Авария на СШГЭС и ее последствия

Аварии на Саяно-Шушенской ГЭС 17 августа 2009 г. 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 выступили старшие научные сотрудники ИСЭМ СО РАН Владимир Савельев и Людмила Чудинова. Краткое содержание их доклада см. ниже: 

Общие сведения

Саяно-Шушенская 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 г., 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 не устраненные,  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 работающих агрегатов, 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 11 ч. 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 перемаркировки 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", то есть 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.

В.А. Савельев, Л.Ю. Чудинова, старшие научные сотрудники ИСЭМ СО РАН