Проблемы надежности и эффективности гидротурбинного оборудования гидроэлектростанции

Гидроэнергетика России является составной частью стратегически важной для национальной безопасности отраслью электроэнергетического комплекса. гидроэлектростанция авария надежность турбинный Функционирование ее связано со стратегическими рисками и требует особого внимания и контроля за ее эксплуатацией. Это проблема государственной важности и требует системного подхода для ее обеспечения.

Для приведения в соответствие со стратегией национальной безопасности нужно сформировать Федеральную целевую программу, направленную на обеспечение защиты стратегически важных объектов гидроэнергетики от тяжелых катастроф с использованием критериев приемлемых стратегических рисков и результатов научных исследований РАН, прикладных разработок Минэнерго РФ, МЧС РФ, Минобороны РФ и др.

Необходимо ввести в Федеральный закон «О безопасности гидротехнических сооружений» изменения, направленные на закрепление обязательного и специализированного государственного надзора за обеспечением безопасной эксплуатации гидроэлектростанций (ГЭС), обновить стандарты и регламенты проведения натурных наблюдений и исследований на ГЭС и их основном энергетическом оборудовании.

В законодательном порядке необходимо усилить ответственность исполнителей всех уровней, включая руководителей и собственников ГЭС, за несоблюдение правил эксплуатации энергетического оборудования и нарушений требований безопасной работы.

Актуальность этих проблем стала особенно очевидной после аварии на Саяно-Шушенской ГЭС (СШ ГЭС).

Авария на СШ ГЭС с многочисленными человеческими жертвами стала следствием целого ряда причин технического, организационного и нормативного правового характера.

Большинство этих причин носит системный многофакторный характер, обусловленный недостатками функционирования гидроэнергетики, включая недопустимо низкий уровень эксплуатации оборудования, утраты приоритета безопасности и надежности.

Авария на СШ ГЭС развивалась на фоне значительного физического износа гидротурбин и другого оборудования, несовершенства систем автоматики и защит. Значительная часть оборудования СШ ГЭС была близка к физическому пределу своей нормативной безаварийной работы.

Основные технические причины аварии на СШ ГЭС заключаются в длительной работе гидроагрегата № 2 (ГА-2) с вибрациями, близкими к предельно допустимым, а последнее время, начиная с 20 мая, и значительно выше их.

Уровень защищенности гидроагрегатов СШ ГЭС не соответствовал уровню опасности и уникальности ГЭС.

Саяно-Шушенская ГЭС — самая мощная ГЭС России. Ее мощность — 6400 МВт, среднегодовая выработка — 24,5 млрд кВт-ч, максимальный напор 220 м, расчетный — 194 м и минимальный — 175 м.

На СШ ГЭС установлены 10 радиально-осевых гидротурбин РО230/833-В-677 мощностью по 650 МВт при расчетном напоре 194 м, а при напорах от 212 м до 200 м их мощность может быть повышена до 735 МВт. Диаметр рабочего колеса — 6,77 м, синхронная частота вращения — 142,8 (1/мин).

Первые два агрегата были введены в эксплуатацию: (ГА-1 — 1 — 1.12.1978; ГА-2 — 5. 11.1978 г.) при пониженных напорах около 60 м с временными рабочими колесами РО 230/833-В-677: ГА-2−7.11.1986 г.; ГА-1−12.06.1987 г. Последний десятый гидроагрегат был введен в эксплуатацию 01.12.1985 г.

Принят в эксплуатацию Саяно-Шушенский гидроэнергетический комплекс приказом по РПО «ЕЭС России» от 13.06.2000 г.

К этому времени гидроагрегаты уже находились в эксплуатации от 15 до 22 лет со средней наработкой более 85 тыс. ч. После наработки в среднем по 50 тыс. ч объемы ремонтных работ на гидротурбинах значительно увеличились. В среднем раз в два года при наработке по 9−10 тыс. ч на рабочих колесах гидротурбин проводились заварки трещин и мест кавитационной эрозии на лопастях и на их верхних и нижних ободах. После таких ремонтов, которые, как правило, приводят к нарушению первоначальной балансировки, выполняемой на заводе-изготовителе (ЛМЗ), повторные балансировки на СШ ГЭС не проводились.

В процессе эксплуатации гидроагрегатов было довольно много неполадок в работе и поломок опорных элементов конструкции, вызванных в основном повышенными вибрациями и большим биением вала — до 2 мм.

Поэтому уже к моменту приемки СШ ГЭС в эксплуатацию основной рабочий орган гидротурбины — рабочие колеса — не соответствовали требованиям по надежности и эффективности.

Учитывая это, в заключении к акту о приемке в эксплуатацию было записано, что рабочие колеса гидротурбин нуждаются в замене.

В связи с этим в период с 2004 по 2008 гг. были выполнены соответствующие разработки и испытания новых модельных гидротурбин для замены ими старых.

В июне 1988 г. заводом-изготовителем были выполнены натурные испытания ГА-2 со штатным рабочим колесом. По результатам этих испытаний была построена относительным методом уточненная эксплуатационная характеристика гидротурбины. На этой характеристике вынуждены были выделить границами три зоны в области режимов работы гидротурбины. Границы этих зон были установлены исходя из уровней вибраций, обусловленных характером рабочего процесса гидротурбины (рис. 1).

Границы этих зон такие.

«Зона А» — с допустимым уровнем вибраций, но с низкими значениями КПД от 20 до 82%, при напоре 194 м располагается по диапазону мощностей в пределах 0 — 225 МВт. Завод-изготовитель разрешил эксплуатацию гидротурбины в пределах этой зоны. Однако обычно с таким низким уровнем КПД радиально-осевые гидротурбины эксплуатировать не рекомендуется.

«Зона В» — с недопустимо высокими уровнями вибраций. Эксплуатировать гидроагрегат в этой зоне было не рекомендовано. По мощности она располагается в диапазоне от 225 до 495 МВт, т. е. интервал мощностей здесь составляет 270 МВт или 41,5% номинальной мощности 650 МВт при напоре 194 м.

Высокий уровень вибраций в «Зоне В» был обусловлен в основном образованием в потоке за рабочим колесом (на входе в отсасывающую трубу) мощного вихревого жгута, по некоторым признакам спиралевидного двойного, с частотой его вращения относительно оси гидроагрегата 0,4 — 0,8 Гц (жгутовая частота). Эта частота была определяющей частотой вертикальных вибраций турбинного подшипника (ТП), достигающих 230 мкм; пульсаций давления в отсасывающей трубе и в спиральной камере до 15−22 м.вод.ст.; колебаний осевой гидравлической силы в среднем 150 тс; колебаний мощности гидроагрегата до 18−20 МВт. Определяющими частотами пульсаций давления под крышкой гидротурбины, достигающих 36 м.вод.ст., были, наряду со жгутовой, частота 4,76 Гц (двойная оборотная) и частоты в диапазоне 200−300 Гц. Эти процессы сопровождались сильными ударами в проточной части гидротурбины. Впуск воздуха под рабочее колесо в отсасывающую трубу при напоре 190 м не влиял ни на частотные, ни на амплитудные характеристики гидродинамических процессов, происходящих в проточной части гидротурбины. При напоре 194 м впуск воздуха хотя несколько снижал уровень вибраций, но все же они оставались недопустимо высокими.

При напоре 212 м «Зона В» располагается в интервале между 280 МВт и 580 МВт., т. е. интервал составляет 300 МВт, это 40,8% номинальной мощности 735 МВт. А при максимальном напоре 220 м интервал мощности, при которых не рекомендуется работать, составляет 310 МВт, т. е. 42,17% номинальной мощности при этом напоре 735 МВт.

Диапазон режимов работы гидротурбины по открытиям направляющего аппарата в пределах «Зоны В» при напорах от расчетного 194 м до максимального 220 м находится в пределах (0,35 — 0,75) ч х ДО max· .

Аналогичные зоны у радиально-осевых гидротурбин встречаются нередко. Чаще всего они располагаются в диапазоне открытий направляющего аппарата (0,4−0,6) а0 тах. Но у гидротурбин СШ ГЭС «Зона В» оказалась почти в два раза шире.

Наличие такой зоны наряду с негативным характером рабочего процесса в гидротурбине создает большие неудобства при регулировании мощности гидроагрегата, когда приходится многократно переходить ее, иногда по 6 и более раз в сутки. Это усложняет и перераспределение нагрузок между агрегатами СШ ГЭС при автоматическом групповом управлении их работой.

«Зона С» — с допустимым уровнем вибраций гидроагрегата. В этой зоне была рекомендована продолжительная эксплуатация гидроагрегата.

Располагается «Зона С» между «Зоной В» и линией ограничения мощностей при соответствующих напорах. При расчетном напоре 194 м мощность можно было регулировать в диапазоне от 495 МВт до 650 МВт, т. е. в интервале 155 МВт — 23,8% номинальной мощности 650 МВт.

При напоре 212 м — в диапазоне от 580 МВт до 735 МВт — интервал 155 МВт (21,8% номинальной мощности 735 МВт), при напоре 220 м — в диапазоне от 620 МВт до 735 МВт — интервал 115 МВт или 15,6% от 735 МВт.

Таким образом, в «Зоне С», где гидроагрегат должен был работать продолжительно, гидротурбина могла реализовать свои возможности лишь в пределах 15,6 — 23,8%. Это недопустимо мало и неэффективно. «Зона С» почти в два раза меньше по возможности выбора режимов работы, чем «Зона В», где эксплуатация гидроагрегата не рекомендована.

Из всего этого следует, что гидротурбина РО 230/833-В-677 СШ ГЭС обладала несовершенным рабочим процессом. Доводить его до приемлемых кондиций нужно было на стадии разработок ее моделей и лабораторных исследований на заводе-изготовителе.

Следует обратить внимание на то, что комиссия «Ростехнадзора» до конца не установила конкретных причин сильных вибраций на ГА-2 в период его эксплуатации, а также комплексные причины гидродинамических воздействий на ГА-2 непосредственно в момент аварии. Материалы, собранные комиссией, нуждаются в систематизации и анализе. Эту работу более плодотворно можно было бы выполнить в процессе эксплуатации ГА-2 с привлечением специализированных организаций. Невнимание к развитию негативных процессов в работе ГА-2 закончилось тяжелой аварией.

Надежность работы гидроагрегатов определяется многими факторами. Однако его вибрационные характеристики относятся к числу критических. Исследования вибрации гидроагрегатов и анализ причин аварий и повреждений, вызванных ими, позволяет систематизировать возмущающие силы, вызывающие вибрации.

При установившихся режимах работы вибрации в большинстве случаев имеют периодический характер, а при переходных режимах — непериодический.

Все возмущающие силы в обоих режимах можно разделить на механические, гидродинамические и электрические.

Механические возмущающие силы возникают в результате следующих причин: неуравновешенности (небаланс) массы ротора гидроагрегата, которая может возникнуть из-за конструкторских недоработок, технологических, монтажных и эксплуатационных дефектов.

Конструкторскими недоработками является недостаточная жесткость отдельных элементов конструкции гидроагрегата, в частности крестовины генератора, крышки гидротурбины, крепления полюсов ротора генератора, которые во время работы могут неравномерно смещаться в радиальном направлении, вызывая появление неуравновешенных центробежных сил.

К технологическим дефектам относятся неточности изготовления и неоднородность материалов лопастей и других элементов рабочего колеса и ротора гидроагрегата в целом.

Монтажными дефектами являются перекос во фланцевых соединениях вала с рабочим колесом гидротурбины и с втулкой ротора генератора; неперпендикулярность оси гидроагрегата и плоскости зеркала опоры подпятника; перекос кольца лабиринтного елочного уплотнения, устанавливаемого на крышке гидротурбины по отношению к ответной стороне на ободе рабочего колеса.

Эксплуатационные дефекты возникают в процессе работы и ремонтов гидроагрегата. К ним относятся неосесимметричная кавитационная эрозия лопастей и ободов рабочего колеса, а при ремонтах — неравномерная заварка их электродами; неудовлетворительная центровка ротора и балансировка рабочего колеса после таких ремонтов, которая на рабочем колесе гидротурбины ГА-2 после четырех капитальных ремонтов не проводилась.

Наряду с этим радиально-осевые рабочие колеса гидротурбин средней быстроходности (ns = 184,5).

СШ ГЭС, будучи статически уравновешенными на заводе-изготовителе, могли оказаться неуравновешенными динамически. А в этом случае требуется не одна, а пара уравновешивающих масс.

В процессе эксплуатации ГА-2, работающего продолжительное время с недопустимо высокими радиальными вибрациями, вызываемыми в основном механическими возмущающими силами, ни одна из них не была выявлена и устранена.

Гидродинамические возмущающие силы в проточной части гидротурбины возникают по многим причинам. Передаются они либо непосредственно на обтекаемые элементы конструкции проточной части, вызывая их вибрации, либо возбуждая переменные составляющие момента (мощности) относительно оси вращения, а также осевой гидравлической силы рабочего колеса.

Наибольшие гидродинамические возмущающие силы в проточной части гидротурбины ГА-2 возникали на режимах в пределах «Зоны В». Доминирующей была жгутовая частота (0,4 — 0,8 Гц). Она же была определяющей частотой вертикальных вибраций: турбинного подшипника (ТП), достигающих 230 мкм; пульсаций давления в отсасывающей трубе и в спиральной камере до 15—22 м.вод.ст.; колебаний осевой гидравлической силы до 150 тс; колебаний мощности гидроагрегата до 18 — 20 МВт. Определяющими частотами пульсаций давления под крышкой гидротурбины, достигающих 36 м.вод.ст., наряду с жгутовой была частота 4,76 (двойная оборотная) и частоты в диапазоне 200 — 300 Гц. Эти гидродинамичесике процессы в проточной части сопровождались сильными ударами. Впуск воздуха при напоре 190 м не влиял ни на частотные, ни на амплитудные характеристики гидродинамических процессов. При напоре 194 м впуск воздуха несколько снижал уровень вибраций, однако они оставались недопустимо высокими.

Гидродинамические возмущающие силы возникают и в других местах проточной части гидротурбины: при обтекании колонн статора, лопаток направляющего аппарата.

Все эти возмущающие силы дополнялись электрическими возмущающими силами в генераторе.

Росту вибраций ГА-2 СШ ГЭС способствовало возрастающее в процессе работы ослабление крепежа ТП, его сегментов и крышки гидротурбины.

Все возмущающие силы в процессе работы ГА-2 проявлялись в разной степени, но в совокупности способствовали росту вибраций и создавали дополнительные динамические нагрузки на элементы конструкции и их крепежи. В итоге это привело к аварии ГА-2 из-за разрушения шпилек, крепящих крышку гидротурбины. К моменту аварии средняя площадь усталостных разрушений этих шпилек достигла 64,9%, а у многих она составляла 80 — 98%. Кроме этого, при осмотре после аварии обнаружили, что на шести шпильках в момент аварии не было гаек.

Из последнего среднего ремонта ГА-2 вышел в марте 2009 г. с горизонтальными вибрациями ТП 149 мкм, что намного меньше предельно допустимых — 160 мкм. С этого времени в процессе работы вибрации непрерывно увеличивались, и к 20 мая достигли предельно допустимого уровня 160 мкм, к 23 июня увеличились до 250 мкм. После этой даты градиент роста вибраций резко увеличился, и к 15 августа максимальная величина радиальных вибраций ТП достигла 800 мкм. Однако несмотря на это ГА-2 не был остановлен для выяснения причин столь высоких уровней вибраций и устранения их. Более того, он продолжал оставаться приоритетным в групповом регулировании активной и реактивной мощности (ГРАРМ). В день аварии 17 августа 2009 г. вибрации достигли 1500 мкм.

Система вибрационного контроля, введенная в опытную эксплуатацию в марте 2009 г. не была настроена на отключение гидроагрегата при превышении допустимого уровня вибраций, а выполняла лишь информационные функции. Эта информация, как выяснилось, не была обязательной для эксплуатационного персонала СШ ГЭС, поскольку ни завод-изготовитель, ни отраслевая техническая документация не регламентировали основные параметры стационарных систем виброконтроля гидроагрегатов.

В день аварии 17.08.09 с 00 ч 00 мин и до катастрофы в 08 ч 13 мин 25 с ГА-2 6 раз переходил «Зону В». Последний раз это происходило при напоре 212 м, когда ГА-2, работая в «Зоне С» с нагрузкой 600 МВт в момент времени 08 ч 05 мин 00 с, начал медленно снижать нагрузку и к 08 ч 13 мин 24 с она составила 575 МВт — это правая граница «Зоны В». В этот момент с генератора ГА-2 резко, в течение 0,5 с, была сброшена нагрузка с 575 МВт до 475 МВт — это середина «Зоны В» (время 08 ч 13 мин 24,5 с). В это время тахогенератор показал скачок оборотов до 125%, а датчики зафиксировали скачок давления в спиральной камере и перед рабочим колесом. Вибрации ТП достигли 1500 мкм. Такая реакция гидротурбины на сброс нагрузки является адекватной.

Сразу же после этого в момент времени 08 ч 13 мин 25 с диаграмма зафиксировала начало движения ТП и крышки гидротурбины вверх. Это время начала развития аварии ГА-2.

Все это время направляющий аппарат гидротурбины оставался открытым. Открытыми оставались и аварийные затворы напорного водовода, а в проточную часть гидротурбины ГА-2 продолжало поступать более 350 м3/с под напором 212 м.

Можно ли было избежать такого развития событий? Можно было даже с учетом особенностей рабочего процесса гидротурбины ГА-2. К причинам аварии следует отнести снижение уровня квалификации и ответственности оперативного диспетчерского персонала и ремонтных служб, которые на СШ ГЭС выведены за штат. Этому способствовало и отсутствие правового обеспечения безопасной эксплуатации ГЭС, а также норм, предусматривающих персональную ответственность за нарушение правил технологической дисциплины. Изменившиеся принципы управления отраслью пока не обеспечивают в должной мере комплексные условия технологической безопасности.

Для обеспечения безопасности и надежности необходимо осуществить комплексное техническое обследование всех ГЭС с целью выявления критических узлов, способных стать причиной масштабной аварии. Такое обследование должно быть многофакторным — от оценки состояния гидротехнических сооружений до проверки надежности работы систем штатной и аварийной защиты.

Следует провести совместно с заводами-изготовителями ревизию надежности и достаточности работы технологических защит гидроагрегатов и степени износа механизмов зашиты; отстроить основные технологические защиты гидроагрегатов на немедленное срабатывание исполнительных механизмов защит по ряду важнейших критических параметров, включая аварийный сброс электрической нагрузки гидрогенератора и при повышении вибраций выше установленного уровня; обеспечить аварийное электрическое питание технологических защит ГЭС и их исполнительных механизмов от резервных источников питания; осуществлять периодическую аттестацию управленческого персонала ГЭС и ремонтных служб на предмет их соответствия занимаемым должностям.

Размещено на Аllbest.ru.