Автоколебания напорных систем: иные инциденты

03 Мар 2011, 10:48

В предыдущей статье предлагаемой читателям серии был рассмотрен случай с возбуждением автоколебаний в напорной системе второго гидроагрегата Саяно-Шушенской ГЭС. Это – самый известный инцидент подобного рода, однако он был далеко не первым.

В предыдущей статье предлагаемой читателям серии был рассмотрен случай с возбуждением автоколебаний в напорной системе второго гидроагрегата Саяно-Шушенской ГЭС. Это – самый известный инцидент подобного рода, однако он был далеко не первым.

Применение теории гидроакустического возбуждения автоколебаний и целенаправленный сбор информации о различных странных и малопонятных инцидентах с отрывами турбинных крышек гидроагрегатов, а также с возникновением очень сильных вибраций, не позволяющих обеспечить нормальную работу этих агрегатов, дало возможность найти еще 4 гидро- и гидроаккумулирующие станции, в водоводах которых либо возбуждались автоколебания, либо происходило балансирование на самой границе этого грозного явления. Следует отметить, что только совместное рассмотрение всех этих инцидентов и позволило разобраться в происходящем.

Первым среди них было событие, произошедшее вечером 9 июля 1983 года на Нурекской ГЭС, на реке Вахш в Таджикистане. Надо сказать, что связывать события на Енисее и на Вахше почти сразу после 17 августа 2009 года стали более осведомленные на тот момент люди, чем автор данной серии статей. Однако, одни утверждали, что связь между этими событиями есть, другие ее отрицали, и, как водится, все остались при своем мнении, не имея возможности перейти от мнений к более доказательным аргументам.

Нурекская гидроэлектростанция, также как и Саяно-Шушенская ГЭС, является высоконапорной станцией с радиально-осевыми турбинами. Высота плотины флагмана таджикской гидроэнергетики на 55 м больше, чем у СШГЭС (300 м против 245 м), соответственно, больше и рабочие напоры. Однако в момент инцидента из-за маловодности реки тем летом, напор, при котором произошла авария на первом гидроагрегате Нурекской ГЭС, был всего 203 м, что на 9 м меньше, чем на СШГЭС в момент катастрофы, и более того, он был на 4 м меньше, чем минимально допустимый проектный напор.

Авария произошла при запуске первого гидроагрегата в той же области не рекомендованной работы или в зоне A рис. 1 из предыдущей статьи данной серии. В отличие от того, что произошло на Саянах 26 лет спустя, там оборвалось только 50 крепежных шпилек из 72, турбинная крышка первого агрегата оторвалась не полностью и зависла в полуоторванном положении. Через 6 минут агрегат был отключен (был закрыт шаровой затвор, расположенный перед турбиной), еще через 4 минуты агрегат был остановлен, а через 38 минут для предотвращения затопления машинного зала были опущены и затворы нижнего бьефа.

В результате расчетов собственных частот напорной системы первого агрегата Нурекской ГЭС и пересчета вихревых частот (частот прецессии затурбинного вихря) с помощью теории подобия, была обнаружена такая степень их близости, что при повышенном уровне пульсаций на режиме работы агрегата, выходящем за проектные границы, индекс гидроакустической устойчивости σ оказался равен примерно 0.5. Это явно демонстрировало возможность запуска автоколебаний в зоне A (в области не рекомендованной работы) при таких внепроектных уровнях напоров. В то же время даже на второй моде в зоне A' (не говоря уже о других), индекс σ оказался достаточно велик, и ничего подобного процессу бустинга, описанному в предыдущей статье, там не случилось. Поэтому, после попадания агрегата в зону B рис. 1 из предыдущей статьи серии, а также вследствие изменения гидравлических характеристик водовода после частичного отрыва турбинной крышки, процесс автоколебаний затух сам собой, а своевременные действия персонала станции по закрытию имеющихся там затворов еще более ограничили ущерб от этого инцидента.

Расчетный максимальный напор на Нурекской ГЭС составляет 275 м, однако, из заявления ее главного инженера, сделанного в 2007 году, следует, что работа Нурекской ГЭС возможна только при напорах, не превышающих 260 м. «Если вода поднимается выше положенной нормы, она сбрасывается». Напорная система восьмого агрегата станции с самым коротким водоводом на этом режиме оказывается наименее устойчивой, при этом расчетное значение индекса σ ≈ 1.1. Из этого следует, что при σ ~ 1 гидроакустическая устойчивость начинает теряться.

Другой случай, но уже с полным отрывом турбинной крышки и вылетом гидроагрегата из турбинного колодца снова произошел в Таджикистане в феврале 2007 года на сравнительно небольшой деривационной (то есть использующей естественный уклон местности) гидроэлектростанции. Грозную красоту ущелья, в котором расположена эта гидроэлектростанция (Памир-1), можно оценить по представленной ниже фотографии ее машинного зала на фоне окружающих гор.



Зима 2006 – 2007 годов была самой холодной на Памире за последние 15 лет. В январе 2007 года на поверхности водохранилища ГЭС Памир-1, строительство которой завершилось в 2005 году, образовался слой льда, что сократило расход воды, поступающей в деривационный туннель. Из-за этого мог работать только один гидроагрегат из четырех. Было решено подорвать лед, что и сделали 21 января 2007 года.

Поток воды к гидроагрегатам был восстановлен, и в течение 15 дней три из них работали без каких-либо проблем (третий по номеру гидроагрегат был в ремонте). Однако 5 февраля 2007 года в результате резкого повышения давления воды в водоводе были сорваны крепежные болты турбинной крышки второго гидроагрегата, и она вместе с его центральной частью была выброшена в машинный зал. Потоком воды из открытого турбинного колодца зал был полностью затоплен, как и 2,5 года спустя на Саяно-Шушенской ГЭС. На станции в момент аварии находились двое дежурных, которые успели эвакуироваться. Срочно была созвана аварийная комиссия, приступившая к работе на месте аварии уже на следующий день и завершившая свою работу подписанием акта уже через 9 дней после инцидента.

По заключению аварийной комиссии, инцидент произошел из-за обратного гидравлического удара вследствие запирания водозабора замерзшей шугой. Из всех возможных для комиссии вариантов объяснений это был наилучший из возможных. Однако подробное интервьюирование автором одного из членов этой комиссии – С. Абдуллоева три года спустя позволило выдвинуть иную версию развития событий, в которой, в отличие от официальной, не возникает никаких неразрешимых противоречий при количественных оценках произошедшего. Детали всех этих оценок и подробности расчетов гидроакустических характеристик напорного контура ГЭС Памир-1 интересующийся читатель может найти на сайте http://synerjetics.ru, а в этой статье будут вкратце описаны основные результаты этой работы. Хотелось бы отметить интеллектуальную честность С. Абдуллоева, который постарался подробно рассказать обо всем, что он видел своими глазами, и изложить все выводы, к которым пришла аварийная комиссия. Это сильно помогло расследованию тех недавних событий.

Из расчетов собственных частот напорной системы и оценок вихревых частот следует близость сценариев развития событий на ГЭС Памир-1 и СШГЭС. В обоих случаях процесс начался в зоне A, но на Памире, как можно заключить из рассмотрения всего хода предшествующих событий, агрегат попал туда не при остановке, а вследствие сокращения расхода воды из-за тяжелых условий зимы вообще, а также из-за медленно прогрессирующего намерзания шуги на решетке водозабора. Из сравнения собственной частоты и частоты вихревого возмущения следует, что для возбуждения автоколебаний на Памир-1 более ничего и не потребовалось. Как и 2.5 года спустя на СШ ГЭС, здесь произошел бустинг – первый автоколебательный процесс в зоне A запустил второй, более мощный, уже в зоне A'. При этом утроенная частота возбуждения (собственная частота автоколебаний в зоне A) почти совпала с собственной частотой автоколебаний на третьей моде в зоне A', что вызвало развитие катастрофических пульсаций в напорной системе и привело к воспроизведению в меньших масштабах того, что потом удивляло экспертов и официальных лиц после Саянской катастрофы. Если бы происшествие на Памире не замалчивалось, и с самого начала о нем имелась бы достаточно полная и адекватная информация, то, по крайней мере, удивления сразу же после Саянской катастрофы 17 августа 2009 года должно было бы быть значительно меньше.

Надо еще заметить, что из соображений размерности, а также из анализа реальных характеристик гидроагрегатов следует, что уровень напора, при котором возможна гидроакустическая неустойчивость, уменьшается с падением мощности единичного гидроагрегата. Поэтому, то, что на Нурекской и Саяно-Шушенской ГЭС при мощности агрегатов 300 – 600 МВт происходило на напорах несколько больше 200 м, на ГЭС Памир-1 при мощности агрегатов 7 МВт произошло на напоре 85 м.

Еще 2 случая, которые были интерпретированы автором, как приближение состояния напорной системы к границе возбуждения автоколебаний, были обнаружены на гидроаккумулирующих станциях (ГАЭС) Далечице (Чехия) и Жарновец (Польша). Гидроаккумулирующие станции отличаются от обычных гидростанций тем, что имеют 2 бассейна – верхний и нижний, и ночью, когда потребность в электроэнергии, а значит, и ее цена, невелики, их обратимые гидроагрегаты работают в насосном режиме, качая воду снизу вверх, а днем, когда электроэнергия нужна всем, переливают воду сверху вниз, работая как обычные гидроэлектростанции. При этом в течение суток их рабочие напоры изменяются от минимального до максимального, а в их напорных системах автоколебания могут возбуждаться и на турбинном и на насосном режимах. На турбинном режиме потенциальные зоны возбуждения те же, что и на обычных ГЭС (A и A', см. рис. 1 из предыдущей статьи), а на насосном режиме таковой является зона, обозначенная там символом B.

Гидроаккумулирующие станции Далечице и Жарновец начали свою работу в конце 70-х – начале 80-х годов, и сразу выяснилось, что ни та, ни другая ГАЭС не могут работать во всем проектном диапазоне напоров. С ростом напора на их гидроагрегатах росли и так очень сильные вибрации, что заставляло сотрудников этих станций преждевременно прекращать работу этих агрегатов в насосном режиме, значительно снижая по сравнению с проектными те запасы энергии, которые можно было бы израсходовать при работе станций в турбинном режиме. Однако, контроль за уровнем вибраций позволил восточноевропейским гидроэнергетикам избежать аварий. По расчетам собственные и вихревые частоты напорных систем обеих станций на насосном режиме оказались довольно близки между собой. Более того, из теории гидроакустического возбуждения автоколебаний следует, что индекс гидроакустической устойчивости σ уменьшается с ростом напора. И его значения при тех напорах, на которых вибрации гидроагрегатов заставляли останавливать их работу, составляли около 1.1.

Только спустя два десятка лет, после замены агрегатов на новые, удалось серьезно улучшить положение. При этом на ГАЭС Далечице на новом агрегате была изменена частота вращения, так что собственная и вихревая частоты отдалились друг от друга. Поэтому и значения индекса гидроакустической устойчивости станции с новым агрегатом резко выросли до 2.5, и какие-либо проблемы с сильными вибрациями агрегата перестали существовать. На новых агрегатах ГАЭС Жарновец был увеличен коэффициент полезного действия, а частота вращения и, соответственно, вихревая частота остались прежними. При этом, в соответствии с теорией, немного изменилась собственная частота колебаний напорной системы этой станции, что несколько ослабило резонанс. Это позволило поднять максимальный рабочий напор на ГАЭС Жарновец, но до проектного уровня, в отличие от Далечице, добраться так и не удалось.

Следует отметить, что во всех трех известных случаях возбуждения автоколебаний, инциденты происходили только после того, как на потенциальную неустойчивость напорных систем накладывались дополнительные факторы, воздействие которых и становилось «спусковым крючком» катастрофических процессов. На Нурекской ГЭС таким фактором оказалось включение первого гидроагрегата при напоре ниже, чем минимальный проектный напор. На ГЭС Памир-1, как следует из довольно ограниченной и неполной информации, имеющейся сейчас, спусковым крючком бустинга стала достаточно длительная работа второго агрегата, видимо самого неустойчивого из трех действовавших на момент инцидента, в той зоне повышенных вибраций, которая не зря называется областью не рекомендованной работы. Самый же нетривиальный случай произошел на Саяно-Шушенской ГЭС, когда, как следует из проведенного рассмотрения, вихревые возмущения наложились на колебания лопаток направляющего аппарата новой и исключительно неудачной системы управления этими лопатками (вместе с сервоприводами), что и привело в итоге к запуску катастрофического процесса бустинга. В то же время, аварий на ГАЭС Далечице и Жарновец не произошло, несмотря на то, что потенциально такая возможность существовала для них около двух десятков лет. Отсюда можно полагать, что постоянный контроль вибрации агрегатов и четкое следование правильным инструкциям по их эксплуатации, по крайней мере, в некоторых случаях может предотвратить наихудший сценарий развития событий.

Завершим эту статью критикой описываемой теории и предложениями по ее совершенствованию. Итак, по 10 экспериментальным точкам с пяти гидро- и гидроаккумулирующих станций были определены уровни индекса гидроакустической устойчивости σ, при которых возможно возбуждение автоколебаний напорной системы. Для вычисления этого индекса нужно знать собственную частоту напорной системы, частоту возбуждения, роль которой на станциях с радиально-осевыми турбинами во всех рассмотренных случаях играла вихревая частота, а также добротность колебательной системы.

Многочисленные сравнения результатов расчетов и экспериментальных данных показали, что, несмотря на сравнительную простоту расчетной модели, собственные частоты определяются достаточно точно в широком диапазоне параметров. Определение добротности колебательной системы, по существу производится путем ее пересчета с характеристик прототипа, то есть наиболее полно исследованной станции – Саяно-Шушенской ГЭС. И в том случае, когда параметры исследуемой станции очень сильно отличаются от параметров прототипа, вполне возможны погрешности при определении добротности.

Однако самые большие погрешности могут возникнуть при определении частоты прецессии затурбинного вихря, так как тут используется теория подобия, а для рассматриваемых закрученных течений она может быть только приближенной. Кроме того, как показывает опыт, существует некоторый естественный разброс этой частоты даже для как будто бы совершенно одинаковых агрегатов. При этом путь, устраняющий все эти проблемы, очевиден: в тех случаях, когда точность определения гидроакустического индекса устойчивости действительно важна, нужно проводить измерения, как вихревой частоты, так и добротности, прямо на натуре, в этих напорных системах. Но этот в принципе простой и очевидный путь уточнения прогнозов будущих аварий или даже катастроф требует целенаправленных усилий уже не одного человека, а более крупных и специализированных корпоративных, государственных или даже международных структур.

Юрий Лобановский, специально для Тайги.инфо

Предыдущие публикации: 1, 2.