Теплофизика высоких температур, 2021, T. 59, № 6, стр. 964-968

По масштабу, последствиям, влиянию на энергообеспечение Сибири и социально-экономические условия авария, которая произошла 17 августа 2009 г. в 8 ч 13 мин на крупнейшей гидроэлектростанции России и одной из самых мощных в мире – Саяно-Шушенской ГЭС (СШГЭС), является крупной техногенной аварией. Погибло 75 человек, произошла потеря 6400 МВт мощности, возникла угроза обледенения плотины в зимний период времени, с рисками ее повреждения и возникновения волны затопления на сотни километров [1].

Для организации аварийно-восстановительных работ, обеспечения надежности гидротехнических сооружений, восстановления и ввода в эксплуатацию СШГЭС была создана Правительственная комиссия под руководством заместителя Председателя Правительства РФ И.И. Сечина, которая в рекордные сроки обеспечила решение сложнейших задач. Работы по СШГЭС находились на постоянном контроле В.В. Путина, который много раз бывал непосредственно на СШГЭС. Знакомился с состоянием дел, проводил рабочие совещания с руководителями и участниками работ. На разных этапах в этих работах принимали участие и получили огромный опыт С.И. Шматко, Н.Г. Кутьин, В.М. Зимин и другие руководители, в том числе А.В. Новак и Н.Г. Шульгинов, которые в настоящее время являются заместителем Председателя Правительства РФ и Министром энергетики РФ соответственно. Справедливо отметить ключевую роль И.И. Сечина, который организовал определение, постановку и оптимальное решение уникального комплекса проблем, не имеющих аналогов в мировой практике гидроэнергетики (рис. 1). Как членам Правительственной комиссии и комиссии Ростехнадзора авторам это хорошо известно.

Рис. 1.

Председатель Правительственной комиссии, заместитель Председателя Правительства РФ И.И. Сечин и члены комиссии на Саяно-Шушенской ГЭС.

Было очевидно, что без глубокого междисциплинарного научного исследования причин и условий возникновения техногенной аварии нельзя будет выйти на оптимальные решения по ликвидации ее последствий, восстановлению станции и обеспечению условий надежного функционирования всей гидроэнергетики. Как показывает длительный опыт развития техники, промышленности и энергетики, глубокое осознание важности и роли науки быстро приходит, когда возникают кризисные ситуации, аварии, пандемии. Авария на СШГЭС в этом смысле не была исключением.

Российская Академия наук активно включилась в работы на СШГЭС. Энергетика, в том числе и гидроэнергетика, относятся к сфере научных интересов Секции энергетики, входящей в состав Отделения энергетики, машиностроения, механики и процессов управления РАН (ОЭММПУ РАН). В немалой степени осознанию важности научного подхода в решении вышеуказанных проблем способствовали высокий личный авторитет академика В.Е. Фортова (рис. 2) в научных, инженерно-технических и управленческих кругах, активная позиция академиков Ю.С. Васильева, А.А. Саркисова, В.А. Глухих, С.В. Алексеенко, О.Н. Фаворского, Э.Е. Сона и других членов Секции энергетики и ОЭММПУ РАН.

Рис. 2.

Академик В.Е. Фортов – научный руководитель от РАН на СШГЭС.

Академиком-секретарем Отделения и членом Секции энергетики был тогда академик В.Е. Фортов. Он представлял Российскую Академию наук, координировал и руководил научным обеспечением всего комплекса работ от установления причин аварии, обеспечения надежности, разработки и создания нового оборудования, восстановления и запуска в эксплуатацию. Академик Фортов неоднократно в тот период времени приезжал на СШГ-ЭС, в том числе и в первые дни после аварии, принимал личное участие в разработке и представлении результатов исследований и рекомендаций как на станции, так и в Правительстве РФ. Важная работа по изучению причин и условий развития аварии в условиях ГЭС была выполнена при его участии и под его руководством экспертной группой РАН, оперативное управление работой которой было возложено на члена-корреспондента РАН Н.А. Махутова (ОЭММПУ РАН) [2–4].

Саяно-Шушенская ГЭС им. П.С. Непорожнего расположена на границе Республики Хакасия и Красноярского края, в верховьях р. Енисей (рис. 3). Плотина имеет высоту 242 м и длину по гребню 1074 м. Объем водохранилища – более 30 км³. Установленная мощность ГЭС – 6400 МВт. Десять гидроагрегатов ГЭС имеют номинальную мощность 640 МВт каждый при расчетном напоре 194 м. Общая пропускная способность турбин 3400–3600 м³/с. В 2000 г. было официально завершено строительство, которое началось в 1963 г. (при этом включение в сеть первого гидроагрегата с временным рабочим колесом на пониженном напоре состоялось в 1978 г.) [5].

Рис. 3.

Общий вид Саяно-Шушенской ГЭС.

Десять гидроагрегатов ГЭС объединяли гидротурбину и генератор. Гидравлическая турбина типа РО230/833-В имеет параметры: мощность номинальная – 650 МВт, нормальная частота вращения – 142.8 об/мин, разгонная частота – 280 об/мин, диаметр рабочего колеса – 6.77 м, масса турбины – 154 т. Гидрогенератор типа СВФ1285/275-42 имеет параметры: полная мощность – 711 MB A, напряжение – 15.75 кВ, диаметр расточки ротора – 11.85 м, масса генератора – 1790 т, масса ротора – 912 т. Эксплуатация под управлением группового регулирования активной и реактивной мощности (ГРАРМ) проводилась с многократным переходом не рекомендованных зон работы (210 раз), в день аварии – 6 раз.

Накануне аварии девять агрегатов СШГЭС работали под автоматическим управлением. Агрегат ГА-2 был введен в работу под автоматическим управлением в качестве приоритетного в 23:14 (16.08.2009 г.). В период времени с 23:14 (16.08.2009 г.) до момента аварии в 8:3 (17.08.2009 г.) агрегат ГА-2 пять раз проходил нерекомендуемую режимную зону II, которая характеризуется повышенным уровнем динамических нагрузок и вибраций. Во время шестого прохода зоны II произошла авария (рис. 4).

Рис. 4.

Вид гидроагрегата ГА-2 после аварии.

Произошел обрыв крепления крышки турбины и выталкивание вверх многотонного агрегата. Большой объем воды, который успел поступить до закрытия затвора, затопил машинный зал. В результате аварии часть машинного зала была разрушена, несколько агрегатов были повреждены, часть агрегатов, электротехническое и вспомогательное оборудование были залиты водой и вышли из строя. Вес “поднявшейся вверх” части агрегата ~1700 т (колесо турбины – 154 т, крышка турбины – 379 т, ротор генератора – 912 т, вал с подшипниками и подпятником – 242 т).

Крышка турбины крепилась 80 шпильками М80. Материал шпилек – Ст35 с пределом прочности 530 МПа. Большинство разрушившихся шпилек имели усталостный характер, свидетельствующий о разрушении в условиях действия переменных нагрузок (асимметричного усталостного нагружения). Шесть шпилек имели полную длину и сохранили резьбу, что с учетом особенностей конструкции крепления крышки турбины и его разрушения может свидетельствовать об отсутствии (самоотвинчивании) на них гаек в момент разрушения. Средняя площадь усталостного излома обследованных шпилек составляла ~65%, что говорит о временном характере развития усталостных трещин. В определенной степени время роста усталостной трещины должно коррелировать с временем роста вибрации (рис. 5).

Рис. 5.

Изменение вибрации со временем.

Над выяснением причин возникновения, характера и условий развития аварии работало большое количество ученых, специалистов и инженеров, представляющих академическую, вузовскую и отраслевую науку, промышленность и эксплуатацию. Их работа и выводы в очередной раз подтвердили ключевое значение глубокого знания и понимания фундаментальных основ физических процессов и явлений, протекающих в сложном оборудовании. Без этого невозможны разработка, создание и обеспечение эффективной и надежной эксплуатации гидрооборудования и гидротехнических сооружений. Для гидроагрегата это сложная комбинация гидродинамики, механики конструкций и материалов, материаловедения, электромагнетизма, процессов управления и других областей науки применительно к многокомпонентной динамической системе, имеющей большую массу и габариты.

Крупногабаритный массивный ротор при вращении является одним из основных источников возникновения вибраций. Нормируемым показателем вибрационного сигнала является размах перемещений ротора (их двойная амплитуда). Кроме источников вибрации, характерных для электромеханической динамической системы, какой является гидроагрегат, рассматривались внешние источники вибрации. Учеными СО РАН подробно исследовался вопрос корреляции сейсмических воздействий и вибрационного состояния гидроагрегата [6].

Гидродинамические процессы в гидравлическом тракте, которые в течение ряда лет исследовались в совместных работах Института теплофизики СО РАН и “Силовых машин”, также приводят к возникновению дополнительных, в том числе переменных и динамических, нагрузок на конструктивные элементы гидроагрегата. При прохождении потока через рабочее колесо гидротурбины возникают нестационарные гидродинамические процессы в виде вихревых дорожек, сбегающих с выходных кромок лопастей (рис. 6). Такого рода пространственные эффекты на кромках лопастей относятся к вихрям Кармана.

Рис. 6.

Вихри Кармана на выходных кромках лопастей рабочего колеса радиально-осевой гидротурбины.

В гидравлическом тракте гидроагрегата высоконапорной ГЭС, включающем спиральную камеру, направляющий аппарат, рабочее колесо и отсасывающую трубу, происходят сложные нестационарные процессы, которые приводят к пульсациям давления, кавитации и гидравлическим ударам. В отсасывающей трубе за рабочим колесом возможно образование мощного вихревого (кавитационного) жгута (рис. 7). При развитии гидродинамической неустойчивости в интенсивном вихре жгут начинает вращаться (прецессировать) вокруг центральной оси потока.

Рис. 7.

Вихревая (жгутовая) структура потока за рабочим колесом радиально-осевой гидротурбины для различных уровней нагрузки.

Гидродинамические возмущения могут приводить к возникновению в отсасывающей трубе резонансных колебаний, которые называют гидроакустическим резонансом [7, 8]. Кроме гидроакустического резонанса в водяном тракте в работе ВТИ было предложено рассмотреть возможность возникновения “органных” гидроупругих колебаний [9]. Нестационарные гидродинамические процессы, проявляющиеся при работе гидроагрегата, практически не моделируются в условиях стендовых испытаний моделей рабочих колес. Характерный уровень частоты для пульсаций потока и собственных частот составляет единицы герц и близок к частоте затухающих колебаний активной мощности, вызванных переходными электромеханическими процессами. Уменьшению натяга шпилек разъема могут способствовать не характерные для нормальной эксплуатации гидроагрегата частоты нагружения, а частоты на один–два порядка превышающие типичные частоты вибрации.

Зоны нестационарности с высоким уровнем вибраций характерны для высоконапорных радиально-осевых гидротурбин (рис. 8). При увеличении напора и подъеме мощности в пределах зоны 1 вибрационное состояние гидроагрегата является удовлетворительным. При переходе в зону 2 резко возрастают пульсации потока, увеличивается амплитуда вибраций, поэтому зона 2 считается переходной и не рекомендуемой для длительной эксплуатации. После выхода из зоны 2 и переходе в зону 3 пульсации потока и уровень вибраций опять возвращаются к приемлемому. Как правило, эти зоны, рекомендуемые и не рекомендуемые для длительной эксплуатации, определяются и регламентируются при натурных испытаниях гидроагрегата. Научная проблема адекватного расчетного определения и моделирования этих зон при стендовых испытаниях для натурных условий сохраняет свою актуальность и в настоящее время.

Рис. 8.

Зоны нагрузок (рекомендованных и не рекомендованных для длительной эксплуатации) радиально-осевой гидротурбины.

Выполненный комплекс научных исследований, экспертиза результатов и предложенных мероприятий позволили провести восстановление СШГЭС на принципиально новом техническом уровне. Например, конструкция нового гидроагрегата позволила в разы снизить уровень вибраций (рис. 9). Были расширены рекомендуемые диапазоны работы и сужен диапазон работы, не рекомендуемой для длительной эксплуатации гидроагрегата. Впервые в мировой гидроэнергетике система виброконтроля состояния гидроагрегата включена в систему защит ГЭС. Она имеет 3 канала дублирования, обеспечивает получение достоверных результатов измерений, в том числе и при низких частотах (0.8–1 Гц). При этом важно отметить, что дальнейшее развитие методов моделирования динамического поведения таких сложных электромеханических систем, как гидроагрегаты, продолжает сохранять свою актуальность, особенно с учетом перспективных требований к вторичному регулированию частоты и мощности с участием ГЭС.

Рис. 9.

Амплитуда вертикальной вибрации опоры подпятника ГА-1 новой конструкции и ГА-3, ГА-8 и ГА-9 старой конструкции.

Вышеперечисленные работы и исследования составляют важную часть, но не закрывают весь комплекс исследований по СШГЭС, которые позволили отметить необходимость дальнейших фундаментальных работ по таким темам, как разработка принципов оптимального формирования сложных природно-технических систем с гидроэнергетическими объектами, разработка правил каскадного регулирования и оптимизации управления водными ресурсами на многоагрегатных ГЭС, расчет условий и параметров запроектных аварий и выработка рекомендаций по их предотвращению и снижению ущерба и др.

Полное восстановление ГЭС с заменой всех 10 гидроагрегатов было завершено в декабре 2014 г., т.е. практически через пять лет после аварии [10, 11] (рис. 10). Огромную роль в успешном выполнении всех восстановительных работ сыграли ученые РАН, в первую очередь представляющие Отделение энергетики, машиностроения, механики и процессов управления РАН. Академик В.Е. Фортов в сложнейших условиях, в том числе очень трудных морально и психологически на первых этапах работ, организовал работу Академии наук по научному обеспечению и успешному решению комплекса крупных проблем, включая полное восстановление и запуск в эксплуатацию СШГЭС. Конечно, этому способствовал огромный научный и личный авторитет Владимира Евгеньевича Фортова среди руководителей, ученых, специалистов и инженерно-технических работников гидроэнергетики и в целом энергетической отрасли страны.

Рис. 10.

Машинный зал Саяно-Шушенской ГЭС.