Synerjetics Group Logo
 Главная страница
 Цели освоения космоса
    Миссия космонавтики
    Кризис цивилизации
    На распутье
 Программа освоения космоса
    Хранилище на орбите
    Орбитальная медицина
 Кометно-метеоритная угроза
    Первочередная задача
    Два обломка
    Новый расчет
    Условия на волне
    Два семейства
    Удар кометы
    Акустические оценки
    Исторический аспект
    Обнаружение угроз
    Критика источников
    Два аргумента
    Катастрофы и шевроны
    Комета и метеороид
 Презентации
    Параметры и угроза
    Источники и критика
 Аэрокосмические носители
    Описание концепции
    Обоснование концепции
    Анализ эффективности
 Аэродинамика
    Эффективные компоновки
    Теория машущего полета
 Термодинамика
    Ракетные двигатели
    О выборе схемы СУ
    Сайнерджет
 Динамика полета
    Малая тяга
    Захват объектов
    Характеристическая скорость
 Экономика и надежность
    Цена космоса
    Пассажирские перевозки
    О надежности носителей
 Эволюция сложных систем
    О пределах развития
    Флаттер мостов
    Катастрофа на СШ ГЭС
    Падение температуры Земли
 Гидроакустическая устойчивость
    Возбуждение автоколебаний
    Сводные данные
    Иерихон на Енисее
    Критерий возбуждения
    Устойчивость ГАЭС
    Область неустойчивости
    Когда взлетают агрегаты?
    Бустинг на Памире
    Группа риска
    Причины и поводы
    О теории
    Угроза избранным
    Бустинг
    О силах на крышке
    Причины и доказательства
    Любит ли бог троицу?
    Бог троицу любит
    Три станции
    Проблемы Нурека
    Проблемы Ташлыка
    Предложения ядерного центра
 Волны на мелководье
    Наводнение в Крымске
    Новая волна
    Хакенсак
 Comet and Meteor Threat
    Two Fragments
    Acoustic Evaluations
    Historical Aspect
    Critique of Sources
    Two Arguments
    Disasters and Chevrons
    Comet and Meteoroid
    Temperature Drop
 Обратная связь
 
 
 
www.spacenews.ru
 
Журнал Новости Космонавтики
 
 

Технические причины катастрофы
на Саяно-Шушенской ГЭС (итоги расследования)

 Ю.И.Лобановский

         Мы оказались в положении жителей поздней Римской империи или персонажей фантастического фильма, которые не знают, как ремонтировать доставшиеся от предков артефакты.
        Ю.Латынина

        Все эксперты сидят задумчиво, загадочно смотря друг на друга.
        Н.Кутьин

Краткое содержание

       В работе кратко описываются факты, связанные с техническими аспектами катастрофы на Саяно-Шушенской ГЭС, рассматриваются основные версии произошедшего, и описывается причинно-следственные связи, объясняющие все известные факты. Второй гидроагрегат СШ ГЭС был разрушен в результате помпажа, возникшего вследствие гидроакустического резонанса, и выразившегося в возрастающем по интенсивности ряде неполных гидравлических ударов, сорвавших турбинную крышку, и выбросивших центральную часть гидроагрегата из турбинного колодца в машинный зал. Гидроакустический резонанс произошел из-за заброса гидроагрегата на неустойчивый режим работы при повышенных скоростях вращения вследствие отказа датчика скорости вращения ротора. К отказу датчика скорости вращения привела нерасчетная вибрация гидроагрегата, вероятной причиной которой является сочетание новой недоведенной системы управления и практически исчерпавшего ресурс гидроагрегата, ремонт которого производился только на отдельных элементах и без надлежащего контроля изготовителя.
       Запроектная авария второго гидроагрегата превратилась в общую катастрофу из-за отсутствия полноценной системы защиты, автоматически перекрывающей водовод в верхнем бьефе при выходе гидроагрегата на недопустимые уровни вибрации и тем самым предотвращающей катастрофический резонансный рост пульсаций давления в проточной части. Низкая прочность шпилек крепления крышки второго гидроагрегата только ограничила максимальный уровень давления на пике гидроакустического резонанса и, тем, самым, уменьшила возможный уровень разрушений при катастрофе.
       Последовавший за этими событиями процесс выхода из строя остальных гидроагрегатов в первом приближении уже рассмотрен, понятен специалистам, и в данной работе подробно не анализируется.
Ключевые слова: Саяно-Шушенская ГЭС – СШ ГЭС – авария – причины катастрофы – второй гидроагрегат – турбина – отрыв потока – помпаж – кавитационный жгут – гидроакустический резонанс – вибрация – запирание – гидравлический удар – трещина – разрушение – автоматизированная система управления – ООО «НПФ «Ракурс»
 

ТАБЛИЦА СИМВОЛОВ

  • c – скорость звука
  • v – скорость потока
  • u – вертикальная компонента скорости потока
  • g – ускорение свободного падения
  • ω – угловая скорость вращения
  • p – давление
  • ρ – плотность
  • T – температура
  • L – длина
  • b – толщина
  • r – радиус
  • D – диаметр
  • h – высота
  • δ – толщина стенок
  • m – масса
  • E – модуль упругости
  • F – сила
  • R – сила реакции
  • q – объемный расход
  • N – мощность
  • W – энергия
  • ξ – коэффициент гидравлических потерь
  • M – число Маха
  • Re – число Рейнольдса
  • t, τ – время
  • ki – эмпирический интегральный коэффициент
  • K – коэффициент интенсивности напряжений
  • Kc – вязкость разрушения
  • σ – напряжение растяжения
  • λ – безразмерная длина трещины
  • Δ – символ разности

     Индексы:

  • 0 – номинальное значение
  • f – жидкость
  • s – твердое тело
  • e – электрогенератор
  • t – турбина
  • i – интегральный

Необходимое предуведомление

         Следует сразу отметить, что подход, использованный в данной работе, отличается от подходов комиссий, расследующих аварии и катастрофы технических объектов. Там, насколько может судить автор, собирают все доступные комиссии данные и на их основе выстраивают все возможные версии из стандартного набора, исторически сложившегося при расследовании происшествий с объектами данного типа. Обычно такой подход дает хорошие результаты – причина события, как правило, находится.
        Однако расследование катастрофы на Саяно-Шушенской ГЭС с самого начала стало сопровождаться заявлениями официальных лиц о том, что произошло что-то необъяснимое [1]. В течение всего сентября 2009 года сначала назывались сроки обнародования вердикта комиссия Ростехнадзора, а затем они раз за разом переносились. Наконец, 3 октября 2009 года «Акт технического расследования причин аварии, произошедшей 17 августа 2009 года в филиале Открытого Акционерного Общества «РусГидро» – «Саяно-Шушенская ГЭС имени П. С. Непорожнего» [2] был опубликован. При этом в акте ничего необъяснимого не оказалось – там было сказано, что «вызванные динамическими нагрузками разрушения шпилек привели к срыву крышки турбины и разгерметизации водоподводящего тракта гидроагрегата» [2]. При всей неопределенности, если не сказать двусмысленности, понятия «динамические нагрузки», в результате чтения акта создается полное впечатление о том, что под ними понимается аномальная вибрация конструкции второго гидроагрегата, в результате которой на части шпилек крепления крышки отвинтились гайки, часть ослабленных усталостными разрушениями шпилек была срезана, а остальные оторваны силой давления воды, движущейся под крышкой в своем обычном режиме. О ранее красочно описанных главой Ростехнадзора Николаем Кутьиным «полетах гидроагрегата» по машинному залу [3] в акте ничего не сообщается. Только в интервью «Ведомостям» через два дня после опубликования акта Кутьиным снова было заявлено, что «агрегат взлетел примерно на 14 м» [4].
        В этой работе показано, что при срыве турбинной крышки вследствие вибраций подобный взлет гидроагрегата невозможен. Ненадлежащее техническое состояние шпилек крепления турбинной крышки, названное комиссией Ростехнадзора непосредственной причиной инцидента со вторым гидроагрегатом, на самом деле не является причиной превращения запроектной аварии второго агрегата в катастрофу. Более того, из анализа этого инцидента следует, что если бы шпильки находились бы в лучшем состоянии, катастрофа могла бы быть еще более разрушительной.
        У автора представленной здесь работы на момент ее начала – 19 или 20 августа 2009 года, не было данных достаточной полноты, чтобы ему в расследовании этого события можно было бы пойти путем официальных экспертов. Не было также оснований надеяться на то, что эти данные станут ему когда-либо доступными. Более того, воочию он видел гидроэлектростанцию один раз в жизни много лет назад, когда круизный теплоход, на котором он находился, шлюзовался на Угличском гидроузле, а гидротехникой в последний раз до этого занимался в детстве, делая запруды на весенних ручьях. Однако, исходя из философской максимы: «Понимание принципов более чем компенсирует незнание деталей», он решил попытаться объяснить «необъяснимое». В связи с указанными выше обстоятельствами ему ничего не оставалось делать, как применить метод дедукции – отталкиваясь от имеющихся у автора общефизических знаний, идти от общего к частному, исключая те причины, которые не могли привести к полученным разрушениям станции по энергетическим соображениям. В некоторых случаях подобные исключения первоначально делались на основе физической интуиции автора, и только потом они уже описывались явно. Разрушение второго гидроагрегата вследствие его ветхости, ненадлежащего технического состояния турбины и/или ее крышки, а также потери ими прочности вследствие усталости, как исходной точки развития катастрофы на этом этапе расследования не рассматривались из-за того, что последний ремонт гидроагрегата был проведен не более чем за полгода до катастрофы. Кроме того, в этих случаях у официальной комиссии не должны были бы возникнуть такие серьезные трудности в расследовании, какие были ею явно продемонстрированы.
       Выбранный автором подход дал быстрые результаты, и в ночь с 21 на 22 августа 2009 года был написан одностраничный меморандум, в котором сообщалось о неполном гидравлическом ударе, вызванном отрывами потока на лопастях турбины как об исходной причине катастрофы. В меморандуме в свернутой форме в основном содержались положения данной работы. Этот меморандум был выслан в одну уважаемую газету, однако ни к каким последствиям это не привело. Тогда была написана статья. За время, прошедшее после появления ее первого издания 2 сентября 2009 года на странице сайта ее автора, изучение информации, появившейся в Интернете, а также контакты с различными людьми позволили разобраться в конструкции гидроэлектростанций, гидроагрегатов и лучше понять особенности процессов, происходивших в момент катастрофы. Еще более плодотворными оказались контакты, происходившие после появления второго издания работы 18 сентября 2009. Именно они позволили до конца понять процесс, произошедший на втором гидроагрегате Саяно-Шушенской ГЭС, а также уточнить представления о его конструктивных особенностях. Кроме того, были разработаны некоторые частные модели явлений, имеющих отношение к произошедшему инциденту, что позволило сделать количественные его оценки. Чрезвычайно полезными для этих оценок оказались также данные о режиме работы второго гидроагрегата перед катастрофой, а также сведения по усталостной прочности шпилек крепления турбинной крышки, приведенные в акте комиссии Ростехнадзора. Все это привело к появлению 14 октября 2009 года третьего издания этой работы. За прошедшее с тех пор время ее обсуждение с доброжелательными и не очень критиками, написание ее сокращенных вариантов для различных целей, а также просто спокойное обдумывание произошедших событий привело к уточнению некоторых формулировок и/или более развернутому описанию ключевых моментов катастрофы, на которые опираются основные расчетные модели, использованные или созданные автором. 
       Таким образом, полученная информация позволила перейти от правдоподобных предположений к полному пониманию произошедшего. Итак, читатель видит сейчас четвертую версию статьи «Технические причины катастрофы на Саяно-Шушенской ГЭС», переработанную, дополненную и уточненную, и отличающееся от первых версий тем, что фактически ее соавторами стали те, чьи фамилии упоминаются в конце статьи в разделе «Благодарности», а также широкий и не вполне определенный круг людей, сообщавших и оценивавших различную и часто критически важную информацию как в письмах автору, так и на форумах. Без их участия, несмотря на то, что их собственные воззрения далеко не всегда были правильными, а некоторым из участников дискуссии явно недоставало элементарной вежливости, полное понимание технических причин катастрофы на Саяно-Шушенской ГЭС никогда бы не было достигнуто.

I – Установленные факты

      В официальном сообщении компании РусГидро [5] говорится, что 17 августа 2009 года на Саяно-Шушенской гидроэлектростанции им. П. С. Непорожнего (далее СШ ГЭС) работали 9 гидроагрегатов из 10 – шестой агрегат после ремонта, начатого 27 января 2009 и по графику завершаемого 21 августа 2009 года [6], находился в резерве. Примерно в 4 часа 13 минут по московскому времени в машинном зале раздался громкий хлопок в районе второго гидроагрегата, и там произошел мощный выброс воды. Второй гидрогенератор был разрушен, и его остатки частично были выброшены из колодца, в котором была установлена его гидротурбина [7]. На всех оставшихся работавших 8 гидрогенераторах произошёл сброс нагрузки, станция была обесточена. Вода, под большим давлением хлещущая из открытого турбинного колодца, разрушила часть конструкций машинного зала, заваливших другие гидроагрегаты. Машинный зал и помещения под ним были затоплены. К 5 часам 20 минутам с гребня плотины вручную были закрыты аварийно-ремонтные затворы на водоводах всех гидроагрегатов и, таким образом, был прекращен доступ воды с верхнего бьефа в машинный зал.
         Погибло 75 человек из персонала станции [8, 9]. Внешний осмотр, проведенный несколько дней спустя, показал, что второй, седьмой и девятый гидроагрегаты разрушены, первый и третий получили серьезные повреждения, четвертый, пятый, восьмой и десятый гидроагрегаты имеют незначительные повреждения, шестой – находится в удовлетворительном состоянии [5]. 
         В акте комиссии Ростехнадзора [2] сообщалось, что за 9 часов до катастрофы – 16 августа 2009 года в 19 часов 14 минут по московскому времени второй гидроагрегат был выведен из резерва по решению оперативного персонала станции. Все это время он работал в режиме регулируемой нагрузки по заданию филиала ОАО «СО ЕЭС» – ОДУ «Сибири» под автоматическим управлением регулирования мощности АРЧМ – ГРАРМ. Вплоть до инцидента его мощность изменялась не менее 13 раз в диапазоне от 10 до 610 МВт [2].
         На фиг. 1 показан общий вид машинного зала Саяно-Шушенской ГЭС до катастрофы со стороны второго гидроагрегата [10].


Фиг. 1

         На фиг. 2 показан вид того же зала после катастрофы со стороны десятого агрегата [11].


Фиг. 2

         На фиг. 3 и 4 представлены фотографии второго гидроагрегата, сделанные с разных ракурсов (угол между осями фотообъективов при первой и второй съемках составляет примерно 60º – 65º) [12, 13]. На фиг. 4  после откачки воды достаточно хорошо видны турбина вместе со своей крышкой, валом и остатками крепежа ротора электрогенератора. Сам ротор лежит чуть ниже, охватывая турбину с крышкой. Остатки статора электрогенератора по фотографии вообще невозможно идентифицировать.


Фиг. 3


Фиг. 4

         И, наконец, еще одна более поздняя фотография остатков второго гидроагрегата (фиг. 5, [14]). Отметим в целом неплохое состояние лопастей турбины.


Фиг. 5

         Стало известно также о характерном разрушении боковой грани колонны машинного зала, ближайшей ко второму гидроагрегату (см. фиг. 6, 7, [15, 16]). После сопоставления фиг. 4 – 7 вряд ли у кого-нибудь при отсутствии каких-либо особых мотиваций могут появиться сомнения, что колонну грубо «отфрезеровал», то есть оббил несколькими ударами, центральный блок ротора второго гидроагрегата несущими спицами ротора электрогенератора. Обмотка ротора, очевидно, оторвалась от держащих ее спиц в момент выбивания турбинной крышки и осталась внизу. По фиг. 6 и схеме [17] высота колонны составляет около 11.5 – 12 м. Это является материальным свидетельством того, что ротор агрегата во время катастрофы действительно поднялся на высоту не менее 12 м.

Фиг. 6

Фиг. 7

         Как показало расследование, состояние шпилек, с помощью которых так называемая турбинная крышка (по сути – совмещенная крышка турбины и лопаток направляющего аппарата, не позволяющая потоку воды прорваться в машинный зал станции) оказалось не слишком хорошим, а некоторые из них вообще были без гаек (см. ближайшую шпильку на фиг. 8 [18], не оборванную и с неповрежденной резьбой).

Фиг. 8

       К установленным фактам следует отнести также то, что «сейсмологи зафиксировали аномальную вибрацию на Саяно-Шушенской ГЭС за 15 – 45 минут до аварии» с частотой «в диапазоне от 14 до 18 Герц» [19]. Насколько можно судить, эти сейсмологи находились на сейсмостанции «Черемушки» в 4 километрах от ГЭС [20].

II – Версии

       За дни, прошедшие со дня катастрофы было выдвинуто несколько версий произошедшего: взрыв масляного трансформатора, о чем 17 августа 2009 года сообщал Следственный комитет при прокуратуре Российской федерации [21], террористический акт [22], гидравлический удар [7], вызванный ошибочными действиями персонала ГЭС [23], обратный удар вследствие тех же действий [23], отказ системы управления гидроагрегата [23, 24], отключение электрического генератора от сети и, вследствие снятия нагрузки, раскрутка и разрушение всего гидроагрегата [23], рассинхронизация электрического генератора и остановка из-за этого гидроагрегата с возникновением гидравлического удара [25], заводской брак турбины [26], и также даже то, что «плотина навалилась на машинный зал и нарушила соосность (второго) агрегата» [27].
     Взрыв трансформатора – версия, которую серьезно обсуждать не имеет смысла(1). Версия о теракте вскоре тоже не нашла подтверждения из-за отсутствия каких-либо следов взрывчатки [22]. Нет никаких свидетельств того, что раскрутка или, наоборот, торможение электрического генератора вследствие рассинхронизации или отключения от сети как причина раскрутки или торможения всего гидроагрегата имели место. Как показывает накопленный опыт аварий на электростанциях, в таком случае горят трансформаторы, горит и плавится обмотка электрогенераторов, но таких масштабных разрушений конструкций не бывает. Со вторым гидрогенератором произошло то, что привело к практически мгновенному срыванию его с креплений и выбрасыванию из турбинного колодца, в котором он был размещен, и заводской брак турбины также кажется не слишком удачной версией, так как турбина неплохо сохранилась даже после катастрофы. Кроме того, резкое и значительное изменение скорости вращения генератора должно привести к соответствующему изменению скорости вращения и сидящей с ним на одном валу турбины, что, в свою очередь, как будет показано далее, может привести к гидравлическому удару. Поэтому под подозрением в первую очередь остается поведение турбины второго гидроагрегата и ее система управления, так как ошибочные действия персонала станции непосредственно в момент самой катастрофы после недельного рассмотрения были исключены [28].
         Приведем некоторые оценки ситуации, высказываемые ответственными лицами и экспертами. В первые дни после катастрофы специалисты сообщали, что они «не могут объяснить того, что произошло» [7]. Министр энергетики РФ Сергей Шматко через 2 дня после катастрофы заявил, что «авария на Саяно-Шушенской ГЭС самая масштабная и непонятная в мире» [1]. Было заявлено, что Минэнерго России задействовало лучших экспертов отрасли для проведения анализа, формирования оценок и выяснения причин аварии на Саяно-Шушенской ГЭС [29]. Однако, спустя 5 – 7 дней после катастрофы, видимо, некоторые из них стали сообщать в средствах массовой информации вообще что-то не несообразное [30], например: «На СШГЭС высота напорного водовода, ведущего к гидротурбине,– 240 м(2), это значит, что давление(3) на каждый квадратный сантиметр конструкции турбины составляет 24 атмосферы»(4), или «…Версия о гидравлическом ударе абсолютно надуманна. Нет никаких подтверждений гидроудара. Я не очень понимаю, каким должен был быть перепад давления воды, чтобы произошло то, что произошло на СШГЭС(5)». Сейчас, 2 недели спустя (написано 2 сентября 2009 года), «все эксперты сидят задумчиво, загадочно смотря друг на друга» [31]. В этой работе не рассматриваются экономические, социально-политические или ментально-психологические(6) аспекты катастрофы, однако невольно закрадывается мысль, что если эксперты, то есть лучшие специалисты – такие, то и не нужны никакие террористы.
         Наконец, глава Ростехнадзора Николай Кутьин заявил на пресс-конференции 25 августа 2009 года о том, что основная версия причины катастрофы на Саяно-Шушенской ГЭС – это выход на запредельные режимы работы второго гидроагрегата [32]. Следует отметить, что еще 18 августа передавались слова очевидцев, что гидроагрегат вышел «на повышенные обороты» [12]. Несмотря на правильное направление, расследования, по которому пошел Ростехнадзор, его руководителю пока остается непонятным как «полторы тысячи тонн весом аппарат вопреки законам физики поднялся в воздух и летал» [32]. Правда, странно, что «нарушения» законов физики руководитель Ростехнадзора собирается «объяснять» с помощью «математической модели». Ведь, если непонятна физика явления, то и разбираться надо именно с ней. Ну, видимо, объяснять одно с помощью совсем другого для российских юристов – обычное дело. Кроме того, фотография (фиг. 4, 5) показывает, что гидрогенератор, если и летал, то улетел совсем недалеко. Следует также отметить, что в другой версии изложения пресс-конференции Николая Кутьина сообщается, что «весь гидроагрегат … весит 2691 тонну» [3]. По интерпретации автора этой работы, имелось в виду, что в полуторатысячетонный «аппарат» входят турбина с крышкой и ротор электрогенератора, крышка же последнего, видимо, летала отдельно [32, 33].

(1) – Следует отметить, что неделю спустя никаких следов этого сообщения на сайте Следственного комитета найти не удалось.

(2) – Гидротурбины Саяно-Шушенской ГЭС радиально-осевого типа РО-230/833-0-677 рассчитаны на работу в диапазоне (напоров) от 175 до 220 м, и нижняя граница этого диапазона и есть высота водовода [34].

(3) – А то, что вокруг турбины вода не неподвижна, а быстро течет, разве не влияет на давление на турбине? Знаком ли этот эксперт с уравнением Бернулли?

(4) – Интересно, а какое давление получилось бы у него на «каждый квадратный» метр?

(5) – «Я ничего не понимаю, но с абсолютной уверенностью заявляю…»

(6) – Последние, впрочем, ранее уже были описаны Л. Н. Толстым в его бессмертной эпопее, см. [35].


III – Откуда взялась энергия, которая была израсходована на разрушение гидроагрегата, и в чем проявилось ее действие?

    Итак, рабочая версия – отказ системы управления привел к таким условиям в турбинном колодце, которые вытолкнули гидроагрегат из него вверх на высоту 14 м. Для того чтобы в короткое время могла быть совершена работа по разрушению гидрогенератора, а также по приведению в движение его остатков против сил гравитации, заранее должно быть запасено необходимое количество энергии. При работе гидроагрегата энергия в основном запасается в кинетической форме как энергия вращения его ротора, а также как энергия движения потока воды в водоводе. Кроме того, некоторая энергия запасена в электромагнитном поле, создаваемым электрогенератором. Оценим все эти запасы.
      Так как векторы напряженности электрического и магнитного поле за период колебаний напряжения в обмотке электрогенератора меняют свое направление на противоположное, то энергия этого поля W1 не превышает величину
где Ne – мощность электрогенератора, νe – его частота. При максимальной мощности Ne = 640 МВт и частоте νe = 50 Гц, W1 ≈ 13 МДж, что эквивалентно 1 кг стехиометрической смеси водорода и кислорода, или 3 кг тротила (4.5 МДж/кг). Это слишком маленькая энергия, чтобы произвести те разрушения на станции, которые можно наблюдать воочию.
         Известно, что номинальная угловая скорость вращения гидроагрегата ω = 14.95 с-1, что соответствует 142.8 оборотам в минуту [33, 34]. Диаметр турбины типа РО-230/833-0-677 – Dt = 6.77 м [34], масса – 156 т, диаметр ротора электрогенератора типа СВ 1285/275-42У4 – De = 10.3 м [36], масса – около 820 т. Тогда энергия вращающегося гидроагрегата W2 при равномерном распределении плотности по радиусу оценивается по формуле:
где me – масса электрогенератора, mt – масса турбины, и составляет около 1300 МДж. Однако, на самом деле бóльшая часть массы ротора электрогенератора заключена в его обмотке, со средним ее расстоянием от оси вращения около 5 м. Примем, что 80 % массы ротора электрогенератора сосредоточено в обмотке и 20 % в конструкции вала и поддерживающих ее спицах. Тогда энергия вращающегося гидроагрегата составит около 2100 МДж (470 кг тротила).
         Скорость потока воды в водоводе СШ ГЭС при нормальном режиме работы гидроагрегата легко получить из закона сохранения расхода. Объемный расход воды q на этом режиме составляет 358.5 м3/с на каждый водовод [34]. Диаметр водовода D равен 7.5 м [37]. Тогда скорость v потока в водоводе оказывается равна
(1)
или 8.1 м/с. Кинетическая энергия воды W3, движущейся в водоводе длиной L = 241 м [38], составит 350 МДж (78 кг тротила):
 
где ρ – плотность воды (103 кг/м3). Этого, в принципе, достаточно, чтобы забросить объект массой 1500 тонн на высоту 24 метра.
         Из этих оценок следует, что во вращающихся элементах гидроагрегата, масса которых составляет около 980 тонн, запасено примерно в 6 раз больше кинетической энергии, чем в воде массой 10600 тонн, движущейся в водоводе к турбине. Однако не существует механизма, способного быстро преобразовать заметную часть кинетической энергии вращающегося твердого тела в энергию его поступательного движения, направленного вдоль его оси вращения. А механизм, с помощью которого почти мгновенно запас кинетической энергии движущейся жидкости расходуется на движение или разрушение твердого тела, известен. Он называется гидравлическим ударом. Кроме того, существуют и иные механизмы эффективного преобразования энергии движения жидкости в работу сил, действующих на твердые тела, отличающиеся от классического гидравлического удара, но тесно с ним связанные [38]. Таким образом, из трех подозреваемых в совершении рассматриваемого действия видов энергии остается только один, у остальных двух имеется алиби.
         Версия гидравлического удара, как причины разрушения второго турбоагрегата СШ ГЭС, естественно, возникла одной из первых. Однако вскоре Ростехнадзор – организация, официально расследующая катастрофу и, видимо, имеющая доступ ко всем материалам, связанным с ней, устами своего начальника от нее отказалась [39]. Причины это, насколько можно судить извне, две. Первая – отсутствие повреждений на лопатках гидроагрегата, что можно увидеть как на фотографиях турбины (фиг. 4, 5), так и на фотографии лопатки направляющего аппарата (фиг. 9) [40], и вторая – по неофициальным данным, сейсмостанция «Черемушки» якобы не зафиксировала своими сейсмометрами волн в земной коре, вызванных этим ударом [41].

Фиг. 9

        На первый взгляд, кажется, что любой из этих двух причин достаточно, чтобы больше не рассматривать версию гидравлического удара. Однако, тогда вообще не остается подозреваемых, и тупик, в который зашли эксперты Ростехнадзора [42] и не вышли даже после утверждения «Акта технического расследования…» [2], показывает, что других вариантов нет, если, конечно, считать, что произошедшее на СШ ГЭС все-таки описывается известными нам законами природы. Самым простым и разумным выходом из этого тупика стала мысль о том, что реальный процесс в водоводе может существенно отличаться от простого гидравлического удара, который на первом этапе анализа остается базовой моделью для выявления основных количественных особенностей рассматриваемого процесса. Полагаясь на то, что «Raffiniert ist der Herrgott, aber boshaft ist er nicht»(7), двинемся по этому пути и постараемся снять эти противоречия (и в самом конце этого пути, спустя 2.5 месяца после начала расследования выяснилось, что сейсмостанция «Черемушки» все-таки зафиксировали очень сильные колебания земной коры в момент катастрофы, см. раздел VII этой работы).

(7) – Бог изощрен, но не злонамерен (А. Эйнштейн).


IV – Гидравлические удары в природе, технике и теории

         Долгое время были известны два варианта взрывного выделения энергии холодной движущейся водой: прямой гидравлический удар и обратный (гидравлический) удар. Однако последний сразу исключается вследствие того, что по официальному сообщению компании РусГидро аварийно-ремонтные затворы на водоводах гидроагрегатов были закрыты после того, как второй гидроагрегат был выброшен из турбинного колодца в машинный зал. Для возникновения обратного удара из нижнего (затурбинного) участка водовода второго гидроагрегата должна была сначала стечь вода, в результате чего там возникла бы зона разрежения, а затем под действием внешнего атмосферного давления вода снова должна была потечь в противоположном направлении от нижнего бьефа к турбине. В момент натекания обратного потока на препятствие в водоводе, роль которого играет остановившаяся турбина, и возникает обратный гидравлический удар. Все это возможно только при перекрытии водовода верхним затвором. Если при открытом верхнем затворе водовод быстро перекрыт каким-то образом ротором турбины или ее направляющим аппаратом или еще чем-то, то тут же на препятствии возникнет не обратный, а прямой гидравлический удар.
         Остается  несколько более подробно рассмотреть его основные характеристики. Гидравлический удар происходит, когда на пути движущейся жидкости внезапно возникает преграда, скажем, в канале (трубе) быстро закрывается заслонка. Формулы, позволяющие определить давление, возникающее при этом явлении, вывел ещё «отец русской авиации» Н. Е. Жуковский на рубеже XIX и XX веков, когда спасал первый московский водопровод современного типа чуть ли не от закрытия [43, 44]. Прирост давления жидкости при гидравлическом ударе прямо пропорционален произведению плотности среды ρ, изменению скорости ее движения Δv и скорости звука c в ней:

(2)
       Если заслонка в трубе, первоначально двигавшаяся со скоростью потока, начинает ускоряться, то в жидкости, естественно, возникает не прирост, а снижение давления, и перед правой частью формулы (2) следует поставить знак минус.
         Когда гидравлический удар происходит в жидкости, текущей в упругой трубе, то скорость звука там оказывается ниже, чем в безграничной жидкости или при течении в бесконечно жесткой трубе, вследствие того, что труба при прохождении области повышенного давления деформируется («раздается»). Скорость звука в упруго деформируемой трубе определяется по следующей формуле:
 
где co – скорость звука в безграничной жидкости, D – диаметр трубы, δ – толщина стенок трубы, Ef – модуль упругости жидкости, Es – модуль упругости материала стенок трубы.
         В холодной воде Енисея (T = 277 К) звук распространяется со скоростью около 1420 м/с [45]. Модуль упругости (модуль Юнга), как известно, равен:

и для воды в этих условиях составляет 2.0·103 МПа. Модуль упругости бетона класса B35 для гидротехнических сооружений по СНиП 2.06.08-87 составляет 45·103 МПа [46], и у близких бетонов примерно такой же. Отношение толщины стенок сталебетонных водоводов СШ ГЭС к их диаметру составляет примерно 1 : 7 в соответствии со схемой поперечного сечения плотины [17]. Итак, скорость звука в водоводе СШ ГЭС оценивается величиной 1240 м/с. Однако учет еще и стальной рубашки водовода приводит к увеличению его жесткости и росту скорости звука в нем. По данным источника [38] истинная скорость звука там равна 1350 м/с.
         При так называемом полном гидравлическом ударе вся текущая жидкость тормозится на препятствии, и изменение скорости на нем равно начальной скорости жидкости:
 
Из формулы (2) для условий в водоводе СШ ГЭС следует, что перепад давления в этом случае при скорости потока 8.1 м/с составит около 11 МПа, что, примерно, в 110 раз выше, чем атмосферное давление. Диаметр турбины РО-230/833-0-677 СШ ГЭС равен 6.77 м [34]. Так называемая турбинная крышка накрывает как турбинный колодец, так и расположенные вокруг нее лопатки направляющего аппарата. При этом ее диаметр по данным источника [47] составляет около 8.65 м. При запирании турбиной канала повышение давления на турбинной крышке вследствие гидравлического удара возникло бы в кольцевой зоне, внешний и внутренний диаметры которой указаны выше в этом абзаце. Тогда сила давления на крышку составила бы около 280 МН, что в 16 раз превышает вес турбины, ротора электрогенератора с генераторной крышкой, которая в генераторах зонтичного типа как будто бы, в конце концов, также опирается на турбинную крышку, общей массой около 1780 т. Этого с избытком хватит для их выталкивания из турбинного колодца.
         Полный гидравлический удар происходит, если время перекрытия канала t меньше, чем время τ, за которое звуковая волна доходит до конца канала и, отразившись от границы раздела жидкостей в канале и во внешней среде, возвращается назад к препятствию:
 
где L – длина канала. При длине части водовода СШ ГЭС от верхнего бьефа до турбины равной 241 м [38], получим, что характерное время τ = 0.357 с. Если процесс, превративший гидротурбину в заслонку, развивался дольше этого времени (t > τ), то гидравлический удар оказался неполным, и перепад давлений на гидроагрегате был ниже, чем 11 МПа. Это объясняется тем, что при замедленном сужении проходного отверстия в канале сначала тормозится только часть жидкости с соответствующим снижением темпа роста давления. В тот момент, когда волна возмущения в затормаживаемом потоке достигает переднего открытого конца канала, давление там повышается, что снижает поступление жидкости в этот канал. Это создает обратную волну понижения давления, которая доходит до препятствия за период времени такой же длительности, что и первая, прямая волна. В результате этого темп роста давления на препятствии начинает дополнительно снижаться. При дальнейшем развитии процесса обратные волны могут понизить давление на полностью закрытом препятствии практически в любой степени, зависящей от отношения времен t и τ.
         Возможно, незнание этого и есть причина заявлений некоторых специалистов о том, что «версия о гидроударе…надуманна» [30]. Им, видимо, невдомек, что в зависимости от условий, в которых происходит процесс, давление при гидравлическом ударе может варьироваться в чрезвычайно широких пределах. При взмахах крыльев птиц или насекомых, совершающих машущий полет, возникает перепад давлений порядка 1 кПа, что в 104 раз ниже, чем при полном гидравлическом ударе в водоводе СШ ГЭС. Именно поэтому, например, у серой вороны (Corvus cornix), совершающей в полете не менее чем по 3 – 4 гидравлических ударов в секунду каждым крылом, крылья не отрываются(8). Да и никакая сейсмостанция не сможет зарегистрировать эти гидравлические удары.
        Из общих соображений следует, что степень повышения давления в неполном гидравлическом ударе меньше, чем в полном примерно на величину, обратно пропорциональную множителю
 
        Представим выражение для неполного гидравлического удара  следующим образом:
(3)
        Тогда, взяв данные из любого расчетного или экспериментального графика, можно определить корректирующую функцию .
        Был найден график величины неполного гидравлического удара на направляющих лопатках гидроагрегатов Саяно-Шушенской ГЭС, который некоторое время находился на сайте компании ООО «НПФ «Ракурс» (см. фиг. 10 [48]). На нем величина давления в гидравлическом ударе нормирована на давление, соответствующее разности уровней воды на верхнем бьефе и перед улиткой турбины при номинальном режиме работы и равное 1.84 МПа (перепад высот 188 м).

Фиг. 10

        Из него следует, что при функция  с точностью не ниже 1 %. При меньших значениях  функция  постепенно монотонно уменьшается, достигая минимума  при , а затем снова увеличивается до 1 при . Так что оценить величины перепада давления для неполного гидравлического удара с точностью 5 – 10 % не намного сложнее, чем для полного.

(8) – Тут, видимо, следует отметить, что при малых числах Маха

 

а на практике при газ почти также несжимаем, как и жидкость. И пока это условие выполняется, их можно не различать, используя единую терминологию, или просто называть обе эти сущности сплошной средой и везде использовать устоявшийся термин «гидравлический удар». 


V – Каковы были силы на гидроагрегате, и в чем проявилось действие энергии, израсходованной на его разрушение?

        Так как по рассматриваемой версии гидроагрегат был вытолкнут вверх силой давления воды, действующей на турбинную крышку, оценим сначала, какова эта сила на нормальном режиме работы гидроагрегата. Как уже упоминалось выше, турбинная крышка перекрывает вертикальный цилиндрический колодец с турбиной диаметром 6.5 м, являющийся начальным участком выходного канала – отсасывающей трубы, а также кольцевую область вокруг турбины, в которой расположены лопатки направляющего аппарата, с внешним диаметром около 8.65 м [47].
        Оценим сначала силу, действующую на центральную часть крышки с учетом также всех сил, действующих на турбину, так как турбина сама закреплена на этой крышке. Вследствие того, что вода подходит к турбоагрегату с нулевой вертикальной скоростью, а выходит более-менее равномерным вертикальным потоком, то расчёт осевой силы полностью идентичен расчёту силы тяги ракетного двигателя, см., например, [49], который выводится из законов сохранения, импульса и энергии. Тогда осевая сила равна произведению массового расхода воды в контрольном сечении за турбиной на ее скорость плюс произведение площади этого сечения на разность давлений в нём и в окружающей среде, то есть атмосферном давлении. Определить расход, скорость и площадь не представляет никаких проблем. Остаётся только оценить давление в отсасывающей трубе за турбиной.
        Рассмотрим режим работы второго агрегата на момент времени, предшествующий катастрофе (объемный расход Q = 312 м3/с, мощность N = 600 МВт) [2]. Так как номинальный перепад высот там и на свободной поверхности воды на нижнем бьефе составляет 6 м, то перепад давления там – 60 кПа. Скорость воды в контрольном сечении на расчетном режиме – 9.4 м/с. При полном торможении возникнет практически тот же перепад давления – 45 кПа. Из-за того, что площадь сечения отсасывающей трубы на выходе в несколько раз больше, чем в контрольном сечении (см., например, [50]), то скорость воды на выходе в соответствующее число раз меньше, чем в контрольном сечении. Вследствие квадратичной зависимости давления от скорости в интеграле Бернулли, отличие давления потока, движущегося со скоростью, скажем, 20 % от скорости в контрольном сечении приведёт к отличию давления в этом потоке от полностью заторможенного всего в 4 %. В этом рассмотрении подобными факторами можно пренебречь (как и закрученностью потока в контрольном сечении). Отсюда следует, что давление в контрольном сечении на рассматриваемом режиме отличается от атмосферного всего на 15 кПа, а по данным [2], эта разница вообще отсутствует. Тогда, при вычислении осевой силы, действующей на гидроагрегат, достаточно учесть первую из двух указанных составляющих, а именно, производную импульса потока воды по времени. Тогда из закона сохранения импульса следует, что на турбину и турбинную крышку действует вертикальная сила реакции R, направленная вверх, и составляющая величину
 
где ρ – плотность воды (103 кг/м3), вертикальная компонента скорости потока воды в этом канале u = 9.4 м/с (см. формулу (1)). Сила реакции воды на верхние элементы конструкции вместе с турбиной составит R = 2.9 МН.
        Теперь определим силу, действующую на внешнее кольцо турбинной крышки. Напор на входе в направляющие лопатки 212 м, тогда полное давление – 2.08 МПа, потери составляют около 0.03 МПа. По данным [2, 47, 51] можно определить, что площади проходных сечений на входе и на выходе из направляющих лопаток на рассматриваемом режиме составляли 28.3 м2 и 8.14 м2 соответственно, а скорости потока там – 11.0 м/с и 38.3 м/с. Тогда при напоре 212 м полное давление на входе в сопловой аппарат с учетом потерь (0.03 МПа) составит 2.05 МПа, а давление в между лопатками в соответствии с уравнением Бернулли изменяется от 1.99 МПа до 1.32 МПа. При линейном осреднении сила, действующая на кольцевую часть крышки площадью 25.3 м2, оценивается тогда в 42 МН. Однако, хорошо известно, что типичные распределения давлений по длине профиля или сопла – нелинейны, а кривые, отображающие их, являются вогнутыми. Поэтому интегралы по этим распределениям обычно меньше, чем произведение полусуммы начального и конечного давлений на соответствующую площадь. В связи с этим введем эмпирический интегральный коэффициент ki меньше 1, на который надо умножить линейно осредненное значение силы давления. Опираясь на типичные распределения давления по поверхности симметричных профилей, обтекаемых при M << 1, будем считать, что величина этого коэффициента находится в пределах от 0.8 до 0.9. Примем, что ki = 0.85. Тогда сила, действующая на кольцевую часть крышки, оценивается в 36 МН. Таким образом, полная гидродинамическая сила, действующая на турбинную крышку равна, примерно, 39 МН, что эквивалентно тому, что на нее действует среднее давление 0.66 МПа. Масса элементов гидроагрегата, опирающихся на турбинную крышку, как указывалось выше, считается равной 1780 т. Следовательно, располагаемая сила отрыва крышки на этом режиме за вычетом веса соответствующих элементов гидроагрегата составляет, примерно, 21.5 МН. В дальнейшем, в разделе VIII данной работы эти оценки будут подтверждены.
        Турбинная крышка, разделяющая поток воды и пространство над турбиной, крепится 80 шпильками М80 [2]. Внутренний по резьбе диаметр шпильки М80 при шаге резьбы 4.0 равен 75.67 мм [52]. Прочность на разрыв стали 35 [2], из которой они сделаны, равна 530 МПа [53]. Тогда потребная сила отрыва турбинной крышки равна 190 МН – почти в 9 раз больше, чем располагаемая сила, имевшаяся на рассмотренном выше рабочем режиме. Правда, состояние этих шпилек вследствие усталостных разрушений оказалось очень плохим, а некоторые из них вообще были без гаек (см. ближайшую шпильку на фиг. 8 [18], не оборванную и с неповрежденной резьбой). По данным акта [2] после визуального осмотра 49 шпилек крепления крышки турбины у 43 из них зона усталостного излома изменялась от 0 до 100 %, а без гаек на момент отрыва крышки были 6 шпилек. Если определить по данным таблицы, представленной на странице 78 этого источника, среднюю площадь усталостного излома шпилек, принимая эту площадь у шпилек без гаек за 100 %, получится величина 58.3 % (почему-то в [2] приводится значение 64.9 %). Поэтому предельная величина ударной силы на разрыв, которую могли бы выдержать эти шпильки в момент катастрофы, оценивается величиной 80 МН (более подробно сценарий разрушения шпилек, согласованный со сценарием изменения давления под турбинной крышкой будет описан ниже). Это, все-таки, в 3.7 раза больше силы отрыва крышки на рабочем режиме гидроагрегата 17 августа 2009 года. Обоснование этой оценки располагаемой силы отрыва турбинной крышки также приводится в разделе VIII работы.
        Приближенно оценим теперь энергию, которая была затрачена на разрушение боковой грани колонны машинного зала, ближайшую ко второму гидроагрегату (см. фиг. 6, 7). Колонну отфрезеровал центральный блок ротора второго гидроагрегата несущими спицами ротора электрогенератора. Обмотка ротора оторвалась от держащих ее спиц в момент выбивания турбинной крышки и осталась внизу. Тогда масса вращавшегося блока (турбины и центральной части ротора электрогенератора без его обмотки), воздействовавшего на колонну, как следует из предыдущих оценок, составляет около 320 тонн. Энергия его вращения в соответствии с приведенными выше оценками составляла около 300 МДж. Так как разрушение шпилек не было строго осесимметричным вследствие их различного состояния в момент разрыва, на что вполне определенно указывает акт комиссии Ростехнадзора [2], то на вращающийся блок воздействовала не только осевая сила, но и момент, что неизбежно должно было привести к его прецессии. При этом его ось вращения сама совершала вращательное движение по конической поверхности. В тот момент, когда вследствие прецессии ось вращения блока отклонилась к колонне, произошло первое столкновение с ней спиц ротора и колонны. Ротор потерял некоторую часть кинетической энергии, что привело к увеличению угла прецессии, и к последующим его ударам по колонне. Судя по фотографии, представленной на фиг. 7, всего ротор нанес 4 или 5 ударов по колонне, образовав на ее грубо отфрезерованной поверхности несколько вполне заметных уступов. При этом зоны разрушения спиц определялись соотношением угловых скоростей вращения и прецессии, и расположение этих зон также оказалось не осесимметричным.
        Рассмотрим теперь затраты энергии на фрезерование бетонной колонны – четвертой опоры подкранового пути [2] (см. фиг. 6, 7). Высота колонны составляет около 11.5 – 12 м, ширина и толщина – по 1.6 м, а объем – примерно 30 м3. Было стесано около половины колонны, то есть, было разрушено примерно 15 м3 бетона. Из того, что вращающийся блок упал примерно туда же, откуда он был выброшен, можно сделать вывод, что он в более-менее сохранил после обдирки колонны свое вращение и координаты его центра инерции (естественно, за исключением высоты). Это означает, что на фрезерование колонны ушла достаточно малая часть энергии его вращения. При этом часть затраченной на фрезерование колонны энергии пошло на деформацию спиц, а также в тепло. Считая, что в тепло ушла половина израсходованной энергии, а оставшаяся часть распределилась пополам между колонной и спицами, и, принимая, что всего было затрачено 20 % энергии вращения, получим оценку доли энергии, затраченной непосредственно на фрезерование колонны – 5 %, то есть 15 МДж. При дроблении бетона на мелкие фрагменты растет их площадь, на что и расходуется запасенная блоком энергия вращения. Так как бóльшую часть бетона должен составлять щебень, видимо, гранитный, то величина удельной поверхностной энергии материала приравнена к 30 Дж/м2 [54]. Тогда площадь раздробленных фрагментов должна составлять примерно 7∙104 м2, и средний размер фрагмента – около 0.5 мм. Оценка эта очень грубая, но все-таки она показывает, что, по крайней мере, по порядку величин затраты накопленной блоком энергии вращения и результат воздействия на колонну примерно соответствуют друг другу, и это означает, что утверждение главы Ростехнадзора о том, что «агрегат взлетел примерно на 14 м» [4] можно считать достоверным.
        Итак, вращающийся блок второго гидроагрегата в момент катастрофы поднялся на высоту 14 м. Известно также, что крышка второго турбогенератора массой якобы около 800 т [1] также поднялась, отлетела в сторону и упала на первый гидроагрегат, так как в полете не была стабилизирована вращением. Высоту подъема крышки будем считать такой же, как и у ротора. Тогда на подъем тел общей массой около 1120 т на высоту 14 м была затрачена энергия 150 МДж, что неплохо согласуется с запасом кинетической энергии воды в водоводе W3 = 350 МДж, особенно с учетом того, что сразу после выхода турбины из колодца вверх вода стала разливаться во все стороны, затрачивая свою энергию на растекание и на разрушение других объектов в машинном зале станции.
        Оценим силу, которая была способна совершить такое действие. Для этого необходимо построить хотя бы простейшую модель выталкивания турбинного блока из колодца. Упростим эту модель до предела – будем рассматривать пробку в вертикальном канале, пришедшую в движение под действием сил давления. Канал открыт с обеих сторон. При этом из-за движения пробки в жидкости формируется зона понижения давления, внешняя граница которой распространяется со скоростью звука. По аналогии с формулой (2) дифференциал давления dp можно связать с дифференциалом скорости dv:
(4)
        Таким образом, процесс изменения давления в жидкости под пробкой зеркально симметричен процессу гидравлического удара, и все соотношения, приведенные в разделе IV для него, могут использоваться для оценки уменьшения давления при разгоне пробки жидкостью. Так как длина отсасывающей трубы водовода Саяно-Шушенской ГЭС составляет 28 м [38], то характерное время τ равно 0.0415 с. Как показали предварительные оценки, время процесса разгона блока в турбинном колодце t составляет при различных начальных условиях от 0.5 до 1 с. Потому параметр , и для определения величины уменьшения давления можно использовать формулу (3) при . Давление в начале движения пробки надо определить в ходе решения этой задачи. Вначале при движении пробки реализуется переходный процесс с характерным временем τ, а затем при  давление под пробкой устанавливается на уровне, определяемом формулой (3). Движение самой пробки можно определить через силы давления жидкости, действующие на ее нижнюю поверхность, с помощью стандартных уравнений динамики.
        Для простоты, а также вследствие того, что на большей части траектории пробки давление жидкости меняется мало, при расчете движения использовалось осреднение давлений и, соответственно, сил, действующих на пробку. При экспоненциальном переходном процессе среднее давление по траектории <p> вычисляется следующим образом:
(5)
где p1 – давление на старте процесса, p2 – давление на его финише. Связь значений p1 и p2 следует из формулы (3):
(6)
где v – финальная скорость пробки (скорость вылета ротора из турбинного колодца), <Δp>g – средняя величина гидравлических потерь потока при внезапном расширении канала в момент втекания в турбинный колодец из отсасывающей трубы:
 
где
 
ξ – коэффициент гидравлических потерь (см, например, [55]), S1 – площадь поперечного сечения отсасывающей трубы, S2 – площадь поперечного сечения турбинного колодца. Для рассматриваемой геометрии каналов S2/S1 = 1.77.
        При заданной высоте вылета ротора с генераторной крышкой сверху h1 = 14 м и известной глубине турбинного колодца от турбинной крышки до его верхнего среза h2 = 4.2 м (см. фиг. 11 [56]), скорость вылета v определяется по формуле
 
и ее величина равна v = 13.9 м/с.


Фиг. 11

        Время и среднее ускорение разгона легко получаются из элементарных формул равноускоренного движения, а при заданных площади турбинной крышки (58.8 м2) и массе разгоняемого блока (оценка – 1120 т, ротор без обмотки, но с генераторной крышкой) вычисляются средняя сила и среднее давление под турбинной крышкой. Далее из формул (5) – (6) получаются стартовой давление и сила под турбинной крышкой. При высоте полета ротора с генераторной крышкой h1 = 14 м p1 = 1.89 МПа, подъемная сила, действующая на турбинную крышку, (за вычетом начального веса блока вместе с обмоткой ротора) равна 94 МН (видимо, стоит напомнить, что на рабочем режиме она составляет около 21.5 МН).
        В принятой модели процесса осреднялось давление по турбинной крышке. Кроме того, пренебрегалось влиянием выхода из улитки гидроагрегата. Последнее можно оправдать тем, что постоянная времени τ для верхней части водовода в 8.5 раз больше, чем для отсасывающей трубы, тем, что площадь сечения выхода из улитки составляет менее 2/3 от площади сечения отсасывающей трубы под турбиной, а также значительными гидравлическими потерями при развороте потока на 90º. Поэтому можно ожидать, что влияния этого канала на изменения давления под турбинной крышкой не превысит 10 %. В целом, видимо, приведенные оценки дают нижнюю границу подъемной силы на турбинной крышке.
        Оценки подъемной силы на турбинной крышке 94 МН при высоте полета турбинного блока 14 м дают величину, превышающую силу на разрыв, которую по данным [2] могли выдержать крепящие ее шпильки в том состоянии, в котором они находились. При этом блок поднимался на высоту 4.2 м в турбинном колодце и совершал свободный полет на высоту еще около 10 м. Если бы весь крепеж крышки в какой-то момент исчез, а подъемная сила незначительно превышала бы вес блока гидроагрегата, опирающегося на турбинную крышку (17.5 МН), то блок бы медленно всплыл на высоту 4.2 м. Если бы весь крепеж крышки исчез на рабочем режиме агрегата, то при подъемной силе 21.5 МН турбинный блок поднялся бы только еще на высоту 2.7 м.
        Версия комиссии Ростехнадзора, которая, как неявно сформулировано в акте [2], состоит в том, что из-за вибрации второго гидроагрегата была срезана основная часть шпилек крепления турбинной крышки, и в момент останова турбины ее ротор вылетел из колодца с переходом рабочего колеса в мифический «насосный режим» (см. формулы (5) – (6)) при более-менее нормальных уровнях давления в потоке, противоречит фактам, установленным самой же этой комиссией. Взлет ротора на 14 м при таких условиях произойти просто не мог. Возможно, именно поэтому, в акте комиссии очень подробно расписывается, например, пожар на Братской ГЭС, а о полете ротора не говорится вообще. Так что, похоже, комиссия работала по Гегелю, который как-то заявил: «Если факты противоречат моей теории, то тем хуже для фактов» [57].
        Автор полагает, что из написанного выше вполне можно сделать вывод, что ничто, кроме какой-либо формы гидравлического удара не может объяснить произошедшего. Поэтому в следующем разделе работы более внимательно рассмотрим причины, его вызывающие, а также формы, в которых он может проявляться.

VI – Помпаж

         Явление, когда лопаточный агрегат (как правило, компрессор или насос) может превратиться в препятствие на пути потока газа или жидкости, называется помпажом. При этом в отличие от «простого» гидравлического удара помпаж – это возрастающая по интенсивности серия ударов, то есть некоторый автоколебательный процесс [58]. В гидроэнергетике вплоть до катастрофы на Саяно-Шушенской ГЭС помпаж до сих пор не демонстрировал в полной мере все свои возможности, так как основной лопаточный агрегат на гидроэлектростанциях – это турбина, и только в достаточно редких случаях на гидроаккумулирующих электростанциях (ГАЭС) используются насос-турбины. Однако, например, в авиации это явление известно гораздо лучше, и оно происходило в авиационных турбореактивных двигателях (ТРД) десятки и сотни раз, а, может быть, и в значительно большем числе случаев, так как наличие компрессора, сжимающего воздух, в таких двигателях обязательно. В воздушном тракте ТРД вне зависимости от скорости полета самолета воздух движется при числах M < 1, и там реализуются именно такие условия, при которых вполне оправданно использовать термин «гидравлический удар». Правда, вследствие того, что каналы ТРД дозвуковых самолетов от входа воздухозаборника до компрессора очень коротки, гидравлический удар там может быть настолько неполным, что почти перестает быть «ударом». Каналы ТРД сверхзвуковых самолетов длиннее, но при помпаже еще перестраивается и структура скачков уплотнения на входе воздухозаборника, усложняя весь процесс развития этого процесса.
         При сильном отклонении от расчетной скорости вращения сидящих на одном валу компрессора и турбины ТРД, их лопатки начинают обтекаться потоком под слишком большими (закритическими) углами атаки, и на них происходит отрыв потока. Это связано с тем, что «здоровое» (гладкое и безотрывное) обтекание, как профиля крыла, так и лопаток ротора компрессора или турбины происходит только при малых углах атаки α, обычно, не более 10º – 12º [59] (угол атаки – это угол между вектором скорости набегающего потока и хордой обтекаемого тела). Для лопаточных машин вектор скорости набегающего потока определяется скоростью лопатки относительно движущейся среды, которая, в свою очередь, получается из треугольника скоростей, двумя другими сторонами которого являются скорость движения лопатки вследствие вращения ротора лопаточной машины и абсолютная (определяемая относительно стенок канала) скорость потока. На расчетном режиме вращения ротора этот угол близок к оптимальному.
         При значительном уменьшении скорости вращения треугольник скоростей деформируется, так как абсолютная скорость потока при постоянном расходе остается прежней, угол атаки сильно увеличивается, и течение вокруг лопаток качественно изменяется. Возникает отрыв потока с верхней (подветренной) стороны обтекаемого тела. Сначала этот отрыв небольшой, но он быстро растет при дальнейшем уходе от оптимального угла атаки. Модельный пример такого режима обтекания пластинки в гидродинамическом лотке при α = 20º и при числе Рейнольдса Re = 104 показан на фиг. 12 [60].


Фиг. 12

      Над верхней поверхностью пластинки прекрасно видна зона развитого отрыва, в которой скорость движения жидкости относительно пластинки мала по сравнению со скоростью набегающего потока. В этой зоне течение становится турбулентным, там возникает множество хаотически движущихся вихрей. Гидродинамические силы, действующие на пластинку, изменяются во времени – обтекание становится нестационарным, начинается вибрация обтекаемого тела.
         Если же скорость вращения ротора сильно растет, треугольник скоростей деформируется так, что угол атаки из положительного становится отрицательным. Это означает, что наветренная и подветренная стороны лопатки меняются местами, и отрывы возникают уже на ее противоположной стороне. Для устранения этого явления при уходе лопаточной машины с оптимального рабочего режима одновременно с изменением скорости вращения ротора регулируют и направляющий аппарат – ряд неподвижных лопаток (не вращающихся, но могущих медленно изменять свое положение при изменении режима работы), находящихся в канале перед вращающимся ротором. Поворачивая лопатки, изменяют как величину, так и направления вектора абсолютной скорости движения среды. В простейшем двумерном случае такое регулирование могло бы привести к постоянству угла атаки и недопущению возникновения зон отрыва.
       Однако, обтекание лопастей винта, лопаток компрессора или турбины сложнее, чем обтекание крыла, так как их сечения на различных расстояниях от оси вращения движутся с разными скоростями. Поэтому, описанное выше регулирование может привести к неизменности угла атаки обтекания лопасти только в одной точке ее передней кромки. А везде на кромке за исключением этой точки при изменении скорости вращения и любом законе регулирования угол атаки при изменении скорости вращения начинает выходить из оптимальной области, хотя, конечно, гораздо медленнее, чем при полном отсутствии регулирования. Вследствие этого отрывы с лопаток (лопастей) возникают всегда при достаточно значительном отклонении режима работы от оптимального. Кроме того, чтобы согласовать углы атаки разных сечений лопаток на расчетном режиме, их необходимо делать с закруткой и/или изогнутыми, и течение вокруг них становится существенно трехмерным. Это приводит к тому, что отрывы возникают еще легче и, зачастую, при меньших углах атаки сечения лопатки, чем у крыла при аналогичных условиях. Кроме того, лопатки на ободе колеса компрессора или турбины составляют длинный кольцевой ряд, отрывные зоны на них могут сливаться вместе и создавать единую отрывную область, в первом приближении движущуюся как единое целое вместе с ротором лопаточной машины и полностью запирающую канал лопаточной машины.
     При помпаже из-за развития описанного процесса на лопатках компрессора течение в канале ТРД запирается, двигатель вибрирует, затем страшно дергается и глохнет. Единственное серьезное отличие последствий помпажа ТРД от того, что произошло на СШ ГЭС, состоит в том, что двигатели разрушаются далеко не всегда. Однако это отличие легко объясняется тем, что плотность воздуха на входе в ТРД примерно в 103 раз меньше, чем у воды, скорость звука в воздухе также раза в 4 ниже, чем в воде, и только скорость самого потока обычно бывает выше. Поэтому (см. формулу (3)), давление в гидравлическом ударе при помпаже ТРД многократно ниже, чем то давление, которое было бы возможно при гидравлическом ударе в водоводе СШ ГЭС, и поэтому ТРД, как правило, только глохнет.
        Из теории пограничного слоя известно [61], что отрывы с гладкой поверхности тела происходит при торможении потока на этой поверхности. Такие условия гораздо легче возникают на лопатках компрессора или насоса, сжимающих поток. При этом весь поток тормозится. В турбинах поток разгоняется, и на их лопатках отрывы возникают далеко не так легко, как на лопатках компрессоров. Именно поэтому в ТРД обычно происходит помпаж компрессора, а не турбины. Для того чтобы добиться помпажа турбины, то есть автоколебательного процесса, приводящего, по крайней мере, к полному разрушению если не агрегата, то, хотя бы режима его обтекания, нужны некоторые дополнительные условия. В гидроэнергетике до катастрофы на СШ ГЭС достичь этого, по-видимому, никому не удавалось.

VII – Вихревые жгуты и гидроакустический резонанс

       В предыдущем разделе рассматривались общие свойства газов и жидкостей, имеющие отношение к отрывам и запираниям потока. Однако, существуют и важные различия как между этими двумя состояниями сплошной среды, так и типовыми схемами технических систем, построенных на основе газодинамических и гидравлических лопаточных машин. Оба эти фактора могут существенно влиять на процессы возникновения и развития помпажа у этих машин на нерасчетных режимах работы.
        В потоке жидкости, в отличие от потока газа, возможно возникновение кавитации, то есть появление большого количества пузырьков или даже протяженных линейных структур – кавитационных каналов, являющихся центральным ядром вихревых жгутов, существенно влияющих на режимы течения (см. например, на фиг. 13 кавитационный канал за радиально-осевой турбиной при ее работе на нерасчетном режиме [62]).


Фиг. 13

Как известно, линейная скорость жидкости в вихре обратно пропорциональна расстоянию от его оси (v ~ r–1) [49], поэтому из интеграла Бернулли
 
следует, что на некотором расстоянии от оси вихря давление в жидкости становится равным 0. При этом сплошность жидкости теряется, и в ней возникает кавитационный канал, заполненный ее паром и растворенными в жидкости газами.
       К наиболее важным различиям типовых схем технических систем с газодинамическими и гидравлическими лопаточными машинами в интересующих нас аспектах следует отнести то, что в авиации обычно используются осевые лопаточные агрегаты, в которых роторы расположены симметрично по отношению к набегающему потоку, а гидротурбинах поток, как правило, подходит сбоку по улитке – спиральному каналу переменного сечения, и, поэтому, полной симметрии обтекания турбины здесь нет. В связи с этой асимметрией у таких агрегатов никогда не возникает режима течения с полным запиранием межлопастных каналов. Вместо этого на лопастях реализуется зона несимметричного вращающего отрыва, следствием которого и оказывается вихревой жгут [63]. Таким образом, на радиально-осевой гидравлической турбине (турбине Френсиса), используемой, в том числе, и на Саяно-Шушенской ГЭС, в принципе возможно только частичное запирание. На фиг. 14 показано изображение типичной турбины Френсиса [64], а на фиг. 10 наглядно видна степень асимметрии улитки, подводящей воду к турбине.


Фиг. 14

       Частота вращения области отрыва, а, значит, и вихревого жгута, ниже, чем частота вращения турбины. Как известно, рабочая зона радиально-осевой турбины, где отрывы с лопастей отсутствуют или малы, довольно узка. У гидроэнергетиков ее принято называть зоной III. Например, для турбин Саяно-Шушенской ГЭС при напоре 212 м она соответствует, примерно, мощностям от 570 до 690 МВт (см. фиг. 15, [2]).


Фиг. 15

          В зоне II отрывы вполне заметны, «уровень пульсаций давления в проточной части высокий со жгутовой частой 0.4 – 1.2 Гц» [51] (напомним, что частота вращения турбины на рабочем режиме – 2.38 Гц). В зоне III «жгут под рабочим колесом исчезает» [51]. Это означает, что поток из под турбины выходит практически незакрученным, то есть почти вся его энергия (95.8 %, см. [51]), за исключением сравнительно небольших потерь на трение в водоводе и малой остаточной энергии потока в отсасывающей трубе переходит в полезную работу. В конце 80-х годов XX века на Саяно-Шушенской ГЭС были проведены натурные испытания десятого агрегата в зоне повышенной мощности (в зоне IV на фиг. 15) [51]. В них было получено, что «частота вращения кавитационного жгута за рабочим колесом составляла 0.4 – 0.6 Гц» [51]. При этом, «основная частота пульсаций в проточной части составляла 1.39 – 1.45 Гц и сильно отличалась от других (лопастной, оборотной)» [51]. «Величина амплитуды колебательного процесса значительно превысила ожидаемую» [51].
     По результатам этих испытаний в июне 1988 года главным инженером производственного объединения турбостроения «Ленинградский Металлический завод» В. К. Глухих был утвержден технический отчет «Натурные испытания турбин Саяно-Шушенской ГЭС со штатными рабочими колесами» № 1008, в котором были определены заводские эксплуатационные характеристики гидроагрегата. «Для постоянной эксплуатации турбин рекомендуется диапазон мощностей, соответствующих зоне III, в которой КПД турбин имеет максимальное значение, пульсации давления в проточной части минимальны, вибрационное состояние турбин оценивается как хорошее. Разрешается работа турбин в зоне I, в которой уровень динамических характеристик является допустимым, но уровень КПД турбин низкий. Работа турбин в зоне II не рекомендуется, а в зоне IV (за линией ограничения мощности) – не допускается. При работе в зоне II работа турбины сопровождается сильными гидравлическими ударами в проточной части и значительными шумами, уровень динамических характеристик остается недопустимым» [2]. Именно после этих испытаний зона IV «временно» была запрещена для работы гидроагрегатов Саяно-Шушенской ГЭС [51].
        В соответствии с актом комиссии Ростехнадзора непосредственно перед катастрофой мощность второго гидроагрегата составляла 475 МВт [2]. Следовательно, он находился глубоко внутри зоны II, и утверждения начальника Ростехнадзора [39], а также других лиц, называемых экспертами [30], о том, что гидравлического удара не было, не соответствуют действительности. При работе гидроагрегата в зоне II, (см. фиг. 13), а тем более, при попадании в запрещенную зону IV (см. на фиг. 16 сильно выросший кавитационный шнур при работе турбины в этой зоне [62]), гидравлические удары возникают всегда.


Фиг. 16

      Другой важнейшей особенностью типовых схем, характерной для гидравлических устройств и сооружений являются очень длинные водоводы, которые вносят дополнительные черты в процессы запирания каналов и помпажа гидравлических машин. Отчего это важно, легко понять, вспомнив, что в длинных трубах возбуждаются собственные колебания находящейся в них сплошной среды, используемые, например, в органах или, скажем, в иерихонских трубах (духовых инструментах, якобы обрушивших стены города Иерихон) для генерации всех тех звуков, сочетание которых и является музыкой [65].
       Взаимодействие собственных колебаний водовода с колебаниями вихревого жгута, возникающего за турбиной, как оказалось, может привести к так называемому гидроакустическому резонансу. Резонансное усиление пульсаций потока в напорной системе или гидроакустический резонанс – это конкретизация понятия «помпаж» для условий работы гидроагрегатов на ГЭС с большими напорами. Теоретическая модель данного явления была впервые построена в середине 90-х годов XX века по результатам натурных испытаний десятого гидроагрегата Саяно-Шушенской ГЭС [38, 66, 67].
        В этих работах на основе линейной теории был проведен анализ распространения малых возмущений в проточной системе энергоблока. В напорном водоводе и в отсасывающей трубе потенциал для скорости акустических колебаний описывался одномерными линейными волновыми уравнениями, а на турбине, имеющей в этой модели нулевую размерность, эти решения сшивались с помощью условия сохранения расхода жидкости и так называемой стационарной характеристики турбины. Эта характеристика представляет собой связь между объемным расходом воды через турбину и изменением на ней полного давления (см. фиг. 17 [38], Δp – здесь изменение полного давления, отнесенное к полному давлению на входе в турбину). Обозначенные здесь области A, B и A’ являются отображением зон II, III и IV при использовании другого аргумента, не мощности, а объемного расхода (при этом уровень напора зафиксирован). Так как величина Δp не мала, вся задача становится нелинейной, и ее решение зависит от производной  [38].


Фиг. 17

        Собственные частоты колебаний для всех трех области близки между собой, и у десятого гидроагрегата составляют около 1.6 Гц. В том случае, когда эта производная отрицательна, как в областях A и A’ фиг. 17, что соответствует режимам II и IV фиг. 15, работа гидроагрегата оказывается неустойчивой. Основная частота пульсаций потока в области A’ (в зоне IV) в проточной части, как уже указывалось выше, составляла около 1.4 – 1.45 Гц [51]. Возникает резонанс, который в силу неустойчивости режима работы, приводит к безграничному (в рамках модели малых возмущений) росту пульсаций давления. Как показали натурные эксперименты на первом, седьмом, восьмом и девятом агрегатах Саяно-Шушенской ГЭС в зоне IV происходил стремительный рост амплитуды пульсаций на частоте 1.4 – 1.45 Гц [38]. Происходила глобальная потеря устойчивости с резонансным усилением колебаний во всей проточной системе. Следует вспомнить, что в радиотехнике именно на основе устройств, вольтамперная характеристика которых имеет падающий участок (например, туннельных диодов или диодов Ганна), создаются генераторы высокочастотных электромагнитных колебаний. С точки зрения общей теории колебаний высоконапорные гидроагрегаты вместе с их проточными системами и эти генераторы электромагнитных колебаний являются вполне очевидными аналогами.
        На основании этих экспериментов на Ленинградском металлическом заводе был проведен расчет переходных процессов при сбросе максимально возможной нагрузки 755 МВт при напоре 220 м, см. фиг. 18 [51]. Как в спиральной камере, так и в отсасывающей трубе под колесом турбины, в целом в соответствии с теорией малых возмущений [38, 66, 67] возникла серия нарастающих гидравлических ударов. Максимальное давление в спиральной камере составило 2.6 МПа, при максимально допустимом 2.8 МПа [51]. Частота ударных повышений давления была около 2 Гц. По мере закрытия направляющего аппарата, давление стало постепенно снижаться, частота вращения ротора после заброса на 52 % от номинала также начала уменьшатся.


Фиг. 18

       В соответствии с теорией [37, 64, 65] при постоянных внешних условиях и величине производной , соответствующей данным с фиг. 16, каждое последующее возмущение давления превосходит предыдущее примерно в 2 раза. Да, конечно, эта оценка роста получена для случая малых колебаний, а в дальнейшем она будет использоваться и для не малых пульсаций давления. Однако, скажем, в аэродинамике известно, что соотношения подобия, полученные из линейной теории, с хорошей степенью точности выполняются там, где линейная теория уже совершенно неприменима, например, при гиперзвуковом обтекании тел с сильными возмущениями потока (см., например [68, 69]). А перенос удвоения возмущений на каждом шаге с одного масштаба пульсаций на другой – это и есть простейший случай применения соотношений подобия при рассмотрении данного процесса развития колебаний.
       Рост интенсивности гидравлических ударов в расчетах, представленных на фиг. 18, происходил на фоне снижения расхода воды, вызванного закрытием направляющего аппарата. Это, как наглядно видно на кривой 4, приводило сначала к уменьшению роста давления и максимальных амплитуд его колебаний, а, в конце концов, и к их снижению. Если «распрямить» осредненную кривую давления в спиральной камере, то рост максимальной интенсивности пульсаций окажется близким к предсказаниям теории малых возмущений. При этом вследствие нелинейности колебаний конечной амплитуды минимумы давления также растут вслед за максимумами, см. также [62].
       При этом следует понимать, что процесс развития пульсаций давления вызван вращающимся срывом на лопастях турбины, то есть рассогласованием скорости течения воды и скорости вращения ротора, что только на рабочем режиме связано с мощностью агрегата. То есть в зону IV (область A’) можно попасть и при нулевой мощности, и даже гораздо быстрее, чем под нагрузкой, так как раскрутка ротора в этом случае пойдет еще интенсивнее.
    Итак, нет никаких сомнений, что причиной срыва турбинной крышки второго гидроагрегата была серия нарастающих гидравлических ударов вследствие гидроакустического резонанса в проточной системе агрегата. По оценкам раздела V это произошло, когда максимальное давление в очередном гидравлическом ударе достигло величины 1.2 МПа, что с учетом статического (не колебательного) давления на крышку (среднее – около 0.7 МПа, максимальное на внешней границе крышки – около 2.0 МПа) создало силу отрыва около 95 МН. При этом была превышена суммарная сила остаточной прочности шпилек крепления крышки, равная, примерно, 80 МН (см. раздел V). Однако, если бы состояние шпилек было бы лучше, чем в реальности, следующий гидравлический удар через 0.5 – 0.6 с создал бы силу отрыва, составляющую по оценкам, уже 165 МН при давлении воды в импульсе уже более 2.4 МПа, и крышка все равно бы оторвалась, только центральный блок агрегата взлетел бы уже не на 14, а на 21 м. Таким образом, «гнилые» шпильки, то есть шпильки с очень большими зонами усталостных трещин (более 50 % от площади поперечного сечения) только минимизировали разрушения при катастрофе, которые в противном случае были бы бóльшими. Более того, в следующем разделе будет показано, что шпильки могли стать «гнилыми» в основном уже в ходе самой катастрофы и в период времени, непосредственно к ней примыкающий.
       Как следует из дальнейшего рассмотрения, общая длительность нарастания пульсаций давления составляла не менее 3 – 4 с в серии из 5 – 7 колебаний, при этом рост давления на каждом колебании был намного меньше, чем тот, который был бы при единичном гидравлическом ударе. Долгое время вплоть до самого конца расследования над его автором дамокловым мечом висел вопрос: « Почему сейсмостанция «Черемушки» перед катастрофой зарегистрировала «аномальную» лопаточную вибрацию гидроагрегата с частотой 14 – 18 Гц, а гидравлические удары по имеющимся сообщения зафиксированы не были?» Ранее в окрестности СШ ГЭС было 4 сейсмостанции, к моменту катастрофы осталась только одна [70]. Была попытка ответить на этот вопрос тем, что основная полоса пропускания цифровой сейсмической станцией «Байкал-10», который оснащены «Черемушки» – 0.5 – 10 Гц [71], а частота, характеризующая основной процесс, составляла 0.25 – 0.3 Гц.
       Однако, в действительности все оказалось гораздо проще. В самом конце октября в сети появилась аналоговая сейсмограмма с сейсмостанции «Черемушки» [72], на которой момент катастрофы в 00:13 по гринвичскому времени (04:13 по московскому или 08:13 по местному времени) просто невозможно не заметить. В это время на ней возникла сплошная красная полоса, означающая всплеск амплитуды колебаний земной коры во всем диапазоне частот от 0.3 до 3 Гц до предельных значений записывающей аппаратуры, см. фиг. 19. При бóльших частотах также видны отдельные зоны очень сильных колебаний. Из сейсмограммы можно сделать вывод, что процесс развития катастрофы длился не менее 3 с.
 
 
Фиг. 19

VIII – Механика разрушения шпилек турбинной крышки


       Проектное напряжение затяга шпилек турбинных крышек гидроагрегатов Саяно-Шушенской ГЭС, как указывает Юрий Петреня, технический директор ОАО «Силовые машины», составляло 120 МПа [73], то есть сила натяжения 80 шпилек М 80 общей площадью поперечного сечения по резьбе 0.360 м2 [52] была равна 43.2 МН. Далее, он сообщает, что коэффициент запаса прочности этих разъемов по статическим нагрузкам равен 4.7. Очевидно, из этого следует, что предельная статическая нагрузка, которую по проекту должны были выдержать шпильки, составляет около 205 МН. Как уже упоминалось в разделе V данной работы разрывная статическая нагрузка для шпилек из стали 35 составляет 190 МН. Следует отметить, что до исследования разрушенных шпилек второго гидроагрегата в ЦНИИТМаше [2, 73], считалось, что материал шпилек – сталь 45 с прочностью на разрыв 578 МПа [53]. В этом случае разрывная нагрузка для шпилек практически совпадает с данными Петрени.
       Далее им же сообщается, что для случая проектного затяга шпилек коэффициент запаса прочности по циклической нагрузке «больше трех», однако, если напряжения затяга шпилек снизится до 80 МПа, то этот коэффициент «становится меньше единицы» «с условием 30 % пульсации» давления. Очевидно, из этого следует, что при данном напряжении сила натяжения шпилек (28.8 МН) становится равной силе отрыва турбинной крышки вследствие воздействия на нее воды, увеличенного на 30 % по сравнению с давлением на номинально рабочем режиме. Известно, что номинальный рабочий напор турбин Саяно-Шушенской ГЭС составляет 194 м [34, 73]. Расчет подъемной гидродинамической силы, действующей на крышку на этом рабочем режиме при эмпирическом интегральном коэффициентеk i = 0.85, приводит к значению 35.5 МН. Умножив ее на 1.3 и, как и ранее, вычтя вес элементов гидроагрегата, опирающихся на турбинную крышку (17.5 МН), получим, что располагаемая сила отрыва при этих условиях равна 28.7 МН, что совпадает с данными Петрени. Таким образом, подтверждена достаточная для наших оценок точность расчета силы отрыва турбинной крышки на рабочем режиме гидроагрегата.
       Когда коэффициент запаса прочности шпилек по циклической нагрузке становится ниже 1, это означает, что крышка турбины оказывается не притянутой шпильками к своей опоре. В этом случае сила трения уже не препятствует боковым перемещениям крышки под действием разнообразных циклических сил, вызванных, например, неполной сбалансированностью ротора гидроагрегата. Единственным препятствием для таких перемещений крышки становятся сами шпильки, работающие на срез, что приводит к появлению в них усталостных трещин, резко снижающих растягивающую нагрузку, которую они способны нести. При этом трещины сами могут расти под действием этих нагрузок, и при определенных условиях этот процесс может завершиться отрывом турбинной крышки.
       Из данных акта комиссии Ростехнадзора [2] следует, что на поверхностях разрушения шпилек визуальным осмотром были выделены две зоны: зона усталостного разрушения и зона долома [2]. В таблице 1 приведены данные по доле усталостного излома, представляющей собой отношение площади трещины к площади поперечного сечения шпильки по 9 группам шпилек, в основном совпадающим с группами из акта [2]. Первый столбец таблицы – номер группы, второй – число шпилек из этой группы, третий – средняя доля усталостного разрушения шпилек этой группы. В первую группу таблицы включены и 2 шпильки, не имевшие трещин, в восьмую – все шпильки с долей разрушения от 90 % до 98 %, а в девятую – шпильки без гаек, которые условно отнесены к шпилькам с долей разрушения 100 % для того, чтобы была получена правильная доля площади шпилек, способных нести растягивающую нагрузку. Максимальные отклонения индивидуальных долей разрушения шпилек группы от среднего значения не превышают 5 %. Среднее значение доли разрушения, вычисленное по отдельным шпилькам и по группам из таблицы 1, совпадает до второго знака после десятичной точки и составляет 0.58. Всего найдено и исследовано 49 шпилек из 80.

Таблица 1

N Число
шпилек
Средняя доля
разрушения
1 7 0.04
2 3 0.22
3 8 0.36
4 6 0.53
5 4 0.61
6 3
0.70
7 3
0.83
8 9(9)
0.95
9 6
(1.00)
Σ 49 0.58
        Опираясь на положения классической механики разрушения, то есть анализа напряженного и деформированного состояния твердого материала при наличии трещин (см., например, [74, 75]), стоит попытаться хотя в общих чертах описать то, что происходило со шпильками непосредственно перед и в ходе самой катастрофы. Важнейшим результатом этой попытки должна быть оценка прочности шпилек турбинной крышки в момент их разрыва. Будем использовать хорошо известный силовой критерий для оценки развития трещин.
        Как известно [74, 75], при заданной нагрузке наличие трещины приводит к резкому возрастанию напряжений в материале, особенно в окрестности кончика трещины, что описывается с помощью коэффициентов интенсивности напряжений. В теории квазихрупкого разрушения имеется готовый набор моделей расчета этого коэффициента для типичных тел и случаев нагружения. Для шпилек с боковой трещиной наиболее подходящей из доступных автору моделью является полоса с краевой поперечной трещиной, подвергнутая осевому растяжению [74]. Переход от двумерной полосы к квадратной призме, а от нее к шпильке круглого поперечного сечения, безусловно, внесет погрешности в полученные результаты, однако для нашей оценки, они видимо, не будут чрезмерными. Очевидно, что коэффициент интенсивности напряжений для круглой шпильки будет выше, чем для двумерной полосы, так что все полученные далее оценки критических длин трещины являются оценками сверху. Для полосы толщиной b при напряжении растяжения σ и длине (глубине) трещины L коэффициент интенсивности напряжений на кончике трещины определяется следующим образом:
(7)
где λ – безразмерная длина трещины:
(8)
а Y(λ) – безразмерная функция «K-тарировки»:
(9)
        Если полученное значение параметра K превысит Kc – вязкость разрушения материала, то под действием растягивающей нагрузки трещина начинает расти. Известно, что вязкость разрушения углеродистых сталей с пониженным содержанием углерода до 0.3 % имеют вязкость разрушении Kc = 100 – 120 МПа∙м1/2 [76]. Нижняя граница допустимого содержания углерода в стали 35 – 0.32 % углерода [77]. При этом уменьшение температуры, как известно, приводит к снижению вязкости разрушения [78], так что для условий работы шпилек турбинной крышки в холодной воде Енисея с учетом их старения, по крайней мере в течение 9 лет [2], представляется разумным принять величину Kc = 100 МПа∙м1/2.
        Тогда из формул (7) – (9) можно определить относительную критическую длину трещины для полосы толщиной b, равной диаметру шпильки по резьбе – 0.07567 м, превысив которую трещина при данном напряжении начинает расти. Для полосы относительная длина трещины совпадает с относительной долей разрушения по площади. Для шпильки критическая доля разрушения будет, видимо, на несколько процентов меньше, однако для качественных оценок примем расчетные данные. Они представлены в таблице 2, в первом столбце указаны режимы растяжения шпилек, о которых более подробно будет сказано ниже. Во втором столбце показаны силы, действующие на турбинную крышку на данном режиме. В третьем – полная площадь поперечного сечения всех шпилек под нагрузкой с учетом того, что 6 из 49 (соответственно, 10 из 80) не держат ничего из-за отсутствия на них гайках. Четвертый столбец показывает номинальные напряжения на шпильках при заданных силах и площадях, а пятый – относительные критические доли разрушения.

Таблица 2

Режим Сила (МН) Площадь (м2
Напряжение σ (МПа) Критическая доля разрушения
1 21.5
0.315
68 0.59
2 29
0.315
92
0.53
3 37
0.315
117
0.47
4 57.5
0.315
183
0.36
5 94 0.315 298 0.23
        Режим 1 – это рабочий режим гидроагрегата 17 августа 2009 года непосредственно перед катастрофой (мощность 575 МВт). Можно видеть, что на нем трещины в шпильке могут расти, если только шпилька разрушена примерно на ~ 55 %. Режим 2 – это типичный переходный режим в области II при «запредельной» относительной величине пульсаций 30 % [73] или тот же режим 17 августа 2009 года при напоре 212 м и, видимо, никогда не зафиксированной ранее величине пульсаций 20 %. Однако, близкие по величине пульсаций давления в области II на повышенных напорах возможны, см. фиг. 18. Поэтому, при добавлении к гидродинамическим силам осевых циклических нагрузок в не рекомендованной области II вполне могут возникнуть условия, когда турбинная крышка не будет притянута к опоре, шпильки начнут работать на срез, а гайки на них под действием вибрации смогут самопроизвольно откручиваться. Режим 5 соответствует полученным в разделе V оценкам сил в момент отрыва турбинной крышки, а режимы 4 и 3 соответственно – предыдущему и еще одному предшествующему пикам давления в процессе развития его осцилляций в предположении их удвоения от пика к пику.
        Из данных таблицы 2 можно сделать вывод о том, что пока медленно растущие под действием циклических нагрузок усталостные разрушения шпилек не достигнут примерно половины площади их поперечного сечения, шпильки при переходе гидроагрегата через область II не разрушатся под действием осевых нагрузок. Даже в момент отрыва турбинной крышки, когда общая не разрушенная площадь поперечного сечения шпилек составляла около 0.15 м2, и напряжение σ превысило предел прочности стали 35, шпильки, у которых доля разрушения была не более 20%, не могли быть разрушены с помощью механизма роста трещины. А таких шпилек было 9 из 49 [2], что, видимо, соответствует 15 шпилькам из их полного набора. В таком случае нагрузок режима 2 (работа гидроагрегата в области II при не зафиксированных ранее пульсациях давления в 20 %) не хватило бы, чтобы разорвать эти 15 шпилек, даже если все остальные шпильки в этот момент не могли нести ничего. То есть из анализа прочности следует, что при зафиксированных в ЦНИИТМаше разрушениях шпилек, отрыв турбинной крышки мог произойти только в области IV (B’).
        При силе в 94 МН и остаточной площади шпилек 0.15 м2 напряжение в шпильках составило около 630 МПа, что превысило их предел прочности, составляющий не более 530 МПа, и, как следует из данных акта [2], произошел прямой разрыв шпилек до того, как усталостные трещины успели начать новый этап своего роста. Таким образом, использованная ранее в разделе V оценка прочности шпилек в момент отрыва турбинной крышки, равная 80 МН, была здесь подтверждена.

(9) – в таблице акта Ростехнадзора утеряна одна шпилька из этой группы.

        Теперь же становится понятным, почему «аномальная» лопаточная вибрация гидроагрегата с частотой 14 – 18 Гц была зарегистрирована сейсмометрами [18], а гидравлический удар – нет. Как следует из дальнейшего рассмотрения, общая длительность нарастания пульсаций давления составляла не менее 3 – 4 с в серии из 5 – 7 колебаний, при этом рост давления на каждом колебании был намного меньше, чем тот, который был бы при единичном гидравлическом ударе. В последнее время из 4 станций в окрестности СШ ГЭС осталась только одна – «Черемушки» [66]. Она оснащена цифровой сейсмической станцией «Байкал-10» [67], полоса пропускания которой составляет 0.5 – 10 Гц [68]. Таким образом, процесс, длящийся более 2 с эта станция может не заметить, а более быстрые процессы были сравнительно слабыми. Кроме того, следует отметить, что если сейсмометры вообще «не зарегистрировали удара» [40], то остается только заключить, что крышка электрогенератора второго гидроагрегата массой 800 тонн, упавшая на первый гидроагрегат, действительно не подчиняется «законам природы». Были ли сейсмометры на станции «Черемушки» в тот момент в рабочем состоянии?

IX – 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 [79, 80], см. фиг. 20:
 
 
Фиг. 20
 
         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. 20

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. [48]); 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.
        Спустя 2 недели стали известны тренды первых трех параметров второго гидроагрегата (активной мощности, угла раскрытия лопаток направляющего аппарата и частоты вращения ротора), записанных с помощью другого типа регистрирующей аппаратуры (см. фиг. 21) [81]. Тренды совпадают за исключением 2 особенностей: во-первых, на фиг. 21 время сдвинуто вперед примерно на 6 с, во-вторых, из-за большого шага дискретизации данных (видимо, от 0.8 до 1.3 с по различным параметрам) и некоторого сдвига реперной точки зоны резкого изменения разных параметров находятся на фиг. 20 и 21 на несколько отличных расстояниях друг относительно друга. С этим же обстоятельством, видимо, связано то, что на фиг. 21 не был зафиксирован рост частоты вращения ротора – можно полагать, что он «провалился» в промежуток между отсчетами.
 
 
Фиг. 21
 
        На фиг. 22 показаны тренды отчасти тех же параметров, отчасти иных, в те же моменты времени, представленные ООО «НПФ «Ракурс» [82]. 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.
 
 
Фиг. 22
 
        Тренды «активная мощность агрегата» и «открытие направляющего аппарата» – по существу те же самые, что и первый и третий тренды на фиг. 20, 21. С учетом некоторой не синхронности хода часов на записывающих устройствах и разного шага дискретизации данных данные на этих трендах практически совпадают. Здесь датчик положения лопаток направляющего аппарата перед отказом также зафиксировал его открытие. Тренды «частота вращения турбины по сигналу датчика тахогенератора» и «частота вращения турбины по сигналу частоты напряжения генератора» полностью совпадают вплоть до их отказов в 08:13:26.1. Далее в момент короткого замыкания с датчика на генераторе идет какой-то сигнал, видимо, наведенный токами вследствие этого замыкания.
        В целом эти тренды из трех независимых источников согласуются между собой, а наличие указанных выше отдельных расхождений только свидетельствует об их независимом происхождении. Следовательно, можно сделать заключение об их подлинности. Кроме того, в акте комиссии Ростехнадзора [2] опять в своем локальном времени приводятся мощности второго гидроагрегата, с точностью порядка 5 МВт, совпадающие с теми, что показаны на фиг. 20, 21.
 

         Интерпретация текущих событий в локальном времени фиг. 20

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 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. Примерно в 08:13:25.2 начался, а в период с 08:13:26.8 при раскрытии направляющего аппарата по данным этого датчика ротор стал необратимо разгоняться. При этом турбина попала из области A в область A’ с интенсивным ростом ударных пульсаций давления. С 08:13:29.0 по 08:13:31.0 произошел отрыв турбинной крышки. Длительность этого резонансного процесса укладывается в период, начинающийся около 08:13:25.4 – 08:13:26.8 и заканчивающийся в 08:13:29.0 – 08:13:31.0, то есть составляет от 3 до 5 с.
         На фиг. 23 показано изменение амплитуды колебаний опор подшипников и вала турбин до и в момент катастрофы в 7 точках второго гидроагрегата (тренды ООО «НПФ «Ракурс»). Для столь быстроизменяющегося параметра как колебания (см. тренды на фиг. 24) выбор шага дискретизации более 3 секунд при характерном времени развития переходных процессов порядка 1 секунды означает только то, что те, кто предоставлял эти тренды, хотел, чтобы данные не имели никакого смысла кроме одного: «Все было прекрасно, но вдруг возникли обстоятельства непреодолимой силы, и мгновенно произошла катастрофа». Однако вся эта статья доказывает, что это было совсем не так. Интересно также, что спустя несколько дней после выхода заявления для СМС компании «Ракурс» тренды с фиг. 23 можно было найти только в единственном месте – кэше Яндекса [83].
 
 
Фиг. 23
 
         Этот абзац был заново написан 06.05.2010 в связи с тем, что удалось идентифицировать время, когда были зарегистрированы представленные на фиг. 24 данные [84], а также потому, что на этом графике с плохо различимой разметкой оси ординат удалось правильно определить уровни нулевой и максимальной активной мощности второго гидроагрегата (голубая линия). Красная линия – мощность пятого гидроагрегата. Показаны также амплитуды колебаний в подшипнике и опоре каждого из агрегатов. Запись параметров производилась в течение суток с 4:00 по московскому времени (с 8:00 по местному) 16 августа 2009 года до самой катастрофы. Вплоть до 23:30 по местному времени второй гидроагрегат был выключен, а после запуска его мощность изменялась в диапазоне от 600 МВт практически до 0 (прямая горизонтальная голубая линия в левой части графика и указывает уровень нулевой мощности второго гидроагрегата). Средний уровень вибраций подшипника второго гидроагрегата (желтые штрихи) при его мощности 600 МВт не менее чем вдвое превышал средний уровень вибраций на пятом агрегате при той же мощности (зеленые штрихи). Максимальные значения этих амплитуд достигали уровня 1600 мкм, что в 10 раз больше величины, при которой гидроагрегат должен был быть разгружен или остановлен [2].
 
 
Фиг. 24
 

X – Вибрации второго гидроагрегата СШ ГЭС и работа его автоматизированной системы управления

         В качестве причины выхода лопастей турбины второго гидроагрегата на нерасчетный режим обтекания сначала называлась «некорректная работа автоматической системы агрегата» [3], а в окончательном акте ни о каких нерасчетных режимах течения уже не упоминалось [2]. Однако, разрушительный гидроакустический резонанс, как показано в разделах VII – VIII, мог произойти только в области A’ (по расходу), то есть в зоне IV при использовании более привычных для гидроэнергетиков терминов. Из анализа развития событий следует, что заброс турбины в эту зону произошел вследствие отказа датчика ее частоты вращения. По-видимому, достаточно очевидно, что этот отказ возник из-за чрезмерных вибраций ротора. В акте комиссии Ростехнадзора [2] приводится график радиальных вибраций турбинного подшипника в период с апреля 2009 года вплоть до катастрофы в августе (см. фиг. 25).
 
 
Фиг. 25
 
         Видно, что эти вибрации возрастали, превысив допустимый уровень не позднее конца июня. Интересно, что именно в июне второй гидроагрегат был подключен [73] и даже использовался «в качестве приоритетного при исчерпании диапазонов регулирования мощности» в системе группового регулирования мощности АРЧМ – ГРАРМ [2]. Это означает, что именно на нем в первую очередь изменялась мощность при изменении запросов потребителей, что, в свою очередь, приводило к многократным проходам через зону II с помпажом (отрывами на лопастях и повышенными вибрациями). Данные из того же источника [2] о количестве проходов каждого из гидроагрегатов СШ ГЭС через зону II за июль и август, приведенные в таблице 3, несколько корректируют это достаточно жесткое утверждение – второй гидроагрегат по этому показателю оказывается на втором месте после четвертого. Однако 65 проходов через помпаж за полтора месяца – это, заметно бóльшая величина, чем для любого другого гидроагрегата, за исключением четвертого, не говоря уже о 13 таких проходах за последние 8 часов перед катастрофой [2].

Таблица 3

Агрегат Июль Август 
Сумма
1 11 3 14
2 32
33
65
3 14
1
15
4 40
46
86
5 28
10
38
6 0
10(10) 0
7 15
7
22
8 35
14
49
9 32
16
48
Σ 0 0 0
        Опираясь на положения классической механики разрушения, то есть анализа напряженного и деформированного состояния твердого материала при наличии трещин (см., например, [74, 75]), стоит попытаться хотя в общих чертах описать то, что происходило со шпильками непосредственно перед и в ходе самой катастрофы. Важнейшим результатом этой попытки должна быть оценка прочности шпилек турбинной крышки в момент их разрыва. Будем использовать хорошо известный силовой критерий для оценки развития трещин.
        При этом «система постоянного контроля вибрации…выполняла <только – вставка автора> информационную задачу для эксплуатационного персонала»…«не была введена в эксплуатацию и не учитывалась оперативным персоналом и руководством станции при принятии решений» [2]. Для внешнего наблюдателя все это выглядит как сознательная игра в русскую рулетку, однако странно, что в одном месте собралось столько ее любителей.
         Остается попытаться понять исходную причину этого последовательного монотонного роста вибраций второго гидроагрегата. Известно, что в период с 14.01.2009 г. по 16.03.2009 г. был проведен его средний ремонт с наплавкой рабочего колеса [2]. Следует отметить, что этот, как и предыдущие ремонты второго гидроагрегата, в том числе и с полной его разборкой, проводились без всяких контактов с производителем турбин – компанией ОАО «Силовые машины». Ее службой информации было заявлено: «Наши специалисты за 15 лет ни разу не вызывались на ГЭС» [26]. Во время последнего ремонта компанией ООО «НПФ «Ракурс» была произведена реконструкции автоматизированной системы управления [85], а компанией ОАО «Промавтоматика» были впервые выполнены работы по демонтажу колонки электрогидравлического регулятора частоты вращения турбины (колонки ЭГР-10-7-2И) и механизма обратной связи и монтажу колонки ЭГР-РО-6-1 [2, 86]. Известно также, что еще в 2006 году на первом и седьмом гидроагрегатах СШ ГЭС компания ООО «НПФ «Ракурс» установила новую автоматизированную систему управления [87], в 2007 году такие же работы были проведены на пятом и восьмом гидроагрегатах [88]. Однако только при ремонте второго гидроагрегата, а затем, и шестого, не введенного в строй до катастрофы, производилась замена как колонок ЭГР, так и всего программно-технического комплекса электрогидравлического регулятора, который производится ООО «НПФ «Ракурс» [89].
         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 [90].
         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. По сообщениям анонимных сотрудников СШ ГЭС наладчики компании «Промавтоматика» выказывали «недовольство новыми датчиками положения лопаток…и алгоритмами регулирования» компании «Ракурс» [24]. Утверждается также, что с момента ввода после ремонта второго гидроагрегата «фиксировались неоднократные сбои в работе автоматики» [91]. В пятницу, 14 августа 2009 года, из-за вибрации гидроагрегата якобы обсуждалось решение о его остановке, но оно не было принято [91]. Тем не менее, 16 августа до момента аварии на Братской ГЭС второй гидроагрегат находился в резерве, а затем он снова стал интенсивно использоваться в качестве главного регулятора общей мощности СШ ГЭС. При этом он многократно проходил через не рекомендуемую к работе зону II с изменением его мощности от 10 до 610 МВт [2] до тех пор, пока в этой зоне из-за аномальной вибрации не отказал датчик частоты вращения.
       Гидроагрегат 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» [92]. А почему в контур системы управления не была включена реакция на сигналы, которые фиксировали даже сейсмологи, находящиеся в 4 километрах от станции?
      В целом, создается впечатление, что новая и еще недоведенная система управления была поставлена на практически исчерпавший ресурс гидроагрегат, ремонт которого производился только на отдельных элементах и без надлежащего контроля изготовителя. Наплавка лопастей была произведена, а о ремонте подшипников ничего не сообщалось. Видимо, система управления не вполне справлялась с работой агрегата на нерасчетных режимах работы при снижениях или повышениях мощности (см. фиг. 24), что постепенно приводило к росту зазоров в подшипниках выше допустимой нормы, и повышенной кавитационной эрозии лопастей турбины. А это, в свою очередь, только усиливало вибрации, и усугубляло проблемы управления гидроагрегатом.

(10) – Так как шестой гидроагрегат все это время находился в ремонте, то число 10 в данной графе таблицы 3 – одна, как минимум из нескольких арифметических ошибок, обнаруженных в акте комиссии Ростехнадзора.

 

XI – Заключение

         Итак, по мнению автора данной работы, описанная в работе причинно-следственная связь объясняет все события, предшествовавшие и происходившие во время катастрофы на Саяно-Шушенской ГЭС 17 августа 2009 года. Вследствие нерасчетной запредельной вибрации при останове второго гидроагрегата, в момент его нахождения в зоне II (области A), произошел отказ датчиков частоты вращения ротора, и направляющий аппарат по этим ложным сигналам вместо противодействия разгону стал способствовать его ускорению. Из-за нерасчетного разгона турбины (выхода на угонные обороты) в область A’, где существует положительная обратная связь между основным тоном вибрации гидроагрегата и собственной частотой колебаний в водоводе, за 3 – 4 секунды в процессе гидроакустического резонанса произошло интенсивное повышение давления под турбинной крышкой в среднем, примерно, от 0.8 до 1.9 МПа. Это создало отрывающую силу величиной около 95МН, что превысило силу на разрыв шпилек крепления крышки, равную, примерно, 80 МН. Турбинная крышка была оторвана, и давлением воды второй гидроагрегат был выбит из турбинного колодца в машинный зал. Часть его массой примерно в 1100 тонн поднялась на высоту около 14 метров, и, распавшись на 2 куска (крышка электрогенератора и центральная часть ротора без обмотки вместе с турбиной и ее крышкой), упали вниз. При этом центральная часть ротора отфрезеровала ближайшую к агрегату колонну машинного зала.
         Чем вызвана «запредельная вибрация» гидроагрегата – разбалансировкой турбины вследствие кавитационной эрозии ее лопастей, обрывом тяги или трещиной лопатки направляющего аппарата, не вполне адекватной работой системы управления при многократных переходах агрегата через область «не рекомендованной работы», ростом зазоров в подшипниках существенно выше допустимой нормы или, скорее всего, сочетанием и взаимным усилением всех этих факторов, вместе взятых, или их части – на это, видимо, смогли бы ответить только специалисты по всем этим подсистемам и частям гидроагрегатов станции, получившие прямой доступ к останкам второго гидроагрегата. Однако, на взгляд автора, точное знание ответа на этот вопрос не является критически важным для дальнейшей безопасной эксплуатации новых гидроагрегатов. Достаточно только заложить в систему управления автоматическую остановку агрегата при достижении определенного уровня его вибрации, чтобы больше никогда персонал не играл в «русскую рулетку». А вот знание о возможности попадания гидроагрегата в режим гидроакустического резонанса с глобальной потерей устойчивости и выходом его на генерирование нарастающей последовательности гидравлических ударов, очевидно, является критически важным не только для восстановления Саяно-Шушенской ГЭС, но и для работы всех высоконапорных гидроэлектрических станций на нашей планете.
         После того, как был разрушен второй гидроагрегат, а первый гидроагрегат был серьезно поврежден упавшей на него крышкой электрогенератора, из-за сброса нагрузки с электрогенераторов стали разгоняться и другие работавшие на тот момент гидроагрегаты. Раскрутка семи еще работавших на тот момент гидроагрегатов происходила при отключающейся системе управления. Волна воды, хлещущей из турбинного колодца второго гидроагрегата, последовательно разрушала системы управления агрегатами, сбивала емкости с маслом, из-за чего прекращалась смазка подшипников еще вращающихся роторов. Так как гидроагрегаты были соединены с трансформаторами попарно, то автоматика каждого второго из пары, видимо, еще успевала их аварийно притормозить после отключения трансформатора из-за разрушения первого из пары гидроагрегата [93](11). Именно поэтому агрегаты с четными номерами больше двух получили наименьшие повреждения (см. фиг. 2). Пятый гидроагрегат в пару на тот момент не входил из-за отключения шестого за полгода до этого. Так что система аварийной защиты ООО «НПФ «Ракурс» при развитии катастрофы, видимо, все же спасала то, что еще было возможно спасти, но аварийные затворы на верхнем бьефе ею закрыты не были, потому что управление ими не предусматривалось при разработке системы [94].
       А в это время сотрудники станции, те, кто еще оставался в живых, исполняли свой долг и вручную закрывали аварийные затворы, перекрывая путь воде, несмотря на растекающийся по станции ужас…

(11) – Впрочем, эксперты Ростехнадзора, обладая всей собранной из разных источников информацией, видимо, могли бы при желании без особых проблем детально разобраться в этом «рутинном» процессе разрушения или повреждения всех гидроагрегатов, за исключением второго. В данной работе в фокусе внимания находится первопричина катастрофы – бывшее до сих пор совершенно непонятным разрушение второго гидроагрегата.

 

Причины катастрофы – предварительные выводы


  1. Второй гидроагрегат СШ ГЭС был разрушен в результате впервые проявившегося в гидроэнергетике с такой мощью сложного гидродинамического явления, которое в зависимости от упрощенного способа его описания можно называть по-разному: помпаж турбины, гидроакустический резонанс в напорной системе гидроагрегата, автоколебательный процесс в водоводе, ряд возрастающих по интенсивности неполных гидравлических ударов. Все эти названия в той или иной мере описывают это страшное явление, не исчерпывая его полностью. Но результат этого процесса очевиден – сорванная турбинная крышка, и выброшенная из турбинного колодца в машинный зал центральная часть гидроагрегата.
  2. Гидроакустический резонанс произошел из-за заброса гидроагрегата на неустойчивый режим работы при повышенных скоростях вращения вследствие отказа датчика скорости вращения ротора.
  3. К отказу датчика скорости вращения привела нерасчетная вибрация гидроагрегата, вероятной причиной которой является сочетание новой недоведенной системы управления и практически исчерпавшего ресурс гидроагрегата, ремонт которого производился только на отдельных элементах и без надлежащего контроля изготовителя.
  4. Запроектная авария второго гидроагрегата превратилась в общую катастрофу из-за отсутствия полноценной системы защиты, автоматически перекрывающей водовод в верхнем бьефе при выходе гидроагрегата на недопустимые уровни вибрации и тем самым предотвращающей катастрофический резонансный рост пульсаций давления в проточной части.
  5. Низкая прочность шпилек крепления крышки второго гидроагрегата только ограничила максимальный уровень давления на пике гидроакустического резонанса и, тем, самым, уменьшила уровень разрушений при катастрофе.
  6. Итоговый акт комиссии Ростехнадзора описывает организационно-технические предпосылки катастрофы на Саяно-Шушенской ГЭС, однако сам процесс на втором гидроагрегате, который к ней привел, комиссией был абсолютно не понят и, соответственно, не описан, при том, что еще около 10 – 15 лет назад его механизм был известен руководству СШ ГЭС.
  7. Общие причины катастрофы – недопустимое снижение уровня знаний и умений людей, причастных к организации и выполнению работ на Саяно-Шушенской ГЭС от эксплуатационников и ремонтников, до экспертов, расследующих катастрофу, а также уменьшение влияния инженерно-технических работников на процесс принятия решений.

Необходимые действия


  1. До запуска шестого уцелевшего гидроагрегата СШ ГЭС необходимо заменить или доработать его систему автоматизированного управления, и в первую очередь регулятор ПТК ЭГР.
  2. Необходимо модернизировать системы управления с новым регулятором ПТК ЭГР на других гидростанциях, если таковые имеются.
  3. Система автоматизированного управления гидроагрегатами должна вырабатывать сигнал на закрытие аварийных щитов верхнего бьефа при появлении опасного уровня вибрации, свидетельствующего о приближении режима к критическому, пока еще основные датчики системы управления из-за этой вибрации не отказали.
  4. Систему автоматизированного управления гидроагрегатами необходимо дополнить блоками, автоматически выводящими гидроагрегаты из работы с закрытием аварийных щитов верхнего бьефа на максимально допустимой скорости. Блоки должны располагаться рядом с аварийными щитами верхнего бьефа, иметь резервное питание и вырабатывать сигнал на закрытие не только при получении такой команды от системы автоматизированного управления, но и при пропадании приходящих от нее сигналов. 
  5. Необходимо проверить крепления турбинных крышек на всех мощных гидроагрегатах российских гидроэлектростанций и, в случаях несоответствия нормативных требованиям, привести в их надлежащее состояние.
 

Ссылки

  1. Прайм-ТАСС, 19.08.09 //
    http://www.prime-tass.ru/news/0/%7B7869A075-09D3-40E7-8EAC-CAB1E1034196%7D.uif
  2. Акт технического расследования причин аварии, произошедшей 17 августа 2009 года в филиале Открытого Акционерного Общества «РусГидро» – «Саяно-Шушенская ГЭС имени П. С. Непорожнего» //
    http://www.gosnadzor.ru/news/aktSSG___bak.doc
  3. Эксперты обнародовали первые результаты расследования аварии на Саяно-Шушенской ГЭС. Первый канал, Новости, 25.08.2009 //
    http://www.1tv.ru/news/social/150447
  4. И. Малкова, А. Перетолчина – Штатная ситуация. Ведомости, 05.10.2009, 187 (2457) //
    http://www.vedomosti.ru/newspaper/article/2009/10/05/215438
  5. Саяно-Шушенская ГЭС им. П. С. Непорожнего. Новости. РусГидро //
    http://www.sshges.rushydro.ru/press/news/7660.html
  6. Финам.ru. Новости компаний //
    http://old.finam.ru/analysis/newsitem38B15/
  7. Олег Ъ-Рубникович и др. – Гидростанцию хватил гидроудар. КоммерсантЪ, N 150 (4205), 18.08.2009 //
    http://www.kommersant.ru/doc.aspx?DocsID=1222657&ThemesID=1148
  8. На Саяно-Шушенской ГЭС найдено тело 73-го погибшего. Известия, 01.09.2009 //
    http://www.izvestia.ru/news/news214397
  9. На Саяно-Шушенской ГЭС найдено тело последнего погибшего. Yтро.ru, 23.09.2009 //
    http://www.utro.ru/news/2009/09/23/840266.shtml
  10. Чистота и порядок. Форум drom.ru, 17.08.2009 //
    http://forums.drom.ru/1075828970-post963.html
  11. Новые снимки 9-го агрегата. Точнее, того, что от него осталось. Форум drom.ru. 21.08.2009 ;//
    http://forums.drom.ru/1075969857-post25.html
  12. Авария на Саяно-Шушенской ГЭС в комментариях жителей Хакасии. АлтаПресс.ru //
    http://www.altapress.ru/story/44496/
  13. В. Бабкин – До аварии все работало корректно. Известия, 27.08.2009 //
    http://www.izvestia.ru/obshestvo/article3132329/
  14. Второй гидроагрегат. Отсюда все началось. Блоги, 30.08.2009 //
    http://nnm.ru/blogs/a92/stanciya/#cut
  15. Форум drom.ru, 07.09.2009  //
    http://forums.drom.ru/1076545694-post12120.html
  16. Форум drom.ru, 19.09.2009 //
    http://forums.drom.ru/1077005349-post18108.html
  17. Схема (разрез) Саяно-Шушенской ГЭС. News2 //
    http://news2.ru/story/187262/
  18. Форум drom.ru, 04.09.2009 //
    http://forums.drom.ru/1076488340-post11153.html
  19. Авария на СШГЭС может быть связана с аномальной сейсмологической вибрацией. Интерфакс, 27.09.2009 // Иркутск, 01.09.2009 //
    http://www.interfax.ru/news.asp?id=97606
  20. Виновники аварии на СШ ГЭС: техногенные шумы или поставщики оборудования. Аргументы и факты // Иркутск, 01.09.2009 //
    http://irk.aif.ru/help/news/11022
  21. Причина аварии на Саяно-Шушенской ГЭС – взрыв масляного трансформатора. Вести, 17.09.2009 //
    http://www.vesti.ru/doc.html?id=310084
  22. Версия о теракте на Саяно-Шушенской ГЭС не нашла подтверждения. РИАНовости, 25.08.2009 //
    http://www.rian.ru/incidents/20090818/181363062.html
  23. Рукотворная стихия. Новое Время, N 29, 24.08.2009 //
    http://newtimes.ru/articles/detail/4854/
  24. Г. Щербатов – Катастрофа на Саяно-Шушенской ГЭС: За информацию начали сажать. Агентство Русской Информации //
    http://www.ari.ru/doc/?id=3320
  25. Форум drom.ru //
    http://forums.drom.ru/hakasiya/t1151239745-p80.html
  26. Причиной ЧП стал заводской брак турбины, сделанной в Петербурге. Ленинградская Правда, 25.08.2009 //
    http://www.lenpravda.ru/digest/spb/271705.html
  27. Версия профессора Владимира Тетельмина: Плотина Саяно-Шушенской ГЭС наползла на машинный зал. Известия, 10.09.2009 //
    http://www.izvestia.ru/obshestvo/article3132864/
  28. М. Ефимов – Человека исключили из списка виноватых. Yтро.ru, 25.08.2009 //
    http://www.utro.ru/articles/2009/08/25/833410.shtml
  29. Новости Минэнерго России //
    http://minenergo.gov.ru/news/min_news/1372.html
  30. А. Куколевский – Молчание турбин. Коммерсант-Власть, N 33 (836), 24.08.2009 //
    http://www.kommersant.ru/doc.aspx?DocsID=1223080&ThemesID=1148
  31. Саяно-Шушенскую ГЭС погубила «буря в стакане воды». ФедералПресс, 31.09.2009 //
    http://www.fedpress.ru/federal/polit/analit/id_152392.html
  32. Ростехнадзор назвал предварительную версию аварии на Саяно-Шушенской ГЭС. КоммерсантЪ, N 155 (4130), 25.08.2009 //
    http://www.kommersant.ru/doc.aspx?DocsID=1226173&NodesID=6
  33. РусГидро. Саяно-Шушенская ГЭС им. П. С. Непорожнего. Электросиловое (оборудование). Гидрогенераторы //
    http://www.sshges.rushydro.ru/hpp/units/generators
  34. РусГидро. Саяно-Шушенская ГЭС им. П. С. Непорожнего. Гидротурбинное (оборудование) //
    http://www.sshges.rushydro.ru/hpp/units/hydro
  35. Л. Н. Толстой – Война и мир, т. 1, Москва, «Лексика», 1996.
  36. 8.3.3. Гидрогенератор для Саяно-Шушенской ГЭС. Справочник по эл. машинам, т. 1 //
    http://energo20.ru/article-118-52-284.html
  37. Хакасия. Путеводитель «Пти Фюте», 2 издание ;//
    http://books.google.ru/books?id=WDJp93rc_gwC&printsec=frontcover#v=onepage&q=&f=false
  38. В. Х. Арм, В. Л. Окулов, И. М. Пылев – Неустойчивость напорных систем гидроэнергоблоков. Известия Академии Наук, Энергетика, 1996.
  39. Валентин Ъ-Романов, Николай Ъ-Сергеев – Ростехнадзор отвел от ГЭС гидроудар. КоммерсантЪ, N 156 (4211), 26.08.2009 //
    http://www.kommersant.ru/doc.aspx?DocsID=1226316
  40. Radikal-Фото //
    http://radikal.ru/F/s40.radikal.ru/i088/0908/e5/2fd1983554fc.jpg.html
  41. Начало истории — ГА2. Форум drom.ru, 22.08.2009 //
    http://forums.drom.ru/1076001231-post4012.html
  42. Продвижений в расследовании аварии на ГЭС пока нет. Новости@ mail.ru, 29.08.2009 //
    http://news.mail.ru/incident/2861043/
  43. Н. Е. Жуковский – О гидравлическом ударе в водопроводных трубах. М – Л, Гостехиздат, 1949.
  44. Л. Гумилевский – Николай Егорович Жуковский. Портал «Слово» //
    http://www.portal-slovo.ru/impressionism/36397.php
  45. Справочник. R.3. Справочные таблицы. R.3.9. Удельная теплоемкость воды и скорость звука в воде при различных температурах //
    http://physics.ru/courses/op25part2/content/chapterr/section3/paragraph9/theory.html
  46. Строительные нормы и правила. Бетонные и железобетонные конструкции гидротехнических сооружений. Ваш дом.ru //
    http://www.vashdom.ru/snip/20608-87/
  47. Форум drom.ru //
    http://forums.drom.ru/hakasiya/t1151239745-p382.html
  48. Техническая справка о порядке срабатывания защит ГА СШГЭС, 31.08.2009 //
    http://www.rakurs.com/press/news/detail.php?ID=1275
  49. Л. И. Седов – Механика сплошной среды, т. 2. Москва, Наука, 1976.
  50. Моделирование течений в гидротурбине. Примеры проектов по вычислительной гидродинамике. Санкт-Петербургский государственный университет //
    http://lamm.spbstu.ru/index.files/page0008.html
  51. В. И. Брызгалов – Из опыта создания и освоения Красноярской и Саяно-Шушенской ГЭС. Производственное издание, 1998 //
    http://03-ts.ru/index.php?nma=downloads&fla=stat&idd=826 
  52. В. И. Анурьев – Справочник конструктора машиностроения, т. 1. Москва, «Машиностроение», 1979.
  53. ГОСТ 20700-75. Болты, шпильки, гайки и шайбы для фланцевых и анкерных соединений, пробки и хомуты с температурой среды от 0 до 650 °С. Технические условия //
    http://www.volgametal.ru/gosts/gost/?guid=1290
  54. С. В. Максимов, П. Г. Комохов, В. Б. Зверев – Материалы для конструирования защитных покрытий, 2000 //
    http://venec.ulstu.ru/lib/2002/1/Maksimov_Komokhov.pdf
  55. И. И. Сазанов – Гидравлика. Конспект  лекций. Учебное пособие. — Москва: ИЦ МГТУ, Станкин, 2004 //
    http://www.twirpx.com/file/40306/
  56. Форум DWG.RU. 21.08.2009 //
    http://forum.dwg.ru/showthread.php?t=38860&page=8
  57. Коллекция афоризмов //
    http://www.niv.ru/library/003/198.htm
  58. В. В. Казакевич – Автоколебания (помпаж) в компрессорах. Москва, Машиностроение, 1974.
  59. Д. Кюхеман – Аэродинамическое проектирование самолетов. Москва, «Машиностроение», 1983.
  60. М. Ван-Дайк и др. Альбом течений жидкости и газа. Москва, «Мир», 1986 //
    http://www.imec.msu.ru/content/nio/VanDaik/vd_main.html
  61. Л. Г. Лойцянский – Механика жидкости и газа. Москва, «Наука», 1978.
  62. V. L. Okulov – An Explanation of the Sayno-Shushenskaya Catastrophe. Presentation, 08.09.2009.
    Department of Mechanical Engineering and Center for Fluid Dynamics, Technical University of Denmark.
  63. В. Л. Окулов – Частное сообщение. 
  64. Радиально-осевые турбины(Турбина Френсиса). ИНСЭТ //
    http://www.inset.ru/r_offers/Francis_type.htm
  65. Ветхий Завет, Пророки, Иисус Навин. Либрусек //
    http://lib.rus.ec/b/68596/read#t1
  66. В. Л. Окулов, И. М. Пылев – Неустойчивость напорных систем. Доклады Академии наук, Энергетика, 1995, том 341, N 4.
  67. V. L. Okulov, I. M. Pylev – The Behavior of Hydraulic Machinery under Steady Oscillatory Conditions. IAHR, 7-th International Meeting, 5 – 7 September 1995, Ljubljana, Slovenia.
  68. M. D. Van Dyke – A Study of Hypersonic Small-Disturbance Theory.NACA Report no 1194, 1954.
  69. Ю. И. Лобановский – Интерференционная концепция аэродинамического проектирования гиперзвуковых компоновок. 1992 – 2003 //
    http://synerjetics.ru/article/aerodin.htm
  70. Сеть Алтае-Саянской Опытно-Методической Сейсмологической Экспедиции. Станция «Черемушки». //
    http://gs.nsc.ru/russian/as-cheremushki.html
  71. Сеть сейсмических станций Прибайкалья //
    http://www.seis-bykl.ru/modules.php?name=Network&ne=1
  72. Форум drom.ru, 31.10.2009 //
    http://forums.drom.ru/1078701889-post788.html
  73. И. Имамутдинов – На черной частоте. Эксперт, N 39 (676), 12.10.2009 //
    http://www.expert.ru/printissues/expert/2009/39/na_chernoi_chastote/
  74. В. З. Партон – Механика разрушения. От теории к практике. Москва, «Наука», 1990 //
    http://www.listlib.narod.ru/meh2/aParton.htm
  75. П. И. Котов, Л. В. Агамиров – Методические указания по курсу «Основы физики прочности и механики разрушения». Москва, МАТИ, 2006 //
    http://www.pmx-31.ru/content/ofpimr/ofpimr_lect_kotov.pdf
  76. Углеродистые и низкоуглеродистые конструкционные стали. Конструкционные материалы: Справочник. //
    http://www.svarka-lib.com/node/19/print/9.html
  77. Сталь 35. Металлургический портал //
    http://metalpro.ru/guide/directory/CHernye/stali/Kachestvennye_stali/Stal'_35/
  78. Ю. П. Солнцев – 13. Хладостойкие стали и сплавы //
    http://www.naukaspb.ru/spravochniki/Demo%20Metall/2_13.htm
  79. Форум drom.ru, 25.08.2009 //
    http://forums.drom.ru/1076123939-post6035.html
  80. Б. Штерн – Хроника катастрофы и ее версии. Троицкий вариант, N 17 (36), 01.09.2009 //
    http://www.scientific.ru/trv/36N.pdf
  81.  Форум drom.ru, 16.09.2009 //
    http://forums.drom.ru/1076884694-post16267.html
  82. Заявление для СМИ. Новости. ООО «НПО «Ракурс» //
    http://www.uspb.ru/news6054.html
  83. Яндекс //
    http://katerina-0906.diary.ru/p78267583.htm
  84.  Форум drom.ru, 04.09.2009 //
    http://forums.drom.ru/1076464980-post23.html
  85. Модернизирована значительная часть основного оборудования Саяно-Шушенской ГЭС. РусГидро, 09.02.2009 //
    http://www.rushydro.ru/press/holding-news/6124.html
  86. Гидроагрегат №2 Саяно-Шушенской ГЭС снова в строю. РусГидро, 23.03.2009 //
    http://www.sshges.rushydro.ru/press/news/6394.htm
  87. Отзыв о работе систем контроля и управления для гидрогенераторов ОАО «Саяно-Шушенская ГЭС им. П. С. Непорожнего». ООО «НПФ «Ракурс» //
    http://www.rakurs.com/upload/iblock/fc9/2007_geacenkz_livlr.jpg
  88. Отзыв о деятельности ООО «НПФ «Ракурс» //
    http://www.rakurs.com/upload/iblock/ffd/2007_zbsch%20pcclp%20m%20mnbsqyywhvtb%20csq%20pui%20fgigyk_onn%2007.pdf
  89. ООО «НПФ «Ракурс». ПТК ЭГР //
    http://www.rakurs.com/system/detail.php-ID=199.htm
  90. В. Ъ-Литовченко, Д. Ъ-Мальков – Разработчики вступились за автоматику Саяно-Шушенской ГЭС. КоммерсантЪ, N 157 (4212), 27.08.2009 //
    http://www.kommersant.ru/doc-y.aspx?DocsID=1226739
  91. Forum on pripyat.com, 26.08.2009 //
    http://forum.pripyat.com/archive/index.php/t-3477.html
  92. ООО «Научно-производственная фирма «Ракурс». Заявление для СМИ. Бизнес-портал Санкт-Петербурга //
    http://www.uspb.ru/news6054.html
  93. Форум drom.ru, 22.08.2009 //
    http://forums.drom.ru/1076001561-post4023.html
  94. Саяно-Шушенскую ГЭС спас инженер. Плотина.Нет! 04.09.2009 //
    http://www.plotina.net/sayano-shushenskuyu-ges-spas-inzhener/
 
Благодарю А. Е. Бражникова, Н. Н. Жаркову, И. Н. Крамаренко, И. А. Мерзликина, Д. В. Степанова, А. А. Гусева и, особенно, В. Л. Окулова и О. В. Федяева за полезное участие в этом расследовании.
 
20.08 – 04.11.2009                           Ю. И. Лобановский
 
 
Карта сайтаsynerjetics@hotmail.comВернуться наверх страницы