Размещено на http: //www. allbest. ru/

Московский энергетический институт (технический университет)

Проблемы надежности и эффективности гидротурбинного оборудования гидроэлектростанции

И.Г. Белаш

Аннотация

Рассматриваются некоторые проблемы надежности гидротурбинного оборудования гидроэлектростанций, организационные и нормативные методы повышения уровня обеспечения защиты объектов гидроэнергетики от тяжелых катастроф. Рассматриваются причины аварии на Саяно-Шушенской ГЭС. Предлагаются некоторые технические способы повышения надежности.

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