Версия авании на СШГ видного специалиста по аэродинамике Ю.И. Лобановского ( 5+ по аргументированности, 30 страниц ) Часть 4 ( последняя)

VII – «Некорректность» работы автоматизированной системы управления вторым гидроагрегатом СШ ГЭС

Причина выхода лопастей турбины второго гидроагрегата на нерасчетный режим обтекания уже называлась – это «некорректная работа автоматической системы агрегата» [26].
Известно, что на первом и седьмом гидроагрегатах СШ ГЭС в 2006 году компания ООО «НПФ «Ракурс» установила новую автоматизированную систему управления [61], в 2007 году такие же работы были проведены на пятом и восьмом гидроагрегатах [62]. Второй гидроагрегат был остановлен 14 января 2009 года для среднего ремонта рабочего колеса турбины и реконструкции этой компанией автоматизированной системы управления [63]. Затем 27 января 2009 года для капитального ремонта с демонтажем ротора и установкой новой автоматизированной системы управления был остановлен и шестой гидроагрегат [3].
Генеральный директор ООО «НПФ «Ракурс» Леонид Чернигов заявил, что установленная ими система автоматической защиты второго гидроагрегата Саяно-Шушенской ГЭС работала «абсолютно корректно и в полном соответствии с регламентом до того момента, когда она физически перестала существовать, то есть до ее разрушения». По его словам, автоматика сделала все, что она должна была сделать по проекту, и поставленное компанией оборудование не способствовало аварии и не могло ее локализовать [64].
Вполне возможно, что первая часть заявления генерального директора о работе системы защиты вполне правдива, хотя зачем, собственно говоря, нужна система защиты, не способная предотвратить разрушение гидроагрегата? Но речь на самом деле идет не столько о системе аварийной защиты, сколько обо всей системе управления нормальной работой турбины. А вот с ней явно были проблемы. В марте 2009 года второй гидроагрегат после ремонта был снова введен в строй. Особенностью этого ремонта было то, что «впервые была заменена колонка электрогидравлического регулятора частоты вращения турбины (ЭГР)». В замене «колонки ЭГР» участвовала Санкт-Петербургская компания «Промавтоматика» [65] – она занималась гидравликой. Однако, ПТК ЭГР – программно-технический комплекс электрогидравлического регулятора (новая «колонка ЭГР», заменившая старую) производится ООО «НПФ «Ракурс» [66], и по сообщениям анонимных сотрудников СШ ГЭС наладчики компании «Промавтоматика» выказывали «недовольство новыми датчиками положения лопаток … и алгоритмами регулирования» компании «Ракурс» [17].
Утверждается также, что с момента ввода после ремонта второго гидроагрегата «фиксировались неоднократные сбои в работе автоматики» [67]. В пятницу, 14 августа 2009 года, из-за вибрации гидроагрегата якобы обсуждалось решение о его остановке, но оно не было принято [67]. Гидроагрегат начали останавливать только утром 17 августа, и в момент прохождения режима неустойчивой работы он потерял управление и стал разгоняться. Начались сильнейшие вибрации, а затем он был выбит из турбинного колодца. По заявлению разработчиков системы управления, «…развитие аварии происходило практически мгновенно (1 – 2 секунды) по сравнению с возможностями системы управления. Оказать какое-либо влияние на течение аварии система регулирования была не в состоянии» [56]. А почему система управления на протяжении десятков минут не замечала того, что зафиксировали даже сейсмологи, которые находились в 4 километрах от станции?
VIII – Тренды, показывающие начало и развитие катастрофы

В Интернете стали доступны тренды – записи во времени некоторых важных показателей характеристик гидроагрегатов Саяно-Шушенской ГЭС. Они были получены из различных источников, официальных и, видимо, не совсем. Сначала рассмотрим тренды 6 важнейших показателей второго гидроагрегата в момент катастрофы [68, 69], см. фиг. 12:

Лобановский. О причинах аварии на СШГ. Рис 12.

Лобановский. О причинах аварии на . Рис 1.


Фиг. 12

Автором данной работы была проведена расшифровка этих данных и их интерпретация через описание событий в соответствии с представленной в статье версией.

Расшифровка трендов с фиг. 12

08:13:21.5 – начало уменьшения угла раскрытия лопаток направляющего аппарата;
08:13:22.6 – начало роста амплитуды вертикальной вибрации гидроагрегата;
08:13:23.8 – начало уменьшения тока на одной из шин и синхронное с ним снижение мощности электрогенератора;
08:13:25.2 – катастрофический рост амплитуды вертикальной вибрации гидроагрегата – показания датчика вертикальной вибрации гидроагрегата вышли за пределы верхней границы измерений;
08:13:25.4 – начало роста угловой скорости вращения ротора на 20 % менее чем за 1.5 с [см. 44]; физически невозможный скачок угловой скорости на графике вызван чрезмерно большим шагом дискретизации;
08:13:26.8 – резкое снижение показаний датчика частоты вращения ротора почти до 0, смена уменьшения угла раскрытия лопаток направляющего аппарата на его увеличение;
08:13:27.8 – резкое снижение почти до 0 напряжения одной из фаз и мощности электрогенератора с ростом тока на шине; отказ датчиков угла раскрытия лопаток направляющего аппарата и частоты вращения ротора;
08:13:29.0 – отказ датчиков мощности электрогенератора, тока и напряжения или прекращение подачи сигналов от них вследствие того, что обмотки электрогенератора обесточились; только с датчика амплитуды вертикальной вибрации гидроагрегата продолжают передаваться данные, отличные от 0;
08:13:31.0 – начало снижения амплитуды вертикальной вибрации гидроагрегата.

Интерпретация текущих событий

08:13:21.5 – начало поворота лопаток направляющего аппарата системой управления для остановки гидрогенератора;
08:13:23.8 – снижение системой управления тока в обмотке возбуждения электрогенератора при постоянном числе оборотов гидроагрегата;
08:13:25.2 – катастрофический рост турбулентных пульсаций на лопастях турбины – начало выхода на закритический режим обтекания;
08:13:25.4 – начало раскрутки ротора.
08:13:26.8 – реакция системы управления на мнимое снижение угловой скорости вращения ротора по данным датчика частоты вращения раскрытием лопаток направляющего аппарата, подстегнувшим раскрутку ротора, возможно, вплоть до выхода на угонные обороты; уход в закритический режим обтекания из-за неадекватного положения направляющих лопаток;
08:13:27.8 – короткое замыкание на электрогенераторе, усиление раскрутки ротора из-за почти полного сброса нагрузки, отказ системы управления лопатками направляющего аппарата;
08:13:29.0 – полное обесточивание электрогенератора;
08:13:31.0 – вылет ротора гидроагрегата из турбинного колодца вследствие отрыва турбинной крышки.

Итак, отказ датчика частоты вращения ротора – ключевой момент в развитии катастрофы. В период с 08:13:26.8 при раскрытии направляющего аппарата по данным этого датчика начались необратимый разгон ротора, перекрытие зонами отрыва потока межлопастного пространства и ударное торможение набегающего потока в водоводе; с 08:13:29.0 по 08:13:31.0 произошел отрыв турбинной крышки неполным гидравлическим ударом. Длительность этого гидравлического удара по сделанным ранее оценкам составила 2 – 2.5 с. Удар такой длительности укладывается в период, начинающийся между 08:13:26.8 и 08:13:27.8 (примерно, в 08:13:27.5) и заканчивающийся в период между 08:13:29.0 и 08:13:31.0 (примерно, в 08:13:30).

На фиг. 13 показаны тренды отчасти тех же параметров, отчасти иных, в те же моменты времени, представленные ООО «НПФ «Ракурс» [70]. Расшифровка обозначений:
AI_Y1 – открытие направляющего аппарата;
AI_PG_R – групповое задание мощности;
XG1 – частота вращения турбины по сигналу датчика тахогенератора;
XG2 – частота вращения турбины по сигналу частоты напряжения генератора;
AI_PG – активная мощность агрегата.

Лобановский. О причинах аварии на СШГ. Рис 13.

Лобановский. О причинах аварии на . Рис 13.


Фиг. 13

Еще записи на эту же тему:



Страницы: 1 2 3 4 5

Оставить комментарий (Зарегистрируйтесь и пишите коментарии без CAPTCHи !)

 
© 2008-2018 EnergyFuture.RU Профессионально об энергетике. All rights reserved. Перепечатка материалов разрешается при условии установки активной гиперссылки на EnergyFuture.RU.