О вибрации на агрегате №2 СШГЭС до аварии. Дискуссия

В редакцию Тайги.инфо поступило письмо от сотрудника Саяно-Шушенской ГЭС Александра Клюкача, в котором рассказывается о вибрации на гидроагрегате №2. Напомним, 17 августа 2009 года именно с ГА №2 началось разрушение и затопление машинного зала станции, в результате чего погибли 75 человек.

В редакцию Тайги.инфо поступило письмо от сотрудника Саяно-Шушенской ГЭС Александра Клюкача, в котором рассказывается о вибрации на гидроагрегате №2. Напомним, 17 августа 2009 года именно с ГА №2 началось разрушение и затопление машинного зала станции, в результате чего погибли 75 человек.

---

Для оценки вибрационного состояния машины (механизма) необходим системный подход. К сожалению, авторы многих публикаций и Ростехнадзор оценивают состояние гидроагрегата только по одному датчику (одному параметру). На СШГЭС по эксплуатационным замерам передвижным виброизмерительным комплексом оценка вибрационного состояния производится по 20 параметрам, а стационарного виброкомплекса — по 12. Система параметров включает в себя:

1.

Массив данных

. Это осциллограммы, записанные по информационным точкам с учетом направления измерения. Амплитудно-частотные спектры обработанных осциллограмм. Информационные точки определяются конструктивными особенностями гидроагрегата.

2.

Режим

. Наличие стационарного режима. Главными условиями оценки является стабильность нагрузки, напора в момент измерения. Переходные процессы не учитываются.

3.

Идентичность режима

. После капитального ремонта с июня по август напор изменился со 188 м до 212 м. При повышении напора растет мощность агрегата. При оценке вибрационного состояния и корректного сравнения необходимо брать величину мощности агрегата, с которой он работает в течение исследуемого времени. В нашем примере это 580 МВт.

4.

Достоверность

. Для анализа необходима достоверность показания. Показания непосредственно сигнала виброперемещения не сохранились. В базе данных АСУ ТП имеются сведения только о максимальном размахе виброперемещений, фиксировавшихся с непостоянной периодичностью приблизительно 2 секунды. А раз нет непосредственных значений сигнала виброперемещения, невозможно получить амплитудно-частотный спектр, выделить шумы и полезный сигнал.

1. Режим

Стационарная система закуплена у фирмы VibroSystM (Канада) и состояла из датчика и усилителя. Показания максимального размаха вибрации с непостоянной периодичностью приблизительно две секунды (т.е. через пять оборотов ротора) фиксировались в архиве АСУ ТП. Как это выглядит, показано на Рис1 (см. фотогалерею). Записывались не только установившиеся режимы, но и пуски, остановы гидроагрегата, переходы через нерекомендованную зону, гидравлические толчки, переходы от одной нагрузки к другой, сбросы, набор нагрузок, форсировки системы возбуждения. Все переходные процессы сопровождаются повышением вибрации узлов гидроагрегата. В большинстве своем — это импульсы, удары.

Для сравнения с нормированными значениями необходимо из тренда сделать выборки «режимных точек» [1] установившихся режимов, т.е. найти отрезок времени, когда на агрегате не меняется мощность, напор. Это делается при плановых измерениях, как персоналом эксплуатации, так и заводом-изготовителем турбины, передвижными устройствами виброконтроля. Если во время замера зафиксировался толчок, то результат аннулируется, измерения повторяются [1] . Полученный результат сопоставляется с нормативными значениями вибросигнала [2].

Рис.1 Тренды сохранившихся в архиве АСУТП максимальных зафиксированных показаний радиальной вибрации турбинного подшипника ГА2 перед аварией в направлениях нижнего бьефа и левого берега.

Тренды, записанные стационарной системой виброконтроля, могут быть представлены за промежуток времени, измеряющийся секундами, минутами, часами, сутками. При представлении тренда за сутки (Рис.1) зону, где вибросигнал можно сравнить с нормами вибраций, при обилии возмущений увидеть трудно. Мы видим частокол неотфильтрованных показаний, который в акте [3] , на стр.76 (Рис.2) называется максимальными значениями вибрации. Для сравнения с нормами вибраций эти «максимальные значения» использовать некорректно. По-видимому, относительно «максимальных значений» определены и «средние значения».

Рис2. Радиальные вибрации датчика ТП Р НБ.[3]

2. Массив данных.

«Ростехнадзор» на рис.2 показал только фрагмент картины вибрации агрегата – это вибрации одного датчика, установленного в зоне турбинного подшипника со стороны нижнего бьефа ТП Р НБ.

В состав вибросистемы входили:

1. Датчики, измеряющие биение вала, диска подпятника.

2. Датчики вибрации.

3. Датчики, измеряющие пульсации давления в проточной части агрегата.

4. На ГА №8 был установлен в спиральную камеру датчик измеряющий интенсивность кавитационного шума лопастей рабочего колеса (разработка ЦКТИ).

На рис.3 и в таблице №1 представлены показания вибросистемы ГА2 в начале июня и за несколько минут до аварии при нагрузке 580 МВт и соответственно напорах 187м и 212м.

Рис.3 Сравнительные тренды вибрации системы виброконтроля.

Перечень датчиков и обозначение:

1. Турбинный подшипник нижний бьеф биение вала (ТП НБ);

2. Генераторный подшипник нижний бьеф биение вала (ГП НБ);

3. Генераторный подшипник левый берег биение вала (ГП ЛБ);

4. Подпятник нижний бьеф вертикальные биения диска подпятника;

5. Подпятник левый берег вертикальные биения диска подпятника;

6. Турбинный подшипник радиальное направление левый берег вибрации (ТП Р ЛБ);

7. Опора пяты нижний бьеф вертикальное направление измерений вибрации (ОНБ);

8. Турбинный подшипник радиально нижний бьеф вибрации (ТП Р НБ);

9. Генераторный подшипник нижний бьеф радиальное измерение вибрации (ГП Р НБ);

10. Генераторный подшипник левый берег радиальное измерение вибрации (ГП Р ЛБ);

Направление измерения нижний бьеф - верхний бьеф обозначается НБ, левый берег - правый берег ЛБ.

Таблица 1

3. Идентичность режима

Мы видим, что до момента вхождения в аварию в течение четырех месяцев непрерывной работы агрегата значения по биениям вала, вибрации генераторного подшипника, вибрации опоры пяты по суммарному сигналу не изменились, то есть, нет тенденции на ухудшение механического состояния. По вибрационным диагностическим признакам это указывает, что ремонт вращающихся частей агрегата, подшипников был выполнен качественно.

1. Достоверность

Почему наблюдаются высокие значения вибрации? Цитирую материалы одного из селекторных совещания проводимого РАО «ЕЭС России» по изложенной проблеме (отчет по исследованиям фирмы «ОРГРЭС» в 2002 году): «Причина этого свойства измерительных каналов, использующих в качестве датчиков пьезоакселерометры, которые воспринимают виброускорение. На низких частотах 0.7-2 Гц сигнал настолько слаб, что «тонет» в шумах и помехах, которые всегда присутствуют при измерениях вибрации на гидротурбине. При этом помехи с частотами, лежащими выше контролируемого диапазона вибрации 0.7-200 Гц, могут проникать в измерительный канал. Поскольку все нормирование вибрации на гидроагрегатах осуществляется в виброперемещениях, необходимо двойное интегрирование, являющееся источником ошибок при измерениях, близких к оборотным частотам гидрогенераторов, и приводит к неудовлетворительным результатам при измерениях. ОРГРЭС проводил проверки и испытания приборов различных фирм многих ГЭС, при этом часто результат использования приборов был неудовлетворительный. Так при вибрациях (размах виброперемещения) на оборотной частоте гидроагрегата порядка 100 мкм, что в пределах норм, проверяемые приборы показывали 300-500 мкм, что является недопустимым состоянием. При этом показания таких приборов были неустойчивы».

Показания датчика ТП Р НБ при работе в III эксплуатационной зоне растут с июля 2009 года. Аналогично ведут себя и датчики, установленные в зоне турбинного подшипника и на других агрегатах ГЭС. К примеру, на ГА №4 значения даже превышали показания вибрации на ГА №2. На ГА №4 не найдено ни одной шпильки с трещинами. Это не стыкуется с выводами «Ростехнадзора».

Вибрации не выявляют трещины на шпильках, установленных на невращающихся частях агрегата. Для этого применяется дефектоскопия – капиллярная, магнитопорошковая, рентгеновская и т.д.

На ГА №4 по архивам АСУ ТП произведен анализ изменения вибрации датчиков установленных в районе турбинного подшипника в течение годового цикла. Это наполнение – сработка – наполнение водохранилища до момента аварии. При максимальном наполнении наблюдаются высокие уровни суммарного сигнала датчиков. Водохранилище сработано – вибрации вернулись к 160 мкм. При наполнении опять высокие значения.

Учитывая, что эта картина общая для всех агрегатов ГЭС, из рассуждений «Ростехнадзора» следует простой вывод, что завод в эксплуатационной характеристике неправильно указал зоны работы. Получается, что работать агрегату с нагрузками в III зоне характеристики ( зона номинальной нагрузки) по показаниям датчиков ТП Р НБ, ТП Р ЛБ при напоре более 200 м нельзя на всех гидроагрегатах.

Рис.4 Тренды вибрации турбинного подшипника ГА№4 при высоких напорах.

Выполнено сравнение показаний датчика ТП Р НБ ГА2 с показаниями переносного измерительного комплекса. Он включает в себя датчики, усилитель фирмы Брюль и Къер (полоса частот 1-200 Гц), анализатор гармоник суммарного сигнала. Анализатор выполнен на базе MIC 200. Производитель прибора — фирма «Мера» (г. Королев). Стационарная вибросистема работала в полосе частот 0.7-200 Гц, как это требуется по [2]. При напоре, близком к 180 м, уровни сигналов в принципе совпадали. Совпадали и составляющие спектра вибросигнала – это «оборотной» (2.38 Гц), «лопастной», «колонн статора» и т.д.

Показания при высоких напорах вибросистема завышала в несколько раз. Отличие было в размахах гармоник в полосе 0,7-2Гц. Выявлено, что с ростом напора растут составляющие этой полосы. Полоса интересна тем, что по ней определяется режим работы агрегата. Определяется степень воздействия гидравлических возмущающих сил при различных открытиях направляющего аппарата и уровнях напора на опорные узлы и в первую очередь на крышку турбины агрегата. По наблюдениям за ней можно определить, когда формируется «жгут», в каком режиме его проявление максимально.

Немного подробнее о «жгуте». Низкочастотные вибрации с частотой f=0.4÷1.8 Гц вызываются гидродинамическими силами, образование которых связано с лопастной системой. Это характерно для всех радиально-осевых гидротурбин. Непрерывно сходящие с выходных кромок лопастей вихри объединяются за рабочим колесом в один концентрированный «жгут», который имеет форму винтовой спирали и обязательно замыкается по стенкам отсасывающей трубы. В результате взаимодействия вихря со стенками отсасывающей трубы происходит вращение вихря с некоторой угловой скоростью, определяющей частоту пульсации давления воды в проточном тракте турбины. Следствием близкого расположения места замыкания вихря к рабочему колесу является большая нестационарность потока в зоне лопастной системы и высокий уровень вибрации корпуса турбинного подшипника. Отдельные всплески (толчки) превышают 400 мкм. По анализу спектра вибрации в этой полосе в основном определяется эксплуатационная характеристика рабочего колеса.

Вырезав полосу 0,7-2Гц из вибросигнала, можно гарантировано получать размах суммарного сигнала не выше 160 мкм. Выставив полосу рабочих частот вибросистемы, например, 30- 200 Гц, можно получить максимальный суммарный сигнал 20мкм во всех режимах, даже если агрегат будет разваливаться. Установив рабочую полосу 0.7-200Гц, зная ожидаемые размахи вибросигнала ( по опыту работы внедрения вибросистем на других агрегатах) были приняты уставки на сигнал 1000 мкм с задержкой времени 15 сек. для датчиков, установленных в зоне турбинного подшипника на всех вибросистемах. Мы изучали поведение сигнала в разных режимах работы агрегата, напорах. Аппаратуры с таким диапазоном частот 0.7-200Гц у нас еще не было.

Перечислим помехи при измерениях низкочастотного вибросигнала в зоне турбинного подшипника:

• характеристика канала датчик – усилитель с 1,5 Гц и ниже имеет рост коэффициента усиления от 1,2 и выше;

• в сигнале присутствует полоса частот 0.2-0.7 Гц; не входящая в рабочую полосу фильтра Размах амплитуды гармоник составляющих эту полосу частот достигает 40-80 мкм;

• ошибки двойного интегрирования низкочастотного сигнала;

• ошибки от воздействия толчков.

Следует отметить, что до 23:15 16.08.09 ГА №2 (см. рис.1) находился в резерве. Агрегат был остановлен. Направляющий аппарат закрыт. На агрегат воздействуют только вибрации, передающиеся через фундаменты блоков от работающих агрегатов. Показания датчиков ТП Р НБ, ТП Р ЛБ должны находится в пределах 20-40 мкм (из опыта измерения вибрации фундамента при работающих агрегатах). Уровень вибрации на остановленном агрегате у датчика ТП Р НБ достигает 170 мкм, у датчика находящегося рядом, ТП Р ЛБ - 20 мкм. Показания датчика ТП Р НБ, по которому «Ростехнадзор» определяет причины аварии, не вернулись в ноль на остановленной машине и вызывают определенное сомнение.

Создать колебания крышки турбины в радиальном (горизонтальном) направлении с размахом до 900 мкм может только вал агрегата через воздействие на турбинный подшипник. Это возможно при возникновении небалансов на роторе, на рабочем колесе, нарушении линии вала, обрыв лопасти и т.д. При возникновении этих условий наблюдается и рост биения вала. В предаварийном режиме работы ГА 2 биение вала не превышало допустимых значений (0,3 мм в районе турбинного подшипника; 0,15 мм в районе генераторного подшипника при допустимой величине 0,4 мм) и сохранялось в течение длительного времени (см. таблица 1). Система виброконтроля была выполнена так, что датчики биения вала дублированы датчиками вибрации, и они находятся на одной линии измерения. Датчик вибрации ТП Р НБ и датчик измеряющий биение ТП НБ стояли рядом и измерения проводили в одном направлении.

Учитывая проявление «жгута» в различных зонах работы агрегата, возможно, произошло следующее. Спусковым крючком (триггером) начала аварии послужил «жгут». Согласно натурным исследованиям завода-изготовителя в зоне II под рабочим колесом имеет место центральный жгут с частотой вращения 0.4-0.8 Гц. ГРАМ отключился от управления агрегатом в зоне II, где работа не рекомендуется и уровень динамических характеристик не допустим. Мощный жгут успел сформироваться и замкнуться на отсасывающую камеру 8:13:20 до 8:13:25. При этом происходит мощный удар вращающихся частей агрегата по подшипникам. Сила удара превзошла оставшийся запас прочности шпилек. Эксперимент, проведенный на гидроагрегате №6 после аварии, показал, что при быстром прохождении зоны II жгут не успевает формироваться и его воздействие почти не заметно. При задержке в зоне II удар сотрясает бетонный блок агрегата.

Выводы

1.Готовой системы виброконтроля, реально описывающей все режимы работы агрегата в диапазоне частот 0.7-200 Гц, еще нет. Ее надо создавать. Купить и собрать, по-видимому, не получится — слишком наукоемкая проблема. Предлагаю авторам подобных статей углубиться в проблемы измерения низкочастотных вибраций высоконапорных ГЭС. Тогда станет понятно, почему даже за рубежом, где мы покупаем эти вибрационные системы, они несут только информационную роль. Может, тогда вы не будете так категоричны в суждениях, оперируя только термином вибрация.

1. В силу особенностей вибродатчиков для измерения низкочастотной вибрации гидроагрегатов по суммарному вибросигналу без спектрального анализа не представляется возможным объективно судить об уровне вибрации конструкций гидроагрегата. Сохранившиеся показания можно использовать только для качественной оценки происходивших процессов. Численные значения сохранившихся значений параметров виброперемещений имеют значительную погрешность, которую практически невозможно установить.

Список литературы.

1. «Измерение вибрации и оценка вибрационного состояния вертикальных гидравлических турбин» РД24.023117-88. НПО ЦКТИ. Ленинград.

2. Стандарт организации ОАО РАО «ЕЭС России» СТО 173300282.27.140.001-2006.

3. Акт технического расследования аварии, произошедшей 17 августа 2009 года в филиале «РусГидро» - «Саяно- Шушенская ГЭС имени П.С. Непорожнего». Федеральная служба по экономическому, технологическому и атомному надзору, 2009 г.

Клюкач Александр Александрович, инженер.

Ведущий инженер ДКС Филиала РусГидро «СШГЭС имени П.С. Непорожнего»

1. Республика Хакасия, г. Саяногорск., пос. Черёмушки, ул. Саянская, д.1. Домашний телефон - (39042) 33305, 89617400196. Рабочий телефон - (39042) 71674.