|
\Продолжаем обсуждение беспрецедентной для мировой гидроэнергетики по масштабам и ущербу аварии на Саяно-Шушенской ГЭС 17 августа 2009 г. Этой теме в ноябре было посвящено специальное расширенное заседание Ученого совета Института систем энергетики им. Л.А. Мелентьева, а также научная сессия Восточно-Сибирского отделения Академии проблем водохозяйственных наук. С основным докладом и там, и там выступили старшие научные сотрудники ИСЭМ СО РАН Владимир Савельев и Людмила Чудинова; краткое содержание доклада ниже. Также публикуем материал ведущего научного сотрудника ИСЭМ Александра Кошелева, проблема в нем рассмотрена шире.
\САЯНО-ШУШЕНСКАЯ ГЭС: прошлое и настоящее
Общие сведения. САЯНО-ШУШЕНСКАЯ (СШ) ГЭС имени П.С. Непорожнего (пос. Черемушки, Республика Хакасия) с контррегулятором Майнской ГЭС - крупнейший гидроэнергетический объект России. Его установленная мощность равна 6721 МВт. Из них 321 МВт на Майнской. Среднемноголетняя выработка электроэнергии – 23,4 (1,7) млрд. кВт.ч. Решение о строительстве СШГЭС принято в 1961 г. Первоначально намечалось завершить его к 1970 г., т.е. к 100-летию со дня рождения В.И. Ленина. Этим объясняется вторая часть ее названия. Фактически агрегат 1 с временным рабочим колесом введен в 1978, заменен в 1986 г., а агрегат № 2 - в 1979 и 1986 г. соответственно. Последние 9-й и 10-й агрегаты и Майнская ГЭС - в 1985 г. В постоянную эксплуатацию комплекс принят только в 2001 г.
Основное сооружение Саяно-Шушенского гидроузла - бетонная арочно-гравитационная плотина высотой 242 м и длиной по гребню 1074 м. Здание ГЭС - приплотинное - оснащено десятью агрегатами. Водослив - в верхней части напорный и далее открытый, "трамплинного" типа. Вода с его носка отбрасывается примерно на 100 м.
Нормальный подпорный уровень Саянского водохранилища - 539 м, глубина сработки - 39 м, полезный объем - 14,71 км3. Напор гидроузла - 175-220 м. Небольшое водохранилище контррегулятора Майнской ГЭС в принципе снимает все ограничения на изменение мощности СШГЭС и создает для нее возможности неограниченного суточного и недельного, а также годового регулирования стока. По проекту СШГЭС, как и Братская, рассчитана на работу в маневренном режиме.
Предпосылки аварии. Ограниченные сроки и жесткий контроль за их соблюдением со стороны партийного руководства привели к серьезным просчетам и недостаткам в проекте, организации и качестве строительных работ, качестве основного и вспомогательного оборудования. Вовремя не выявленные или неустраненные, они привели к нарушениям безопасности сооружений гидроузла и надежности оборудования. Этими причинами объясняются инциденты с разрушением цементной противофильтрационной завесы, а также целостности тела плотины и водобойного колодца. С ними в конечном счете связана и происшедшая 17 августа 2009 г. авария на агрегате № 2. Причем недостатки проекта СШГЭС обусловили и каскадный характер последовавших за ней разрушений других агрегатов.
Трудноустранимые недостатки в конструкции и дефекты в изготовлении гидротурбинного оборудования СШГЭС выявились уже в первые годы ее эксплуатации. Необходимость замены всех рабочих колес не позволила принять ГЭС в эксплуатацию в 1991 г. Это требование зафиксировано и в приемном акте, подписанном А.Чубайсом в 2001 г. Это не сделано до настоящего времени, и только благодаря напряженной работе руководства и персонала станции и огромным затратам удалось обеспечивать работоспособность ее турбинного оборудования в течение нормативного срока его службы.
Однако физический износ, снижение по разным причинам уровня эксплуатации и качества ремонтов и явные недосмотры привели к катастрофе. Механизм аварии, происшедшей 17 августа 2009 г. на агрегате № 2, до конца не выяснен. Ее конечной причиной стало разрушение крепления крышки турбинной камеры, но причины мгновенного разрушения многих шпилек неизвестны. Из изученных 49 штук 6 оказались целыми, другие 6 не имели даже следов гаек, остальные потрескались в среднем на 62 % их поперечного сечения. Представляется, что состояние шпилек выпало из поля зрения технического руководства станции, и их прочность в процессе эксплуатации не контролировалась.
Установлено, что негативное воздействие на указанные шпильки (и другие элементы всех гидротурбин) оказывают вибрации при нагрузке агрегатов в диапазоне примерно 200-400 МВт (это зависит от действующего напора). При работе в этой зоне возрастают гидродинамические дисбалансы в проточной части турбин, увеличиваются пульсации давления, возникают кавитация и гидравлические удары в отсасывающей трубе. Это сопровождается вибрациями элементов, особенно лопастей гидротурбин, их деформациями, перенапряжениям в металле, разрушениями поверхностей с образованием трещин, каверн и даже отрывами участков лопастей.
Такие трещины и каверны выявлены в 1983 г., а после заполнения водохранилища в 1991 г. трещинообразование на всех гидротурбинах ГЭС приобрело лавинообразный характер. Когда величина вибраций превышала допустимые пределы, агрегаты останавливали на капитальный ремонт, заваривали трещины специальными электродами и шлифовали их.
Бесконечно это продолжаться не могло. Так, при последнем капитальном ремонте аварийного агрегата № 2 в марте 2009 г. снизить величину вибраций ниже предельно допустимой не удалось. Несмотря на это, в день аварии на него возложили регулирование нагрузки в объединенной энергосистеме Сибири. При этом он пересек опасную зону 6 раз, а авария произошла в момент, когда он был освобожден от указанной функции, и его нагрузка снижалась ниже верхней границы этой зоны (примерно 400 МВт).
Хроника аварии. Как показали видеозаписи, авария на агрегате № 2 произошла в 8 часов 13 минут 17. 08.09 и длилась всего 5 секунд. За это время сорвало крышку турбинной камеры (полагают, что в этом виноват фазовый резонанс - известное явление "шимми" и резкое повышение давления в камере); крышка вместе с ротором генератора и вспомогательным генератором (рабочее колесо осталось в шахте турбины) общим весом более 1000 т была подброшена на высоту 14 м и поставлена "на ребро". Вращаясь, они разрушили верхние части агрегатов № 3 и № 4, заднюю стену здания ГЭС, опорные пути мостового крана, силовые трансформаторы агрегатов № 2 и № 3. колонки управления, маслонапорные установки, коммуникационные сети и накрыли агрегат № 1.
Вода из водовода агрегата 2 заполнила весь машинный зал. Короткие замыкания вывели из строя генераторы других работающие агрегаты, и автоматика отключила станцию от ОЭС Сибири. При этом были обесточены все системы собственных нужд и управления. Поступление воды в машзал прекратилось только в 9 ч.30 мин. после закрытия в ручном режиме аварийных затворов всех агрегатов. В 11ч. 50 мин. были открыты затворы водослива, что предупредило возможность переполнения водохранилища.
Самым трагическим последствием аварии стала гибель 75 человек.
Экономические потери от указанных разрушений Государственная комиссия оценила в 7 млрд. рублей. Дополнительно ежегодно из-за потери выработки в течение срока восстановления ГЭС будет теряться до 1,5 млрд. рублей. В это же время затраты на восстановление определены в 40 млрд. рублей !
Был нанесен и экологический ущерб: в Енисей было выброшено 50 т технических масел.
Причины каскадного развития аварии. Хотя в начале был разрушен только агрегат № 2, эксперты считают, что это могло произойти с любым другим агрегатом и практически с теми же последствиями для ГЭС в целом. Это объясняется как ошибками, допущенными при проектировании ГЭС, так и внешними и внутренними условиями ее эксплуатации, сложившимися в последние десятилетия.
Самая серьезная ошибка проекта СШГЭС состоит в ненадежности системы аварийного останова агрегатов. При отсутствии турбинных затворов она включает только направляющие аппараты и аварийные затворы в головной части турбинных водоводов. При этом лопатки направляющих аппаратов имеют электромеханический привод (индивидуальные сервомоторы и масляные насосы). При потере питания собственных нужд они оказались неработоспособны. При рассматриваемой аварии сработал только направляющий аппарат агрегата № 5, что спасло его гидротурбину от разрушения. Аварийные же затворы на плотине - последний рубеж аварийной защиты - также не имели резервного питания, и при обесточивании системы собственных нужд их пришлось опускать вручную, что заняло почти 1,5 часа. Это усугубило трагические последствия аварии. Имелись недостатки в автоматизированной системе управления станции. В частности, отсутствовал автоматический контроль за состоянием агрегатов и их вибрацией. Не было и визуального контроля.
Понижение уровня эксплуатации станции и качества ремонтов в значительной мере связано с изменениями условий ее работы в результате реорганизации управления и рыночных реформ в электроэнергетике России. Став филиалом открытого акционерного общества "РусГидро (ГидроОГК)", СШГЭС потеряла финансовую самостоятельность. Управление ею было подчинено получению максимальной прибыли. Последнее требование записано в уставах всех ОАО. В результате экономились средства на техническое обслуживание и оплату труда персонала. Естественно, не нашлось средств и для замены рабочих колес.
С рыночными преобразованиями в электроэнергетике связан и переход СШГЭС на новые стандарты оценки состояния основного оборудования гидроэлектростанций, разработанный РАО "ЕЭС РФ". При этом нормативно-правовая база нового подхода к управлению в электроэнергетике во многом еще не создана.
СШГЭС В ОЭС Сибири. Как уже говорилось, вероятность происшедшей аварии возникла при ускоренном создании уникального гидротурбинного оборудования. При этом стремились сохранить первенство СССР по установленной мощности ГЭС, достигнутое крупнейшими волжскими, а потом Братской и Красноярской гидроэлектростанциями. Но эта гонка было проиграна: американцы опередили нас путем простой перемаркировкой агрегатов на действующей ГЭС Грэнд Кули.
Невостребованной оказалась и мощность Саяно-Шушенской ГЭС в ОЭС Сибири. При недостаточности местной нагрузки и пропускной способности линий электропередач, связывающих Станцию с энергообъединением, значительная часть ее мощности (до 2000 МВт) до сих является "запертой", т.е. не может активно участвовать в энергетических балансах ОЭС. По этой же причине многие годы терялась и часть выработки ГЭС, вода вынужденно сбрасывалась через водослив.
Конечно, агрегаты СШГЭС при этом не стояли, что позволяло эксплуатационникам маневрировать их загрузкой и свободно проводить ремонты. Но бесспорно, выход из строя такого мощного источника электроэнергии, каким является СШГЭС, создал трудности в работе всей ОЭС Сибири. Спасает ее от дефицита только помощь Европейской части Единой энергосистемы России и Национальной ЭЭС Казахстана.
С учетом сказанного, авария на Саяно-Шушенской ГЭС должна рассматриваться как сигнал о неблагополучии с безопасностью в гидроэнергетике страны и о необходимости принятия неотложных мер по ее преодолению. Отдельные такие меры намечены в Акте Государственной комиссии и уже реализуются.
|
