На черной частоте [ 6 ]

Ирик Имамутдинов, специальный корреспондент журнала «Эксперт»

В катастрофе на СШГЭС виноваты в итоге не шпильки и гайки, а несистемный подход к модернизации энергетической отрасли

Третьего октября были обнародованы результаты проведенного «Ростехнадзором» расследования причин аварии, случившейся 17 августа 2009 года на Саяно-Шушенской ГЭС (СШГЭС). Масштаб аварии таков, что иначе как техногенной катастрофой ее не назовешь. Напомним, что прорыв воды на втором гидроагрегате (ГА) станции привел к полному затоплению машинного зала, уничтожению большей части оборудования и, главное, к гибели 75 человек. Крупнейшая в стране ГЭС мощностью 6,4 ГВт, основной регулировщик мощности в единой энергосистеме Сибири, полностью и надолго выбыла из строя.

Поручение президента разобраться в причинах катастрофы в двухнедельный срок взявшийся за расследование «Ростехнадзор» не выполнил. Но это понятно: клубок причин, уходящих еще в советские времена, оказался весьма запутанным. По словам бывшего главного инженера станции Валентина Стафиевского, в 60−х годах прошлого века именно мы начали строить высоконапорную электростанцию с такими параметрами. Сама станция была инновационной, и не только для своего времени: до сих пор в мире нет подобной ГЭС, сочетающей высокий напор 194 метра и большую мощность. Сейчас есть станции мощнее — в Южной Америке, в Китае, — но все они с меньшими напорами; есть и более высокие, но значительно меньшей мощности.

Станцию собирались пустить за рекордные пять лет. Строительство СШГЭС началось в 1963 году, а последние девятый и десятый блоки были пущены только в 1984−м.

В 1960−х турбины и генераторы в 500 МВт для Красноярской ГЭС считались мощными, для Саяно-Шушенской ГЭС замахнулись на совсем уж рекордное 750−мегаваттное оборудование. Уже в ходе натурных испытаний выяснилось, что, работая в полную силу, турбина такой мощности входит в опасные для существования всей плотины вибрационные режимы, резонируя с водоводом. Пришлось довольствоваться 640 МВт мощности. Это привело к сужению «хорошего» диапазона мощностей примерно с 250 до 140 МВт. Дело в том, что по гидродинамике средняя зона мощностей радиально-осевых турбин считается опасной для их работы, и в эту зону стараются входить как можно реже. Во времена СССР особой нужды маневрировать мощностями ГЭС в широком диапазоне не было, так как потребление мощности благодаря работающей промышленности было относительно равномерным и необходимости резко повышать и понижать нагрузку турбин, а значит, заходить в опасную зону для поддержания нормативных сетевых показателей мощности (частоты, напряжения) приходилось не так часто. В 1990–2000−х все изменилось. Частота регулирования покрытия пиковых мощностей и, наоборот, резкого падения нагрузок из-за изменения структуры потребления резко увеличилась. Режим маневрирования ГЭС, в том числе Саяно-Шушенской, изменился. В 2000−х годах на изменение режима работы СШГЭС повлияло «назначение» станции наряду с Братской ГЭС на роль главного регулятора мощности в единой энергосистеме Сибири. До этого, по словам Валентина Стафиевского, использовались четыре-пять электростанций, режим работы которых менялся по команде системного оператора в ручном режиме. Для сетевого регулирования использовалась и вторая по мощности в стране Красноярская ГЭС, которая находится в центре узла нагрузок, и она чаще решала регулировочные задачи, чем СШГЭС. Но Красноярская принадлежит теперь одной из структур «Базового элемента», и договориться с ними системному оператору, видимо, сложнее, чем командовать двумя станциями.

Качество тока в сети при этом упало. В 2000−х начался рост спроса на электроэнергию, что еще больше усугубило ситуацию. К тому же в РАО ЕЭС появились планы масштабного экспорта электроэнергии, а для этого годился только качественный ток. Там посчитали, что ухудшение качества происходит, в частности, в результате неоперативного управления при ручном регулировании мощности, и в 2002 году был издан приказ № 524 «О повышении качества первичного и вторичного регулирования частоты электрического тока в ЕЭС России». Приказ РАО обязывал станции устанавливать автоматические системы группового регулирования активной и реактивной мощности (ГРАРМ).

Валентин Стафиевский рассказывает, что первый вариант ГРАРМ ввели на СШГЭС из-за отсутствия подрядчиков на установку таких систем только в 2004 году, но он оказался крайне неудачным и сразу же едва не посадил станцию на ноль, «ложно разгрузив станцию на 3 ГВт, что создало серьезные проблемы в энергообъединении Сибири». После этого случая появилась неуверенность в том, что ГРАРМ сработает правильно и снова не разгрузит электростанцию. И когда в 2006 году на СШГЭС установили новую версию ГРАРМа, все агрегаты под управление системы группового регулирования вводить не стали. В июне 2009 года после ремонта к этой системе подключили злополучный ГА № 2.

Шестнадцатого августа из-за пожара на подстанции связи Братской ГЭС системный оператор, несмотря на отсутствие показаний о проблемах в сетевом энергообъединении Сибири, решил перестраховаться и передал регулирование на Саянку, на которой пришлось разгонять и останавливать ГА, в том числе второй. Дальше произошло то, что в Акте технического расследования причин аварии, проведенного «Ростехнадзором», описывается следующим образом: «Вследствие многократного возникновения дополнительных нагрузок переменного характера на гидроагрегат, связанных с переходами через нерекомендованную 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».

Прокомментировать произошедшее, работу и выводы комиссии мы попросили Юрия Петреню — заместителя генерального директора, технического директора «Силовых машин», чьи филиалы — Ленинградский металлический завод и «Электросила» — в свое время изготовили основное оборудование для СШГЭС. Доктор физико-математических наук, профессор, заведующий кафедрой энергомашиностроения СПбГПУ и многолетний директор ведущего в области оборудования для электроэнергетики Центрального котлотурбинного института (сейчас НПО ЦКТИ им. Ползунова), Юрий Петреня — один из самых авторитетных людей в этой области электроэнергетики, он был приглашен в комиссию «Ростехнадзора» для расследования причин произошедшей катастрофы.

— Юрий Кириллович, как и кем готовился документ?

— Во-первых, этот документ — продукт работы очень большого числа людей. Во-вторых, результат анализа очень большого объема материалов — распорядительных, эксплуатационных, проектных документов.

Работа комиссии проходила в несколько этапов. Существовала комиссия «Ростехнадзора», но при подготовке окончательного заключения она пользовалась заключением комиссии экспертов, а уже среди экспертов-то было много людей очень грамотных. В обсуждении участвовали люди, представляющие Академию наук, высшую школу, различные отраслевые организации: исследовательские, проектные, ремонтные. Повторюсь, итоговый документ — продукт труда большого числа людей и анализа огромного объема информации.

— Можно назвать экспертов?

— Что касается анализа изломов шпилек и других металлических изделий, это ЦНИИТМаш (ГНЦ РФ НПО «Центральный НИИ технологии машиностроения» — одна из ведущих научных исследовательских организаций в области новых материалов и технологических процессов при изготовлении оборудования для энергетики. — «Эксперт»).

— Алексей Дуб?

— Алексей Владимирович — директор института, а там были его ребята, толковые и грамотные. В качестве эксперта от ВТИ (Всероссийский теплотехнический институт, так же как и питерский ЦКТИ, — ведущий отраслевой институт в области электроэнергетики и энергомашиностроения. — «Эксперт») выступал Резинских Владимир Федорович, доктор технических наук. Была комиссия от АН, ее возглавлял очень уважаемый, очень знающий и очень опытный Махутов Николай Андреевич из Института машиноведения имени Благонравова, член-корреспондент РАН.

— Его присутствие как-то связано со специализацией института?

— Институт машиноведения всегда занимался вопросами надежности, прочности и так далее. Участвовал в разборах практически всех аварий в последние сорок лет. Взрывы автоклавов с обрушением кровли, аварии на атомных станциях, повреждения роторов турбин электростанций — все серьезные вещи расследовались специалистами этого института. От Российской академии наук в экспертную комиссию входил и академик-секретарь Отделения энергетики, машиностроения, механики и процессов управления РАН Фортов Владимир Евгеньевич, и член-корреспондент РАН Федоров Михаил Петрович, ректор питерского Политеха, по специальности гидротехник, причем очень грамотный, квалифицированный человек. Потом в работе участвовали главные конструкторы по основному оборудованию — гидрогенераторам и турбинам. Кроме сторонних экспертов в подготовке документа участвовали и представители эксплуатации ГЭС. Там был Валентин Анатольевич Стафиевский, долго работавший на Саяно-Шушенской главным инженером, техническим директором, очень компетентный человек. От фирмы ОРГРЭС — Бойков Виктор Назипович, эксперт в области эксплуатации гидротехнического оборудования.

То есть было задействовано много очень квалифицированных людей, которые на одном из этапов в Москве согласовали экспертное заключение.

— Юрий Кириллович, дело ведь не в одних только шпильках?

— Да нет, конечно.

— Тогда в чем же все-таки причина?

–– Шпильки являются местом разрушения. И я даже сумел образно выразиться, что настоящая причина искала выход и нашла его через самое слабое место — эти самые шпильки. Если бы эта причина была вынуждена пойти другим путем, то могли быть очень серьезные повреждения, возможно, даже разрушение плотины.

Дело в разъемах, тех, что держат эти самые шпильки. Сейчас объясню. Для достоверного расследования причин аварии важно знать, что коэффициент запаса прочности этих разъемов по статическим нагрузкам равен 4,7. То есть они выдерживают практически пятикратную статическую нагрузку по отношению к проектной, что говорит о том, что они были спроектированы с большим запасом.

— Коэффициент запаса по статической нагрузке — то есть при постоянном давлении?

— Да. А есть нагрузка циклическая — при переменном давлении. Так вот: коэффициент разъемов по циклической нагрузке все равно больше трех, то есть тоже спроектирован с большим запасом прочности, но при одном маленьком условии — напряжение затяга шпильки должно быть 120 мегапаскалей. Если же шпилька затянута нормально — мы проводили специальные расчеты, — то при пульсации давления от проектного значения в 10, 20 и даже 30 процентов (а при 30 процентах пульсации там просто все вместе с плотиной должно было шататься), то коэффициент запаса все равно составляет больше единицы. То есть разъемы с точки зрения проектирования и надежности обеспечивают многократный запас прочности — конечно, при условии соблюдения ремонтных технологий, при условии соблюдения напряжения затяга, при условии соблюдения проектных режимов работы самого гидроагрегата.

— И все же они полетели?

— Значит, какие-то из этих условий не были соблюдены. Теперь по порядку. Повторю, коэффициент запаса по статике — 4,7. Это значит, что давление под крышкой, для того чтобы она вылетела, условно говоря, должно быть не 190 метров водяного столба, а в пять раз больше — километр. Бред полный. Нет там километра, и никак такого давления не нагнать.

— Многие пишут, закручены гайки были хреново.

— Давайте дальше посмотрим. Даже при меньших значениях напряжения затяга, чем 100 мегапаскалей, коэффициент запаса прочности больше трех. Правда, с понижением напряжения затяга этот запас начинает падать, и при напряжениях порядка 80 мегапаскалей коэффициент прочности становится меньше единицы — и тогда шпилька разрушается, но, обращаю внимание, это еще с условием 30 процентов пульсации. А ее, как я уже говорил, не было. Это значит, что должно было уменьшиться значение напряжения затяга самих шпилек. Но, как мы видим из нашего анализа, усталость могла появиться только в том случае, если напряжение затяга было маленькое и были переменные напряжения. Потом и ЦНИИТмаш подтвердит, что они разрушились от переменных напряжений, определивших усталость металла.

— Люди, которые закручивали там гайки на шпильках, живут в том же пристанционном поселке Черемушки, они что — самоубийцы? Или они не знают, каков должен быть коэффициент затяжки шпильки? Не верится, что ремонтники просто сачканули.

— Нет— нет, подождите. Я как раз к тому и веду, что здесь, возможно, другая ситуация и дело не в ремонтниках. Имеется ремонтный формуляр по результатам ремонта 2000 года, где указано, что все шпильки затянуты соответствующим образом.

Теперь смотрите: последний средний ремонт выполнялся в течение трех месяцев с января по март 2009 года. То есть открывались рифленое и сетчатое перекрытия крышки (под ними находится сама крышка и видны разъемы со шпильками. — «Эксперт»). Ясно, что там работал персонал, чинил что-то, красил. Как известно, шести гаек не было на разъеме, то есть шесть шпилек из восьмидесяти торчали без гаек на момент отрыва крыши. Как вы думаете, неужели ни один человек во время ремонта не увидел, что нет гаек? Это значит, что на момент послеремонтного пуска гайки были на месте все. Невероятно и то, что какой-нибудь никем не замеченный злоумышленник скрутил их — хотя бы потому, что для этого нужно приложить усилие в 1200 килограммов, так что тут без специального ключа не обойдешься.

— Вы ведете к тому, что гайки еще в марте были, а потом их вибрация, грубо говоря, раскрутила, и они слетели?

— Я клоню именно к этому. Двадцать девять с половиной лет это оборудование работало. И ни разу с ним ничего подобного не происходило. Несмотря на напряженный режим первых десяти лет (с 1978 года на агрегате стояло временное рабочее колесо, обусловливающее более напряженные режимы работы гидроагрегата, чем постоянное, в результате чего за это время произошло около 30 нарушений и повреждений узлов ГА-2; на штатное оно было заменено в 1986 году. — «Эксперт»). И вдруг за последние три с половиной месяца работы произошло что-то совершенно аномальное. Что показал ЦНИИТмаш? Что есть всего две шпильки из 49, которые исследовали, у которых есть ступенька на так называемом усталостном изломе. Причем эта ступенька меньше десяти процентов от площади. Это говорит о том, что ступенька могла появиться только в 2000 году, когда в последний раз затягивали шпильку. До этого трещинка была маленькая, затем при затяжке гайки ее подтянули — и появилась ступенька. Из этого можно сделать предположение, что к 2000 году из 80 шпилек только на двух были признаки неких повреждений. А на момент аварии уже 90 процентов шпилек имеют усталостные разрушения, по результатам анализа ЦНИИТмаша.

— 2000−й и 2009−й мы сравниваем как бы в ретроспективе?

— Да, конечно, сравнивали постфактум, имея в виду, что гайки закручивались в последний раз в 2000 году. Наличие вышеупомянутых двух ступенек на изломах двух шпилек может косвенно свидетельствовать, что только на этих шпильках напряжение затяга могло оказаться ниже нормативного. И вдруг за три с половиной месяца мы получаем не две шпильки, а порядка 90 процентов шпилек с усталостными изломами, что указывает на низкий уровень напряжения затяга почти у 90 процентов шпилек.

Если считать, что напряжение затяга в 2000 году практически для всех шпилек было на достаточном уровне и сохранялось на нем до выхода гидроагрегата из ремонта в марте 2009 года, то это значит, что в период с марта по август при эксплуатации гидроагрегата произошло снижение уровня затяга, которое может быть связано только с самопроизвольным отвинчиванием гаек в этот период. Чего не наблюдалось за предыдущие двадцать девять лет работы и никогда не наблюдалось при эксплуатации аналогичных агрегатов.

Дело в том, что, когда гидроагрегат работает в проектных режимах при обычном уровне частот вибрации 0,7–4,6 герца, гайка диаметром 80 миллиметров колебания крышки не чувствует в принципе. Чтобы гайка начала свинчиваться, должны быть такие частотные колебания, которые начинают оказывать влияние с учетом диаметра шпильки, по крайней мере, десятки-сотни герц, а это совершенно несвойственная, нехарактерная вибрация, которой в течение двадцати девяти с половиной лет не было.

— А это совсем недопустимые колебания?

— Конечно, вибрации частотой 200–300 герц вообще могут привести к гидроакустическому резонансу с водоводом, который может раскачать всю плотину. Характерные частоты для нашего оборудования — это низкие колебания. Сейчас я вас вывожу на тему, которая на самом деле является, на мой взгляд, очень серьезной. Состояние оборудования изменилось всего за три с половиной месяца. Причем на самом оборудовании ничего не менялось. В этот период в эксплуатацию был введен ГРАРМ и выбран второй гидроагрегат в качестве приоритетного при регулировании, больше ничего не изменилось.

— Для чего вводили эту систему?

— В советское время благодаря трехсменному режиму работы предприятий, тому, что все заводы работали, обеспечивалось более равномерное потребление электрической мощности, поэтому нагрузка на ГЭС не менялась так быстро и неритмичности в графике работы станций было намного меньше. Но все изменилось, и режим потребления стал намного более дерганым. В 2002 году вышел приказ РАО «ЕЭС России», который устанавливал новые требования к качеству вторичного регулирования мощности в сети.

— Я правильно понимаю, что ГРАРМ — это такая автоматика, которая позволяет на одном гидроагрегате заглушать мощность, а на другом увеличивать?

— Да, и в отличие от ручного регулирования позволяет делать это более плавно, что должно по идее находить отражение в более качественных характеристиках выдаваемой со станции мощности. Так вот, перед аварией приоритетом для регулирования изменения режимов работы для ГРАРМ оперативным персоналом был назначен именно второй ГА. Поскольку турбина недавно вышла из ремонта, то предполагалось, что у нее должны быть улучшенные параметры по сравнению с давно отремонтированными турбинами.

Значит, первое: мы стали регулировать машину ГРАРМ, а в нем заложено изменение подъема или съема нагрузки со скоростью 30 мегаватт в секунду, или 300 мегаватт за 10 секунд. Я спрашиваю разработчика: а почему такая скорость? На что он мне отвечает: «Чем быстрей, тем лучше». К сожалению, этот ответ говорит о том, что разработчики алгоритма ГРАРМ выбирали параметры его работы без знания и исследования влияния этих режимов на сложные гидродинамические процессы, происходящие в оборудовании, поскольку выбор режимов и регулирование с помощью такого рода систем возможны только на базе натурных испытаний гидроагрегата, с исследованием всех параметров состояния оборудования и процессов, в нем происходящих. Не случайно при сдаче оборудования в эксплуатацию выполнялись натурные испытания гидроагрегата только для определенных условий. И только для этих условий было исследовано и изучено поведение гидроагрегата. Поэтому ни изменения динамики конструкции весом 1600 тонн при изменении мощности, ни определенность происходящих при этом нестационарных, неоднородных гидродинамических процессов оборудования неизвестны разработчикам алгоритма. И можно предположить, что без натурных испытаний они и не могут быть правильно учтены при разработке алгоритма, а ссылки на сопоставление только по количеству переходов через нерекомендованные зоны, а также необоснованность заявления о том, что чем быстрее этот переход, тем лучше, являются дополнительным тому подтверждением.

— А почему именно со скоростью 30 мегаватт в секунду?

— Понятия не имею. Так устроен алгоритм ГРАРМ, который, опять же, с нами не согласовывался. Эта работа была выполнена по договору между Саяно-Шушенской ГЭС и «Промавтоматикой» с согласованием с сетевым оператором, без привлечения завода-изготовителя. По алгоритму ГРАРМ за восемь часов перед аварией было шесть нестационарных режимов разгрузки-нагрузки. Это примерно в 20 раз больше средних значений числа пусков-остановок, практикуемых, например, в стабильное с точки зрения потребления мощности советское время: маневренность ГА в среднем предполагалась в пределах 0,7–1,0 пуск-остановка в сутки. Эти режимы были проверены натурными испытаниями, под них были спроектированы система диагностики, система контроля и так далее. Это очень важная характеристика, потому что она определяет частоту входов и выходов в гидродинамически нехорошую среднюю зону мощностей, находясь в которой ГА объективно работает с «нехорошими» характеристиками, и в эту зону надо входить как можно реже, а вот насколько реже, нужно опять же измерять и считать.

— А каким должен быть правильный алгоритм?

— Честно говоря, не знаю — для новых условий регулирования. Нужно провести натурные испытания. Я предложил это на комиссии в «Ростехнадзоре». И о необходимости организации обследований и натурных испытаний гидроагрегатов на действующих ГЭС с привлечением не только специализированных научно-исследовательских организаций, но и РАН, и заводов-изготовителей записано в документе «Ростехнадзора» в качестве первой рекомендации.