![[personal profile]](https://www.dreamwidth.org/img/silk/identity/user.png){kind=small}
yslavav4.4 Работа гидроагрегатов Саяно - Шушенской ГЭС в ОЭС Сибири.
По состоянию на 00 час. 00 мин. (время МСК) 16.08.09 (согласно данным ОАО «Системный оператор ЕЭС»): (ОАО «СО ЕЭС»)
Работа станций ОЭС Сибири осуществляется по плановому диспетчерскому графику;
Братская ГЭС подключена на управление от центральной станции автоматики регулирования частоты и мощности (далее - ЦС АРЧМ) ОДУ Сибири (г. Кемерово) в соответствии с уставками, задаваемыми диспетчером главного диспетчерского центра ОАО «СО ЕЭС»
(г. Москва) зависимости от необходимой доли участи ОЭС Сибири во вторичном регулировании частоты в ЕЭС России с учетом перетоков мощности на связях ЕЭС Казахстана с Европейской частью ЕЭС России;
Саяно-Шушенская ГЭС работала по плановому диспетчерскому графику (не под управлением ЦС АРЧМ ОДУ Сибири по причине необходимости обеспечения планового суточного попуска воды через гидроузел).
16.08.2009 г. в 20 час 20 мин. (мск) на рабочем месте сменного персонала ССДТУ Братской гидроэлектростанции (БГЭС) сработала пожарная сигнализация цифрового линейного аппарата зала (ЦЛАЗ)
ООО «Иркутскэнергосвязь», размещенного в арендуемом у БГЭС помещении.
На центральном пульте управления (ЦПУ) БГЭС сработала сигнализация о неисправности каналов связи, отключились каналы автоматического регулирования частоты и перетоков мощности (АЧРМ), электронно-вычислительных машин (ЭВМ), пропала голосовая связь
с дежурным диспетчером (ДД) оперативно - диспетчерского управления (ОДУ), ДД ОАО «Иркутскэнерго» и дежурным диспетчером
ООО «Иркутсэнергосвязь».
16.08.2009 г. в 20 час. 21 мин. (мск.) о пожаре было сообщено оператору пожарной команды по охране БГЭС ООО «Пожарная охрана Иркутскэнерго» (далее – ПК).
В период с 20 час. 23 мин. (мск.) по 20 час 31 мин. 16.08.2009 г.
в результате пожара поочередно произошел выход из строя оптических линков между БГЭС - ПС «Покосное», БГЭС - ПС «Тулун», повреждено оборудование основных и резервных каналов связи, устройств АРЧМ БГЭС, устройств телемеханики, прямых голосовых каналов с ОДУ «Сибири»
и Иркутским РДУ.
В 20 час. 31 мин. (время мск) 16.08.09 диспетчером ОДУ Сибири отдана команда начальнику смены станции (далее – НСС) Саяно-Шушенской ГЭС на перевод ГРАРМ в режим автоматического регулирования от ЦС АРЧМ ОДУ Сибири. До 04-12 (время мск) 17.08.09 Саяно-Шушенская ГЭС работала в режиме управления от ЦС АРЧМ ОДУ Сибири.
16.08.2009 г. в 20 час.50 мин. возгорание было локализовано.
17.08.2009 г. в 10 час.03 мин. аварийный режим был ликвидирован, связь восстановлена.
В период аварийного режима на устройствах связи и телемеханики, недоотпуска электрической энергии БГЭС не было.
В соответствии с инструкцией по эксплуатации централизованной системы автоматического регулирования частоты и перетоков мощности энергообъединения Сибири (ЦС АРЧМ ОДУ Сибири)
№ 3.22.011-200.21/10.2007, утвержденной 26.10.2007 г. СО-ЕЭС «ОДУ Сибири» п. 1.3 к ЦС АРЧМ ОЭС Сибири могут быть подключены,
в качестве регулирующих, Братская, Усть-Илимская и Саяно-Шушенская, как станции, оснащенные микропроцессорной системой ГРАРМ
со встроенными задатчиками внеплановой мощности (ЗВМ).
В соответствии с должностной инструкцией старшего диспетчера оперативно-диспетчерской службы, утвержденной генеральным директором филиала ОАО «СО ЕЭС» ОДУ Сибири 28.03.2008 г., п.3.2 диспетчер обязан приоритетно пользоваться всеми средствами связи энергообъединения
и энергосистем, как оперативно-диспетчерской, так и прочими средствами связи, включая сотовый мобильный телефон, закрепленный за ОДС, а также приоритетно пользоваться оперативно информационным комплексом (ОИК) для решения оперативных задач, получения оперативной и справочной информации.
По данным оперативного журнала БГЭС связь по сотовому телефону была восстановлена с дежурным диспетчером ОДУ 16.08.2008 г.
в 21час. 00 мин. Таким образом, отсутствие управления БГЭС со стороны ОДУ Сибири составило 40 мин.
Диспетчерские команды на изменение активной нагрузки в период
с 21 час .00 мин. (время МСК) 16.08.09 по 04 час. 23 мин. (время мск) 17.08.09 на Братской ГЭС приведены в таблице 4.4.1, в период
с 20 час. 00 мин. (время мск) 16.08.09 по 04-23 (время мск) 17.08.09 на Саяно-Шушенской ГЭС в таблице 4.4.2.
Таблица 4.4.1
Перечень диспетчерских команд, направленных на изменение активной нагрузки Братской ГЭС, отданных в период времени с 21-00(время МСК) 16.08.2009 до 04-23 (время МСК) 17.08.2009.
время команда цель
16.08.09
1 21-00 Установить нагрузку на станции 2500 МВт Отклонение от планового диспетчерского графика с целью создания регулировочного диапазона автоматического регулирования для компенсации возможных аварийных небалансов мощности в ОЭС Сибири.
2 21-57 С 22-00 работать по плановому диспетчерскому графику Возврат нагрузки станции в соответствии с плановым диспетчерским графиком.
17.08.09
3 03-51 Установить нагрузку на станции 2200 МВт Создание регулировочного диапазона автоматического регулирования для компенсации возможных аварийных небалансов мощности в ОЭС Сибири.
4 03-57 Установить нагрузку на станции 2400 МВт Создание регулировочного диапазона автоматического регулирования для компенсации возможных аварийных небалансов мощности в ОЭС Сибири.
5 04-13 Установить нагрузку на станции 2800 МВт Обеспечение допустимых перетоков в ОЭС Сибири по контролируемым сечениям на связях с ЕЭС Казахстана в условиях отсутствия генерации на Саяно-Шушенской ГЭС
Установить нагрузку на станции 3200 МВт
Установить нагрузку на станции 3500 МВт
Установить нагрузку на станции 3720 МВт
Таблица 4.4.2
Перечень диспетчерских команд, направленных на изменение активной нагрузки Саяно-Шушенской ГЭС, отданных в период времени
с 20-00(время МСК) 16.08.09 до 04-23(время МСК) 17.08.09.
время команда цель
16.08.09
1 20-28 Выполните нагрузку 4000 МВт Управление электроэнергетическим режимом ОЭС Сибири мощности в ОЭС Сибири
2 20-30 Выполните нагрузку 4200 МВт
3 20-31 На Саяно-Шушенской ГЭС включайте ЗВМ вы привлекаетесь к регулированию перетока Сибирь – Казахстан уставка сейчас 400 МВт в сторону Казахстана Подключение Саяно-Шушенской ГЭС к регулированию от ЦС АРЧМ ОДУ Сибири
4 20-51 Снимите 200 МВт плановой мощности Создание регулировочного диапазона автоматического регулирования для компенсации возможных аварийных небалансов мощности в ОЭС Сибири.
5 21-34 Снимите 200 МВт плановой мощности
6 22-00 Снимите 200 МВт плановой мощности
7 22-01 Установите плановую мощность 3300 МВт
8 22-04 Установите плановую мощность 3200 МВт
9 22-05 Установите плановую мощность 3000 МВт
10 22-26 Снимите 200 МВт плановой мощности
17.08.09
11 00-12 Установите плановую мощность 3000 МВт Создание регулировочного диапазона автоматического регулирования для компенсации возможных аварийных небалансов мощности в ОЭС Сибири.
12 00-15 Установите плановую мощность 3200 МВт
13 00-18 Установите плановую мощность 3400 МВт
14 00-27 Установите плановую мощность 3600 МВт
15 01-43 Установите плановую мощность 3800 МВт
16 02-08 Установите плановую мощность 4000 МВт
17 02-11 Установите плановую мощность 4100 МВт
18 02-40 Снимите 100 МВт плановой мощности
19 03-03 Установите плановую мощность 4100 МВт
В период с 20 час. 21 мин. (время МСК) 16.08.09 по 20 час. 55 мин. (время МСК) 16.08.09 (при отсутствии связи с Братской ГЭС):
- диспетчерский персонал ОАО «СО ЕЭС» в части управления электроэнергетическим режимом рабаты ОЭС Сибири контролировал перетоки мощности в контролируемых сечениях с учетом работы
Саяно-Шушенской ГЭС под управлением от ЦС АРЧМ. В части Братской ГЭС диспетчерский персонал действовал в соответствии с требованиями «Правила предотвращения развития и ликвидации нарушений нормального режима электрической части энергосистем». При этом принимались все меры к восстановлению связи, используя любые виды связи (междугородная, сотовая, ведомственная и т. д.), а также передача сообщений через другие энергообъекты:
- оперативный персонал Братской ГЭС обеспечивал несение нагрузки станции по плановому диспетчерскому графику в соответствии
с требованиями Инструкции по предотвращению нарушений нормального режима в операционной зоне Иркутского РДУ, а также принимал меры
к восстановлению связи, используя любые виды связи, в том числе передачу сообщений через другие энергообъекты.
16.08.2009 в 23 часа 14 мин. ГА-2 – был выведен из резерва
по решению оперативного персонала станции и введен в работу
с регулируемой нагрузкой по заданию филиала ОАО «СО ЕЭС» - ОДУ «Сибири» под автоматическим управлением регулирования мощности АРЧМ - ГРАРМ в качестве приоритетного при исчерпании диапазонов регулирования мощности.
16.08.2009 в 23 часа 31 мин. ГА-10 СШГЭС был выведен из резерва
и введен в работу, под управление ГРАРМ не вводился.
17.08.2009 в работе находились девять гидроагрегатов (станционные номера 1, 2, 3, 4, 5, 7, 8, 9 и 10), гидроагрегат ГА-6 выведен в ремонт, ГА-1, 2, 4, 5, 7 и 9 находились под автоматическим управлением регулирования мощности АРЧМ-ГРАРМ, ГА-3, 8 и 10 работали на индивидуальном управлении (в базе).
Данные по регулированию мощности ГА-2 приведены в таблице:
№
п./п. Дата Время (местное) Мощность (МВт)
1 16.08.2009 23 ч. 15 мин. 50
2 16.08.2009 23 ч. 17 мин. 110
3 16.08.2009 23 ч. 30 мин. 200
4 16.08.2009 23 ч. 31 мин. 165
5 16.08.2009 с 23 ч. 44 мин. – 00 ч. 15 мин. 600
6 17.08.2009 00 ч. 30 мин. 135
7 17.08.2009 00 ч. 30 мин. до 07 ч. 03 мин. от 10 до 255
8 17.08.2009 07 ч. 03 мин. до 07 ч. 29 мин. 600
9 17.08.2009 07 ч. 30 мин. 170
10 17.08.2009 с 07 ч.30 мин. до 07 ч. 45 мин. от 170 до 260
11 17.08.2009 07 ч.46 мин. 610
12 17.08.2009 с 07 ч. 47 мин. до 08 ч. 00 мин. 605
13 17.08.2009 08 ч. 12 мин. 575
14 17.08.2009 08 ч. 13 мин. 475
15 17.08.2009 08 ч. 13 мин. 25 сек. 0
Данные по состоянию оборудования ГА на 8 час. 00 мин. 17.08.2009 г. приведены в таблице:
Н=212,04 м; Iг.=26,1 кА ВБ=537,11 м; Nст.=4390;
n=142.8 об/мин; НБ=325,07 м; Uг.=15,75 кВ; f=50 гЦ
N, МВт
мощность
ГА-1
ГА-2
ГА-3
ГА-4
ГА-5
ГА-6
ГА-7
ГА-8
ГА-9
ГА-10
605 600 570 600 600 В ремонте
120 590 605 100
Q,м /сек
расход
315
312 298 312 312 92 307 315 83
Открытие
на, %
72 72,5 75 74 73 24 71 74 24
Р
Давление МПа
МНУ25-2/63-3
В заданных пределах В заданных пределах
Амплитуда вибрации
подшипника крышки турбины, мкм
200 600 150 110 275 50 175 200 50
Р., кГс/см2
Давление в отсасывающей трубе
0,4 1,0 0,6 1,1 0,1 1,3 0,5 0,5 1,1
Р., кГс/см2 Давление под крышкой
3,2
3,4 3,6 3,3 1,1 2,2 3,5 3,1 2,3
Данные по состоянию гидроагрегатов на 8 час. 13 мин.
17.08.2009 приведены в таблице:
ВБ=537,11 м Nст.=4100 n=142.8 об/мин
НБ=325,07 м Uг.=15,75 кВ f=50 гЦ
Н=212,04 м Iг.=26,1 кА
N, МВт
мощность
ГА-1
ГА-2
ГА-3
ГА-4
ГА-5
ГА-6
ГА-7
ГА-8
ГА-9
ГА-10
570 475 570 575 570 В ремонте
85 585 570 100
Q,м /сек
расход 298 256 298 302,5 298 75 305 298 83
Открытие
на, % 70 69 75 71 69 12 71 71 24
Р Давление МПа
МНУ25-2/63-3 В заданных пределах В заданных пределах
Амплитуда вибрации
подшипника крышки турбины, мкм 200 840 175 160 160 50 200 170 50
Р, кГс/см2
Давление в отсасывающей трубе 0,5 1,2 0,6 1,2 0,1 1,1 0,5 0,6 1,1
Р, кГс/см2 Давление под крышкой
3,2 3,5 3,6 3,3 1,1 2,0 3,5 3,1 2,3
Анализ данных из архивов АСУ ТП (трендов) по ГА-1, 2, 3, 4, 5, 7, 8, 9, 10 показал, что гидравлический режим работы штатный, температурный режим сегментов подпятника в норме (не превышает 800 С).
Как видно из сопоставления данных двух приведенных в тексте таблиц амплитуда вибрации подшипника крышки турбины ГА-2 с 08 час. 00 мин.
до 08 час. 13 мин. увеличилась на 240 мкм (с 600 до 840мкм при максимальном значении до 160мкм), давление в отсасывающей трубе с 1,0 до 1,2 кГс/см2, давление под крышкой с 3,4 до 3,5 кГс/см2 все это происходило на фоне снижения мощности с 600МВт до 475МВт.
Состояние затворов водоводов гидроагрегатов на 8 час 00 мин. 8 час. 13 мин. 17.08.2009 (время местное) приведены в таблице:
ВБ=537,11 м НБ=325,07 м Н=212,04 м
Затвор ГА-1 Затвор ГА-2 Затвор ГА-3 Затвор ГА-4 Затвор ГА-5 Затвор ГА-6 Затвор ГА-7 Затвор ГА-8 Затвор ГА-9 Затвор ГА-10
открыт
Q=298
м3/сек открыт
Q=256
м3/сек открыт
Q=298
м3/сек открыт
Q=302,5
м3/сек открыт
Q=298
м3/сек закрыт
Q=0
м3/сек открыт
Q=75
м3/сек открыт
Q=305
м3/сек открыт
Q=298
/ м3сек открыт
Q=83
м3/сек
4.5 Технические причины и организационные события повлиявшие на развитие аварии.
16.08.2009 в 23 часа 14 минут ГА-2 – был выведен из резерва (вид оперативного состояния оборудования, означающего полную готовность
к вводу в работу и принятию нагрузки) по решению оперативного персонала станции и введен в работу с регулируемой нагрузкой по заданию филиала ОАО «Системный оператор единой энергетической системы» - ОДУ «Сибири» и был назначен персоналом станции приоритетным для изменения нагрузки при исчерпании диапазонов регулирования мощности.
Изменение мощности включенного в регулирование гидроагрегата №2 осуществлялось автоматически под воздействием регулятора ГРАРМ
в соответствии с командами АРЧМ.
На СШ ГЭС установлены гидроагрегаты с турбиной РО-230/833-В-677. Срок службы гидротурбин, установленный заводом- изготовителем – 30 лет. На момент аварии срок эксплуатации гидротурбины составлял 29 лет 10 мес. Данная гидротурбина имеет узкий регулировочный диапазон при напорах выше расчетных в зоне высоких КПД. При выходе из регулировочного диапазона гидроагрегат попадает в не рекомендованную для эксплуатации зону. Работа в данной зоне сопровождается переходными гидродинамическими процессами, пульсациями давления в проточном тракте и повышенной вибрацией гидроагрегата. Ограничения по работе турбины
в не рекомендованной зоне эксплуатации заводом-изготовителем
не установлены.
В техническом задании на разработку ГРАМ не были сформулированы критерии, определяющие приоритеты работы гидроагрегата при групповом регулировании мощности, индивидуальное ограничение по мощности и зонам не рекомендованным к работе, не учитывались особенности режимов работы и конструкции гидроагрегатов. Не были установлены критерии выбора приоритетного агрегата и сроки сохранения приоритета. Алгоритм воздействия ГРАРМ на гидроагрегат в ходе автоматического регулирования мощности и частоты не согласовывался с заводом- изготовителем гидротурбины.
Вследствие многократного возникновения дополнительных нагрузок переменного характера на гидроагрегат, связанных с переходами через
не рекомендованную зону, образовались и развились усталостные повреждения узлов крепления гидроагрегата, в том числе крышки турбины. Вызванные динамическими нагрузками разрушения шпилек привели к срыву крышки турбины и разгерметизации водоподводящего тракта гидроагрегата.
Кроме разрушенных, обнаружены шпильки, на которых отсутствуют следы срыва гаек. Это свидетельствует о том, что на момент аварии гайки
на шпильках отсутствовали.
Не были выполнены указания п.15 Акта «Приемки в эксплуатацию законченного строительством Саяно-Шушенского гидроэнергетического комплекса на реке Енисей» от 2000 года о замене рабочих колес гидроагрегатов. Руководством ОАО «РусГидро» не были реализованы мероприятия, связанные с повышенным износом оборудования,
для обеспечения диапазона автоматического регулирования, несмотря
на наличие приказа РАО ЕЭС № 524 от 18.09.2002года.
Нормативы по контролю состояния и сроку службы узлов крепления, обеспечивающих герметичность гидротурбины, в документах завода-изготовителя и в эксплуатационных документах СШГЭС отсутствуют.
В ходе регламентных работ на СШГЭС контроль осуществлялся визуальным способом, не применялись методы неразрушающего дефектоскопического контроля в сроки обеспечивающие безопасную эксплуатацию оборудования (гидроагрегата).
Реализация Стратегии ОАО РАО «ЕЭС России» на 2003 – 2008 гг. предусматривала, что после 1 января 2005 года ремонтные услуги будут осуществляться не только собственным персоналом но и дочерними структурами генерирующих и сетевых компаний. Вывод ремонтного персонала из штатного расписания ГЭС в дочерние структуры
и сложившийся характер договорных отношений, не сопровождался внесением в договора (ремонта и обслуживания) требований о регулярном контроле технического состояния оборудования.
Система непрерывного виброконтроля, установленного
на гидроагрегате № 2 в 2009 г. не была введена в эксплуатацию
и не учитывалась оперативным персоналом и руководством станции
при принятии решений.
В период с 21.04.2009 по 17.08.2009 наблюдался рост показаний вибрации турбинного подшипника гидроагрегата № 2, примерно в 4 раза.
Задания по изменению нагрузки ОАО «СО ЕЭС» - ОДУ «Сибирь» путем автоматического управления регулирования мощности АРЧМ - ГРАРМ не учитывали специфику, срок службы и фактическое состояние установленного гидроэнергетического оборудования.
Сведения об обмене информацией между СШГЭС и ОДУ «Сибири»
по вопросу установления ограничения на выдачу команд АРЧМ - ГРАРМ отсутствуют.
Развитие аварии с гибелью большого количества людей и разрушением технических устройств, эксплуатируемых на СШГЭС, явилось следствием несоответствия комплекса защитных мер в отношении оборудования
и персонала СШГЭС видам опасности, в частности:
- отсутствие резервного источника питания и ключа управления
на главном щите ЦПУ приводов сброса аварийно-ремонтных затворов напорных водоводов;
- отсутствие в алгоритме работ гидромеханической колонки регулятора режима закрытия направляющего аппарата при потере электроснабжения;
- применения оборудования и линий питания, связи, управления, контроля и защиты не во влагопылезащищенном исполнении.
- отсутствие в помещениях с постоянным либо временным расположением персонала, эвакуационных выходов на отметку,
не подвергаемую затоплению;
- отсутствие в помещениях с постоянным либо временным расположением персонала необходимых средств индивидуальной защиты.
Комиссия обращает внимание на то, что переход ОАО «ГидроОГК» (ОАО «Русгидро») на Стандарты, разработанные РАО «ЕЭС России» не обеспечил на должном уровне безопасную эксплуатацию ГЭС.
Совместным приказом ОАО «ГидроОГК» и ОАО «УК ГидроОГК» от 06.09.2006 № 141/3562 «О применении Стандартов ОАО РАО ЕЭС России «Методики оценки технического состояния основного оборудования гидроэлектростанций» подписанным Председателем Правления ОАО «ГидроОГК», Генеральным директором ОАО «УК ГидроОГК» Синюгиным В.Ю., введен Стандарт РАО ЕЭС России «Методики оценки технического основного оборудования гидроэлектростанций» и отменен ряд нормативных документов, действующих ранее и обеспечивающих безопасность работы ГЭС.
Аналогично с приведенным выше приказом Указанием ОАО «СШГЭС имени П.С. Непорожного» от 11.09.2006 № 35/102, подписанным главным инженером А.Н. Митрофановым, Стандарт РАО «ЕЭС России» «Методики оценки технического состояния основного оборудования гидроэлектростанций» введен в действие и отменены ранее действующие документы, предусматривающие безопасность работы ГЭС.
Вместе с тем Стандарт РАО «ЕЭС России» - «Методики оценки технического состояния основного оборудования гидроэлектростанций» не предусматривал все необходимые требования для стабильной и безопасной работы оборудования на ГЭС.
Совместным приказом ОАО «УК ГидроОГК» и ОАО «РусГидро» от 24.11.2008 № 752/1п-213 «О присоединении к стандартам организации ОАО РАО «ЕЭС России», подписанным и.о. Председателя Правления ОАО «РусГидро», Генеральным директором ОАО «УК ГидроОГК» В.А.Зубакиным, установлено, что стандарты организации ОАО РАО «ЕЭС России» применяются ОАО «РусГидро» и Управляемыми обществами в качестве локальных нормативных документов (актов) с 01.01.2009. Указанным приказом управляющему директору, руководителю Бизнес- единицы» Инжиниринг ОАО «РусГидро» Хазиахметову Р.М., члену Правления, управляющему директору руководителю Бизнес- единицы «Производство» ОАО « РусГидро» Богушу Б.Б. директорам Филиалов ОАО «РусГидро», первым заместителям Генерального директора- управляющим директорам Управляемых обществ поручено обеспечить приведение в соответствие со Стандартами нормативно-технической документации и должностных инструкций соответствующих категорий ОАО «РусГидро», управляемых обществ.
Особенности конструкции гидротурбин РО230/833-В-677.
Вертикальная радиально-осевая гидравлическая турбина
РО230/833-В-677 гидроагрегата (далее ГА) № 2 изготовлена ПО «ЛМЗ»
в соответствии с ТУ108-651-77, внесенными в реестр государственной регистрации за № 1656207 от 23.02.1977, и запущена в штатную эксплуатацию в 1979 году.
Согласно выполненному в июне 1988 года техническому отчету «Натурные испытания турбин Саяно-Шушенской ГЭС со штатными рабочими колесами» № 1008, том 1, утвержденному главным инженером производственного объединения турбостроения «Ленинградский Металлический завод» В.К.Глухих, были определены заводские эксплуатационные характеристики гидроагрегата с указанием
не рекомендуемых зон работы гидроагрегата.
«Для постоянной эксплуатации турбин рекомендуется диапазон мощностей, соответствующих зоне III, в которой КПД турбин имеет максимальное значение, пульсации давления в проточной части минимальны, вибрационное состояние турбин оценивается как хорошее. Разрешается работа турбин в зоне I, в которой уровень динамических характеристик является допустимым, но уровень КПД турбин низкий. Работа турбин в зоне II не рекомендуется, а в зоне IV (за линией ограничения мощности) – не допускается. При работе в зоне II работа турбины сопровождается сильными гидравлическими ударами в проточной части и значительными шумами, уровень динамических характеристик остается недопустимым».
Согласно натурным исследованиям завода-изготовителя «зона II – Под РК (рабочим колесом) имеет место мощный центральный жгут с частотой вращения 0,4 - 0,8 Гц. Эта частота является определяющей частотой вертикальных вибраций корпуса ТП (турбинного подшипника), осевого усилия и пульсаций давления во всех точках проточного тракта турбины (кроме пульсаций под крышкой турбины, где наряду со жгутовой частотой, определяющими являются также частоты 4,76 и 200 - 300 Гц). Определяющей частотой радиальных вибраций корпуса ТП и биения вала является оборотная частота.
Работа турбины сопровождается сильными гидравлическими ударами
в проточной части и значительными шумами.
Размахи пульсаций давления в спиральной камере и отсасывающей трубе достигают 15- 22 м водяного столба, а под крышкой турбины – 36 м водяного столба вертикальных вибраций ТП-230 мкм, колебания мощности генератора 18-20 МВт, пульсаций осевого усилия - 150 тс. Несколько возрастают (до 100-120 мкм) радиальные вибрации ТП и биение вала
(до 0,6-0,7 мм). Воздух с шумом засасывается под РК через штатный клапан на торце вала. Но его влияния на амплитудные и частотные характеристики динамических процессов при испытаниях до напора 190 м не замечено. Испытания при напоре 194 м показали, что при впуске воздуха под РК исчезают гидравлические удары в проточной части, уменьшается шум,
а уровень динамических процессов, хотя несколько снижается, но остается недопустимо высоким».
По состоянию на 00 час. 00 мин. (время МСК) 16.08.09 (согласно данным ОАО «Системный оператор ЕЭС»): (ОАО «СО ЕЭС»)
Работа станций ОЭС Сибири осуществляется по плановому диспетчерскому графику;
Братская ГЭС подключена на управление от центральной станции автоматики регулирования частоты и мощности (далее - ЦС АРЧМ) ОДУ Сибири (г. Кемерово) в соответствии с уставками, задаваемыми диспетчером главного диспетчерского центра ОАО «СО ЕЭС»
(г. Москва) зависимости от необходимой доли участи ОЭС Сибири во вторичном регулировании частоты в ЕЭС России с учетом перетоков мощности на связях ЕЭС Казахстана с Европейской частью ЕЭС России;
Саяно-Шушенская ГЭС работала по плановому диспетчерскому графику (не под управлением ЦС АРЧМ ОДУ Сибири по причине необходимости обеспечения планового суточного попуска воды через гидроузел).
16.08.2009 г. в 20 час 20 мин. (мск) на рабочем месте сменного персонала ССДТУ Братской гидроэлектростанции (БГЭС) сработала пожарная сигнализация цифрового линейного аппарата зала (ЦЛАЗ)
ООО «Иркутскэнергосвязь», размещенного в арендуемом у БГЭС помещении.
На центральном пульте управления (ЦПУ) БГЭС сработала сигнализация о неисправности каналов связи, отключились каналы автоматического регулирования частоты и перетоков мощности (АЧРМ), электронно-вычислительных машин (ЭВМ), пропала голосовая связь
с дежурным диспетчером (ДД) оперативно - диспетчерского управления (ОДУ), ДД ОАО «Иркутскэнерго» и дежурным диспетчером
ООО «Иркутсэнергосвязь».
16.08.2009 г. в 20 час. 21 мин. (мск.) о пожаре было сообщено оператору пожарной команды по охране БГЭС ООО «Пожарная охрана Иркутскэнерго» (далее – ПК).
В период с 20 час. 23 мин. (мск.) по 20 час 31 мин. 16.08.2009 г.
в результате пожара поочередно произошел выход из строя оптических линков между БГЭС - ПС «Покосное», БГЭС - ПС «Тулун», повреждено оборудование основных и резервных каналов связи, устройств АРЧМ БГЭС, устройств телемеханики, прямых голосовых каналов с ОДУ «Сибири»
и Иркутским РДУ.
В 20 час. 31 мин. (время мск) 16.08.09 диспетчером ОДУ Сибири отдана команда начальнику смены станции (далее – НСС) Саяно-Шушенской ГЭС на перевод ГРАРМ в режим автоматического регулирования от ЦС АРЧМ ОДУ Сибири. До 04-12 (время мск) 17.08.09 Саяно-Шушенская ГЭС работала в режиме управления от ЦС АРЧМ ОДУ Сибири.
16.08.2009 г. в 20 час.50 мин. возгорание было локализовано.
17.08.2009 г. в 10 час.03 мин. аварийный режим был ликвидирован, связь восстановлена.
В период аварийного режима на устройствах связи и телемеханики, недоотпуска электрической энергии БГЭС не было.
В соответствии с инструкцией по эксплуатации централизованной системы автоматического регулирования частоты и перетоков мощности энергообъединения Сибири (ЦС АРЧМ ОДУ Сибири)
№ 3.22.011-200.21/10.2007, утвержденной 26.10.2007 г. СО-ЕЭС «ОДУ Сибири» п. 1.3 к ЦС АРЧМ ОЭС Сибири могут быть подключены,
в качестве регулирующих, Братская, Усть-Илимская и Саяно-Шушенская, как станции, оснащенные микропроцессорной системой ГРАРМ
со встроенными задатчиками внеплановой мощности (ЗВМ).
В соответствии с должностной инструкцией старшего диспетчера оперативно-диспетчерской службы, утвержденной генеральным директором филиала ОАО «СО ЕЭС» ОДУ Сибири 28.03.2008 г., п.3.2 диспетчер обязан приоритетно пользоваться всеми средствами связи энергообъединения
и энергосистем, как оперативно-диспетчерской, так и прочими средствами связи, включая сотовый мобильный телефон, закрепленный за ОДС, а также приоритетно пользоваться оперативно информационным комплексом (ОИК) для решения оперативных задач, получения оперативной и справочной информации.
По данным оперативного журнала БГЭС связь по сотовому телефону была восстановлена с дежурным диспетчером ОДУ 16.08.2008 г.
в 21час. 00 мин. Таким образом, отсутствие управления БГЭС со стороны ОДУ Сибири составило 40 мин.
Диспетчерские команды на изменение активной нагрузки в период
с 21 час .00 мин. (время МСК) 16.08.09 по 04 час. 23 мин. (время мск) 17.08.09 на Братской ГЭС приведены в таблице 4.4.1, в период
с 20 час. 00 мин. (время мск) 16.08.09 по 04-23 (время мск) 17.08.09 на Саяно-Шушенской ГЭС в таблице 4.4.2.
Таблица 4.4.1
Перечень диспетчерских команд, направленных на изменение активной нагрузки Братской ГЭС, отданных в период времени с 21-00(время МСК) 16.08.2009 до 04-23 (время МСК) 17.08.2009.
время команда цель
16.08.09
1 21-00 Установить нагрузку на станции 2500 МВт Отклонение от планового диспетчерского графика с целью создания регулировочного диапазона автоматического регулирования для компенсации возможных аварийных небалансов мощности в ОЭС Сибири.
2 21-57 С 22-00 работать по плановому диспетчерскому графику Возврат нагрузки станции в соответствии с плановым диспетчерским графиком.
17.08.09
3 03-51 Установить нагрузку на станции 2200 МВт Создание регулировочного диапазона автоматического регулирования для компенсации возможных аварийных небалансов мощности в ОЭС Сибири.
4 03-57 Установить нагрузку на станции 2400 МВт Создание регулировочного диапазона автоматического регулирования для компенсации возможных аварийных небалансов мощности в ОЭС Сибири.
5 04-13 Установить нагрузку на станции 2800 МВт Обеспечение допустимых перетоков в ОЭС Сибири по контролируемым сечениям на связях с ЕЭС Казахстана в условиях отсутствия генерации на Саяно-Шушенской ГЭС
Установить нагрузку на станции 3200 МВт
Установить нагрузку на станции 3500 МВт
Установить нагрузку на станции 3720 МВт
Таблица 4.4.2
Перечень диспетчерских команд, направленных на изменение активной нагрузки Саяно-Шушенской ГЭС, отданных в период времени
с 20-00(время МСК) 16.08.09 до 04-23(время МСК) 17.08.09.
время команда цель
16.08.09
1 20-28 Выполните нагрузку 4000 МВт Управление электроэнергетическим режимом ОЭС Сибири мощности в ОЭС Сибири
2 20-30 Выполните нагрузку 4200 МВт
3 20-31 На Саяно-Шушенской ГЭС включайте ЗВМ вы привлекаетесь к регулированию перетока Сибирь – Казахстан уставка сейчас 400 МВт в сторону Казахстана Подключение Саяно-Шушенской ГЭС к регулированию от ЦС АРЧМ ОДУ Сибири
4 20-51 Снимите 200 МВт плановой мощности Создание регулировочного диапазона автоматического регулирования для компенсации возможных аварийных небалансов мощности в ОЭС Сибири.
5 21-34 Снимите 200 МВт плановой мощности
6 22-00 Снимите 200 МВт плановой мощности
7 22-01 Установите плановую мощность 3300 МВт
8 22-04 Установите плановую мощность 3200 МВт
9 22-05 Установите плановую мощность 3000 МВт
10 22-26 Снимите 200 МВт плановой мощности
17.08.09
11 00-12 Установите плановую мощность 3000 МВт Создание регулировочного диапазона автоматического регулирования для компенсации возможных аварийных небалансов мощности в ОЭС Сибири.
12 00-15 Установите плановую мощность 3200 МВт
13 00-18 Установите плановую мощность 3400 МВт
14 00-27 Установите плановую мощность 3600 МВт
15 01-43 Установите плановую мощность 3800 МВт
16 02-08 Установите плановую мощность 4000 МВт
17 02-11 Установите плановую мощность 4100 МВт
18 02-40 Снимите 100 МВт плановой мощности
19 03-03 Установите плановую мощность 4100 МВт
В период с 20 час. 21 мин. (время МСК) 16.08.09 по 20 час. 55 мин. (время МСК) 16.08.09 (при отсутствии связи с Братской ГЭС):
- диспетчерский персонал ОАО «СО ЕЭС» в части управления электроэнергетическим режимом рабаты ОЭС Сибири контролировал перетоки мощности в контролируемых сечениях с учетом работы
Саяно-Шушенской ГЭС под управлением от ЦС АРЧМ. В части Братской ГЭС диспетчерский персонал действовал в соответствии с требованиями «Правила предотвращения развития и ликвидации нарушений нормального режима электрической части энергосистем». При этом принимались все меры к восстановлению связи, используя любые виды связи (междугородная, сотовая, ведомственная и т. д.), а также передача сообщений через другие энергообъекты:
- оперативный персонал Братской ГЭС обеспечивал несение нагрузки станции по плановому диспетчерскому графику в соответствии
с требованиями Инструкции по предотвращению нарушений нормального режима в операционной зоне Иркутского РДУ, а также принимал меры
к восстановлению связи, используя любые виды связи, в том числе передачу сообщений через другие энергообъекты.
16.08.2009 в 23 часа 14 мин. ГА-2 – был выведен из резерва
по решению оперативного персонала станции и введен в работу
с регулируемой нагрузкой по заданию филиала ОАО «СО ЕЭС» - ОДУ «Сибири» под автоматическим управлением регулирования мощности АРЧМ - ГРАРМ в качестве приоритетного при исчерпании диапазонов регулирования мощности.
16.08.2009 в 23 часа 31 мин. ГА-10 СШГЭС был выведен из резерва
и введен в работу, под управление ГРАРМ не вводился.
17.08.2009 в работе находились девять гидроагрегатов (станционные номера 1, 2, 3, 4, 5, 7, 8, 9 и 10), гидроагрегат ГА-6 выведен в ремонт, ГА-1, 2, 4, 5, 7 и 9 находились под автоматическим управлением регулирования мощности АРЧМ-ГРАРМ, ГА-3, 8 и 10 работали на индивидуальном управлении (в базе).
Данные по регулированию мощности ГА-2 приведены в таблице:
№
п./п. Дата Время (местное) Мощность (МВт)
1 16.08.2009 23 ч. 15 мин. 50
2 16.08.2009 23 ч. 17 мин. 110
3 16.08.2009 23 ч. 30 мин. 200
4 16.08.2009 23 ч. 31 мин. 165
5 16.08.2009 с 23 ч. 44 мин. – 00 ч. 15 мин. 600
6 17.08.2009 00 ч. 30 мин. 135
7 17.08.2009 00 ч. 30 мин. до 07 ч. 03 мин. от 10 до 255
8 17.08.2009 07 ч. 03 мин. до 07 ч. 29 мин. 600
9 17.08.2009 07 ч. 30 мин. 170
10 17.08.2009 с 07 ч.30 мин. до 07 ч. 45 мин. от 170 до 260
11 17.08.2009 07 ч.46 мин. 610
12 17.08.2009 с 07 ч. 47 мин. до 08 ч. 00 мин. 605
13 17.08.2009 08 ч. 12 мин. 575
14 17.08.2009 08 ч. 13 мин. 475
15 17.08.2009 08 ч. 13 мин. 25 сек. 0
Данные по состоянию оборудования ГА на 8 час. 00 мин. 17.08.2009 г. приведены в таблице:
Н=212,04 м; Iг.=26,1 кА ВБ=537,11 м; Nст.=4390;
n=142.8 об/мин; НБ=325,07 м; Uг.=15,75 кВ; f=50 гЦ
N, МВт
мощность
ГА-1
ГА-2
ГА-3
ГА-4
ГА-5
ГА-6
ГА-7
ГА-8
ГА-9
ГА-10
605 600 570 600 600 В ремонте
120 590 605 100
Q,м /сек
расход
315
312 298 312 312 92 307 315 83
Открытие
на, %
72 72,5 75 74 73 24 71 74 24
Р
Давление МПа
МНУ25-2/63-3
В заданных пределах В заданных пределах
Амплитуда вибрации
подшипника крышки турбины, мкм
200 600 150 110 275 50 175 200 50
Р., кГс/см2
Давление в отсасывающей трубе
0,4 1,0 0,6 1,1 0,1 1,3 0,5 0,5 1,1
Р., кГс/см2 Давление под крышкой
3,2
3,4 3,6 3,3 1,1 2,2 3,5 3,1 2,3
Данные по состоянию гидроагрегатов на 8 час. 13 мин.
17.08.2009 приведены в таблице:
ВБ=537,11 м Nст.=4100 n=142.8 об/мин
НБ=325,07 м Uг.=15,75 кВ f=50 гЦ
Н=212,04 м Iг.=26,1 кА
N, МВт
мощность
ГА-1
ГА-2
ГА-3
ГА-4
ГА-5
ГА-6
ГА-7
ГА-8
ГА-9
ГА-10
570 475 570 575 570 В ремонте
85 585 570 100
Q,м /сек
расход 298 256 298 302,5 298 75 305 298 83
Открытие
на, % 70 69 75 71 69 12 71 71 24
Р Давление МПа
МНУ25-2/63-3 В заданных пределах В заданных пределах
Амплитуда вибрации
подшипника крышки турбины, мкм 200 840 175 160 160 50 200 170 50
Р, кГс/см2
Давление в отсасывающей трубе 0,5 1,2 0,6 1,2 0,1 1,1 0,5 0,6 1,1
Р, кГс/см2 Давление под крышкой
3,2 3,5 3,6 3,3 1,1 2,0 3,5 3,1 2,3
Анализ данных из архивов АСУ ТП (трендов) по ГА-1, 2, 3, 4, 5, 7, 8, 9, 10 показал, что гидравлический режим работы штатный, температурный режим сегментов подпятника в норме (не превышает 800 С).
Как видно из сопоставления данных двух приведенных в тексте таблиц амплитуда вибрации подшипника крышки турбины ГА-2 с 08 час. 00 мин.
до 08 час. 13 мин. увеличилась на 240 мкм (с 600 до 840мкм при максимальном значении до 160мкм), давление в отсасывающей трубе с 1,0 до 1,2 кГс/см2, давление под крышкой с 3,4 до 3,5 кГс/см2 все это происходило на фоне снижения мощности с 600МВт до 475МВт.
Состояние затворов водоводов гидроагрегатов на 8 час 00 мин. 8 час. 13 мин. 17.08.2009 (время местное) приведены в таблице:
ВБ=537,11 м НБ=325,07 м Н=212,04 м
Затвор ГА-1 Затвор ГА-2 Затвор ГА-3 Затвор ГА-4 Затвор ГА-5 Затвор ГА-6 Затвор ГА-7 Затвор ГА-8 Затвор ГА-9 Затвор ГА-10
открыт
Q=298
м3/сек открыт
Q=256
м3/сек открыт
Q=298
м3/сек открыт
Q=302,5
м3/сек открыт
Q=298
м3/сек закрыт
Q=0
м3/сек открыт
Q=75
м3/сек открыт
Q=305
м3/сек открыт
Q=298
/ м3сек открыт
Q=83
м3/сек
4.5 Технические причины и организационные события повлиявшие на развитие аварии.
16.08.2009 в 23 часа 14 минут ГА-2 – был выведен из резерва (вид оперативного состояния оборудования, означающего полную готовность
к вводу в работу и принятию нагрузки) по решению оперативного персонала станции и введен в работу с регулируемой нагрузкой по заданию филиала ОАО «Системный оператор единой энергетической системы» - ОДУ «Сибири» и был назначен персоналом станции приоритетным для изменения нагрузки при исчерпании диапазонов регулирования мощности.
Изменение мощности включенного в регулирование гидроагрегата №2 осуществлялось автоматически под воздействием регулятора ГРАРМ
в соответствии с командами АРЧМ.
На СШ ГЭС установлены гидроагрегаты с турбиной РО-230/833-В-677. Срок службы гидротурбин, установленный заводом- изготовителем – 30 лет. На момент аварии срок эксплуатации гидротурбины составлял 29 лет 10 мес. Данная гидротурбина имеет узкий регулировочный диапазон при напорах выше расчетных в зоне высоких КПД. При выходе из регулировочного диапазона гидроагрегат попадает в не рекомендованную для эксплуатации зону. Работа в данной зоне сопровождается переходными гидродинамическими процессами, пульсациями давления в проточном тракте и повышенной вибрацией гидроагрегата. Ограничения по работе турбины
в не рекомендованной зоне эксплуатации заводом-изготовителем
не установлены.
В техническом задании на разработку ГРАМ не были сформулированы критерии, определяющие приоритеты работы гидроагрегата при групповом регулировании мощности, индивидуальное ограничение по мощности и зонам не рекомендованным к работе, не учитывались особенности режимов работы и конструкции гидроагрегатов. Не были установлены критерии выбора приоритетного агрегата и сроки сохранения приоритета. Алгоритм воздействия ГРАРМ на гидроагрегат в ходе автоматического регулирования мощности и частоты не согласовывался с заводом- изготовителем гидротурбины.
Вследствие многократного возникновения дополнительных нагрузок переменного характера на гидроагрегат, связанных с переходами через
не рекомендованную зону, образовались и развились усталостные повреждения узлов крепления гидроагрегата, в том числе крышки турбины. Вызванные динамическими нагрузками разрушения шпилек привели к срыву крышки турбины и разгерметизации водоподводящего тракта гидроагрегата.
Кроме разрушенных, обнаружены шпильки, на которых отсутствуют следы срыва гаек. Это свидетельствует о том, что на момент аварии гайки
на шпильках отсутствовали.
Не были выполнены указания п.15 Акта «Приемки в эксплуатацию законченного строительством Саяно-Шушенского гидроэнергетического комплекса на реке Енисей» от 2000 года о замене рабочих колес гидроагрегатов. Руководством ОАО «РусГидро» не были реализованы мероприятия, связанные с повышенным износом оборудования,
для обеспечения диапазона автоматического регулирования, несмотря
на наличие приказа РАО ЕЭС № 524 от 18.09.2002года.
Нормативы по контролю состояния и сроку службы узлов крепления, обеспечивающих герметичность гидротурбины, в документах завода-изготовителя и в эксплуатационных документах СШГЭС отсутствуют.
В ходе регламентных работ на СШГЭС контроль осуществлялся визуальным способом, не применялись методы неразрушающего дефектоскопического контроля в сроки обеспечивающие безопасную эксплуатацию оборудования (гидроагрегата).
Реализация Стратегии ОАО РАО «ЕЭС России» на 2003 – 2008 гг. предусматривала, что после 1 января 2005 года ремонтные услуги будут осуществляться не только собственным персоналом но и дочерними структурами генерирующих и сетевых компаний. Вывод ремонтного персонала из штатного расписания ГЭС в дочерние структуры
и сложившийся характер договорных отношений, не сопровождался внесением в договора (ремонта и обслуживания) требований о регулярном контроле технического состояния оборудования.
Система непрерывного виброконтроля, установленного
на гидроагрегате № 2 в 2009 г. не была введена в эксплуатацию
и не учитывалась оперативным персоналом и руководством станции
при принятии решений.
В период с 21.04.2009 по 17.08.2009 наблюдался рост показаний вибрации турбинного подшипника гидроагрегата № 2, примерно в 4 раза.
Задания по изменению нагрузки ОАО «СО ЕЭС» - ОДУ «Сибирь» путем автоматического управления регулирования мощности АРЧМ - ГРАРМ не учитывали специфику, срок службы и фактическое состояние установленного гидроэнергетического оборудования.
Сведения об обмене информацией между СШГЭС и ОДУ «Сибири»
по вопросу установления ограничения на выдачу команд АРЧМ - ГРАРМ отсутствуют.
Развитие аварии с гибелью большого количества людей и разрушением технических устройств, эксплуатируемых на СШГЭС, явилось следствием несоответствия комплекса защитных мер в отношении оборудования
и персонала СШГЭС видам опасности, в частности:
- отсутствие резервного источника питания и ключа управления
на главном щите ЦПУ приводов сброса аварийно-ремонтных затворов напорных водоводов;
- отсутствие в алгоритме работ гидромеханической колонки регулятора режима закрытия направляющего аппарата при потере электроснабжения;
- применения оборудования и линий питания, связи, управления, контроля и защиты не во влагопылезащищенном исполнении.
- отсутствие в помещениях с постоянным либо временным расположением персонала, эвакуационных выходов на отметку,
не подвергаемую затоплению;
- отсутствие в помещениях с постоянным либо временным расположением персонала необходимых средств индивидуальной защиты.
Комиссия обращает внимание на то, что переход ОАО «ГидроОГК» (ОАО «Русгидро») на Стандарты, разработанные РАО «ЕЭС России» не обеспечил на должном уровне безопасную эксплуатацию ГЭС.
Совместным приказом ОАО «ГидроОГК» и ОАО «УК ГидроОГК» от 06.09.2006 № 141/3562 «О применении Стандартов ОАО РАО ЕЭС России «Методики оценки технического состояния основного оборудования гидроэлектростанций» подписанным Председателем Правления ОАО «ГидроОГК», Генеральным директором ОАО «УК ГидроОГК» Синюгиным В.Ю., введен Стандарт РАО ЕЭС России «Методики оценки технического основного оборудования гидроэлектростанций» и отменен ряд нормативных документов, действующих ранее и обеспечивающих безопасность работы ГЭС.
Аналогично с приведенным выше приказом Указанием ОАО «СШГЭС имени П.С. Непорожного» от 11.09.2006 № 35/102, подписанным главным инженером А.Н. Митрофановым, Стандарт РАО «ЕЭС России» «Методики оценки технического состояния основного оборудования гидроэлектростанций» введен в действие и отменены ранее действующие документы, предусматривающие безопасность работы ГЭС.
Вместе с тем Стандарт РАО «ЕЭС России» - «Методики оценки технического состояния основного оборудования гидроэлектростанций» не предусматривал все необходимые требования для стабильной и безопасной работы оборудования на ГЭС.
Совместным приказом ОАО «УК ГидроОГК» и ОАО «РусГидро» от 24.11.2008 № 752/1п-213 «О присоединении к стандартам организации ОАО РАО «ЕЭС России», подписанным и.о. Председателя Правления ОАО «РусГидро», Генеральным директором ОАО «УК ГидроОГК» В.А.Зубакиным, установлено, что стандарты организации ОАО РАО «ЕЭС России» применяются ОАО «РусГидро» и Управляемыми обществами в качестве локальных нормативных документов (актов) с 01.01.2009. Указанным приказом управляющему директору, руководителю Бизнес- единицы» Инжиниринг ОАО «РусГидро» Хазиахметову Р.М., члену Правления, управляющему директору руководителю Бизнес- единицы «Производство» ОАО « РусГидро» Богушу Б.Б. директорам Филиалов ОАО «РусГидро», первым заместителям Генерального директора- управляющим директорам Управляемых обществ поручено обеспечить приведение в соответствие со Стандартами нормативно-технической документации и должностных инструкций соответствующих категорий ОАО «РусГидро», управляемых обществ.
Особенности конструкции гидротурбин РО230/833-В-677.
Вертикальная радиально-осевая гидравлическая турбина
РО230/833-В-677 гидроагрегата (далее ГА) № 2 изготовлена ПО «ЛМЗ»
в соответствии с ТУ108-651-77, внесенными в реестр государственной регистрации за № 1656207 от 23.02.1977, и запущена в штатную эксплуатацию в 1979 году.
Согласно выполненному в июне 1988 года техническому отчету «Натурные испытания турбин Саяно-Шушенской ГЭС со штатными рабочими колесами» № 1008, том 1, утвержденному главным инженером производственного объединения турбостроения «Ленинградский Металлический завод» В.К.Глухих, были определены заводские эксплуатационные характеристики гидроагрегата с указанием
не рекомендуемых зон работы гидроагрегата.
«Для постоянной эксплуатации турбин рекомендуется диапазон мощностей, соответствующих зоне III, в которой КПД турбин имеет максимальное значение, пульсации давления в проточной части минимальны, вибрационное состояние турбин оценивается как хорошее. Разрешается работа турбин в зоне I, в которой уровень динамических характеристик является допустимым, но уровень КПД турбин низкий. Работа турбин в зоне II не рекомендуется, а в зоне IV (за линией ограничения мощности) – не допускается. При работе в зоне II работа турбины сопровождается сильными гидравлическими ударами в проточной части и значительными шумами, уровень динамических характеристик остается недопустимым».
Согласно натурным исследованиям завода-изготовителя «зона II – Под РК (рабочим колесом) имеет место мощный центральный жгут с частотой вращения 0,4 - 0,8 Гц. Эта частота является определяющей частотой вертикальных вибраций корпуса ТП (турбинного подшипника), осевого усилия и пульсаций давления во всех точках проточного тракта турбины (кроме пульсаций под крышкой турбины, где наряду со жгутовой частотой, определяющими являются также частоты 4,76 и 200 - 300 Гц). Определяющей частотой радиальных вибраций корпуса ТП и биения вала является оборотная частота.
Работа турбины сопровождается сильными гидравлическими ударами
в проточной части и значительными шумами.
Размахи пульсаций давления в спиральной камере и отсасывающей трубе достигают 15- 22 м водяного столба, а под крышкой турбины – 36 м водяного столба вертикальных вибраций ТП-230 мкм, колебания мощности генератора 18-20 МВт, пульсаций осевого усилия - 150 тс. Несколько возрастают (до 100-120 мкм) радиальные вибрации ТП и биение вала
(до 0,6-0,7 мм). Воздух с шумом засасывается под РК через штатный клапан на торце вала. Но его влияния на амплитудные и частотные характеристики динамических процессов при испытаниях до напора 190 м не замечено. Испытания при напоре 194 м показали, что при впуске воздуха под РК исчезают гидравлические удары в проточной части, уменьшается шум,
а уровень динамических процессов, хотя несколько снижается, но остается недопустимо высоким».
