается в крышку во время падения башни.

  Свидетельством того, что шпильки разрушались именно по такой схеме, является место разрыва шпилек по их высоте в зависимости от их расстановки по периметру фланца. Со стороны противоположной направлению падения обода разрушилось 76 шпилек. Из них: на 46-и шпильках сорваны верхушки вместе с гайками, 24 шпильки оборваны на выходе резьбы из опорного кольца, на 6-и шпильках сорваны только гайки. А на стороне направления падения обода в нижнем фланце вырван фрагмент опорного кольца размером 1400 мм. с 4-я неповреждёнными шпильками и гайками на них. При разрушении по такой схеме это - «зона долома». Над этой «зоной» имеются вмятины в облицовке стенки шахты от наклона крышки - башни в сторону падения обода.

  Что верхний обод рабочего колеса при вращении упирался в крышку, свидетельствует наличие на поверхности изломов и прилегающих к изломам участках цилиндрической поверхности шпилек цветов побежалости. Цвета побежалости стали — радужная окраска, появляющаяся на чистой поверхности нагретой при трении стали в результате образования на ней тончайшей окисной плёнки. На поверхности старой трещины всегда имеется толстый слой окислов, и кислороду трудно «добраться» до железа в составе стали. На фото шпилек видно, что кислород все-таки вошел в химсоединение с железом. Следовательно, поверхность излома была «чистой» — поверхность только что образовавшейся трещины. Старых трещин — трещин усталости на поверхности изломов не было.

  Какая была температура нагрева при реакции окисления железа?
Толщина пленки зависит от температуры, а температура обуславливает цвет. На фото цвет пленки из светло-синего переходит в синий. Для углеродистой стали — это температура порядка трёхсот градусов. В синих участках просматриваются коричневые — ~250°С.

   Следовательно, нет оснований говорить о длительном (усталостном) разрушении шпилек.

• Время 08.15.34 (Рис.4). Удар фонтана из шахты турбины.

   С этого момента авария (разрушение агрегата) переходит в статус техногенной катастрофы.

   С момента начала разрушения агрегата прошло 129 сек. (2 мин. 9 сек.). С момента начала раскрытия фланцевого разъёма крышки со статором турбины – 125 сек. (2 мин. 5 сек.).
 
   Именно это событие, неожиданный фонтан из шахты турбины, и породило загадочность причин катастрофы. Именно оно и привело к такому абсурдному заключению комиссии, будто шпильки разрушались от большого давления в камере рабочего колеса турбины. 

   Как это происходило:

  Турбина работает в потоке воды, падающей с высоты напора Н=212,04 м. Падая с такой высоты, при заходе в камеру рабочего колеса, скорость потока составляет 64 м/сек. Проходя между колоннами статора турбины, поток закручивается в горизонтальной плоскости.
  Выходные окна из статора турбины утоплены относительно уровня нижнего бьефа на 11 м. Когда турбину силой падающего обода ротора генератора вывернуло из рабочей камеры, поток не прекратился. И в шахте турбины (пространство, где фигура нижнего рабочего на Рис.1) образовался столб закрученного потока высотой 11 м. Выше уровня нижнего бьефа столб потока не поднимался. Вода, теряя в потоке скорость, уходила вниз через отсасывающую трубу. (Схема гидроциклона).
  Поток, действуя на турбину снизу, продолжал её вращать. Вращался и обод ротора. Падая в сторону левого берега и вращаясь, обод разрушал железобетонную стенку шахты электрогенератора (пространство, где фигура верхнего рабочего на Рис.1). «Картечь» из железобетонных фрагментов разрушаемой стенки, разлетаясь со скоростью 80 м/сек, поражала всё вокруг ГА-2 и вокруг его ячейки. Основной объём повреждений и разрушений оборудования и конструкций пришелся на этот временной промежуток. Поток воды в этих разрушениях не участвовал.

   Когда разрушение стенки шахты генератора закончилось, обод ротора упал в шахту турбины. Время 08.15.34.

  По форме обод ротора это огромный отрезок трубы – патрубок. Упав в шахту под углом 45 градусов, он своим нижним торцом разделил живое сечение потока надвое. Поток со стороны правого берега входил во внутреннюю полость обода, левобережный поток омывал наружную его поверхность.

   Именно правобережная часть потока и сформировала  этот катастрофический фонтан (Рис.4).

  Фонтаном разрушены только перекрытие и ажурные стены трёх пролётов здания машинного зала ГЭС. Перекрытие зала рассчитаны только на снеговую нагрузку сверху. На нагрузки снизу оно не рассчитывалось.

Ссылки

  1. «Нагрузки и воздействия при разрушении гидроагрегата» Геннадий Рассохин/Проза.ру, 03.03.2025
  2. «Две неопознанные аварии» Геннадий Рассохин/Проза.ру, 08.03.2025
  3. «Катастрофа на Саянах: устали не шпильки, а шпонки» Геннадий Рассохин/ Проза.ру, 15.03.2025
  4. «С чего начиналось разрушение второго гидроагрегата» Геннадий Рассохин/ Проза.ру,22.03.2025
  5. СО 34.35.524-2004. «Общие технические требования к системе ГРАМ гидроэлектростанций».
  6. «Об интерпретации событий на Саяно-Шушенской ГЭС». Олег Башнин, д.т.н., главный специалист по ГЭС «Ракурс-Инжиниринг»