高清晰萨扬-舒申斯克水电站事故分析(全)2.pdf

1.萨扬萨扬-舒申斯克水电站情况舒申斯克水电站情况 1.1 概况 俄罗斯萨扬-舒申斯克水力发电站（Sayano-Shushenskaya hydroelectric power station(俄文:-）是叶尼塞河梯级的第4级。截至2009年，是俄罗斯最大的水力发电站，按平均发电量排序，是世界上第六大水力发电站。总装机容量640万kW，保证出力212万kW，平均年发电量235亿kW.h，2006年发电量曾经达到过26.8 TWh。坝长1066米，坝高246米，坝宽（基底处）110米，最高允许水位220米，启用年份1978年。此电站是建立萨扬地区生产综合体的基柱。萨扬地区生产综合体位于从西萨扬至楚雷姆的克拉斯诺雅尔斯克边疆区的西南部(这里有有色金属、稀有金属、煤、铁、石灰石等矿藏)，是一个拥有不同工业部门(主要是有色冶金和机械制造业)的经济实体。电站由俄罗斯水电集团（RusHydro）运营，本电站发电量占RusHydro总发电量的45%。1993年，俄罗斯萨扬-舒申斯克电站实行了私有化，俄罗斯统一电力集团成为其最大的股东。2003年4月，卡卡西亚的政府领导人Alexei Lebed提出了废除该项交易的诉讼。2004年4月，东西伯利亚仲裁委员会裁决该项交易无效；但是被最高仲裁法庭驳回。1.2 气候、水文、水能、地质 流域受寒冷的北冰洋气团影响，大陆性气候明显，寒冷季节在北部从9月末至第二年的6月中旬；南部从10月中旬开始，直至翌年4月末结束，持续时间长而寒冷。即使在夏季，北部也很寒冷。7月极北部的气温为2-4，南部20-24。夏季，昼夜气温变化很大，白天气温可以达到35，而在日落后的阴凉地方，气温则下降到5。北部7月的平均气温为812，有时还有霜冻；南部气温较高，7月平均气温为18-20，1月平均气温为-20。叶尼塞河上游地区年平均气温为 1.5，最低气温-42,坝区冬季施工条件较差。萨扬-舒申斯克水库正常蓄水位540m，相应库容313亿m3，水库回水长度290km，面积583km2，死水位500m，调节库容153亿m3，相当于年径流量的33%，可进行多年调节，为叶尼塞河的龙头水库。其下游为玛因(MafiHCKaa)反调节水电站，正常蓄水位326m，水头19m，装机容量45万kW，1986年建成。萨扬-舒申斯克坝址区地质为坚硬的变质石英岩，抗压强度达150MPa。电站坝址处河水的平均年径流量为467亿立方米，平均流量1480 m2秒。水库总库容313亿立方米。水库消落水深40米,相应有效库容为153亿立方米，水库表面积621Km2。1.3 主要建筑物 1.3.1 大坝 大坝为世界已建最高的混凝土重力拱坝。坝顶高程547m，最大坝高245.5m，坝轴线半径670m，坝顶弧线长1066.1m。坝顶宽25m，坝基宽105.7m。坝体断面上游面垂直，下游面坝坡从上部1:0.05渐变至下部1:0.7。沿坝顶自右至左分4部分：右岸非溢流坝段（长298.5 m），溢流坝段（长189.6m），厂房坝段（长331.8m）及左岸非溢流坝段（长246.1m）。坝体混凝土量达850万m3。大坝承受的水推力接近3千万吨，其中60%由坝体自重承担，其余40%由两侧山体承担。大坝按8度抗震设计，被吉尼斯世界记录称为最坚固的重力拱坝。溢流坝段长，设11个中孔，进口高程479m，溢流面出口设弧形闸门，各宽5m、高6m，最大水头116.7m，泄洪能力13600m3/s。下设两道坝消力塘消能。1.3.2 电站 厂房坝段设10个进水口，进口段宽7.5m、高11.5m，进口高程479m。压力管道为坝后背管，采用钢衬钢筋混凝土衬砌形式，直径7.5米，外包混凝土厚1.5m.坝后厂房长288m，宽36m。电站装10台混流式机组。水轮机型号-230/833-0-677，由Leningradsky Metallichesky Zavod制造。水轮机转轮直径6.77米，额定转速142.8转分。设计水头194米，过流能力358m3/秒，额定出力65万千瓦。在最大水头212米时,出力可达73.5万千瓦。转轮重156吨,整体水运。发电机额定出力71.5万千伏安，最大出力73.6万千伏安。转子采用强制式风冷，定子采用水内冷，发电机转子重935t。变压器采用扩大单元结线，每两台发电机与一组容量为160万千伏安的单相升压变压器相联。每台单相变压器为53.3万千伏安，位于厂坝间。电站生产的电能经变压器升压至500千伏,经超高压输电线联入西伯利亚联合电力系统。变电站位于左岸下游lkm处，用500kV输电线联入西伯利亚电网。该电网内水电、火电容量约各占一半。该电站是俄罗斯能源系统中担任调峰任务所有电站中最大的一座。70%以上的电量服务于西伯利亚的4座冶金熔炉。雨量大的年份，大约有1.6至2.0亿度电由于缺乏高压输电设备而被浪费，为避免这一情况，2006年12月15日，一个新的炼铝厂投入生产。1.4 建设情况 工程所在叶尼塞河上游，处于西伯利亚偏僻地区，交通不便。年平均气温1.5，最低达-42。冬季长且气温低，施工条件较差。1960年开始筹划电站的建设，电站由圣彼得堡水电工程设计院（Saint Petersburg branch of the Hydroproject institute）设计。1961年11月坝址确定。工程于1963年起进行施工准备，修建进场道路，进行场地建设。1968年9月开始建第1期围堰，1972年10月起浇筑大坝溢流坝段混凝土。1975年建第2期围堰，当年10月截流，1976年起浇筑厂房坝段混凝土。截至1977年底共浇筑混凝土202万m3，5年内平均每年浇筑混凝土仅40万m3左右，施工进度缓慢。为了提前发挥效益，采取低水头先发电的措施，在坝体内另设较低的临时进水口引水发电。1号、2号临时进水口底坎高程设在369.5m(比设计进水口底坎高程479m低109.5m)。首批2台机组采用临时转轮，直径6.05m，水头60m时出力15.5万kW，140m时出力40万kW，带动发电机降低出力运行。同时，1978年加快混凝土浇筑速度，达到所设拌和楼年生产能力120万m3，使大坝混凝土浇筑量共达322万m3，为大坝总混凝土量的38%，大坝前缘达到386m高程，蓄水至383m时，通过临时进水口及所接临时压力钢管，使2台安装临时转轮的水轮发电机组于1978年和1979年提前发电。3号临时进水口底坎高程设在400m，4号、5号、6号临时进水口底坎高程设在426.5m。随着大坝浇筑高程抬高而逐步引水发电。第3台至第6台机组用正常转轮的水轮机，对结构采取了适当措施，在120m水头(相当于设计水头194m的62%)时开始发电。1号6号临时进水口以后用混凝土封堵，改用原设计进水口。1号和2号临时转轮也更换为正常转轮。萨扬-舒申斯克水电站从修筑围堰工程起，至首台临时转轮机组发电为10年。至1985年全部10台机组投产，大坝工程于1987年竣工，完成土石方开挖量1690万m3，混凝土浇筑量960万m3，总工期达19年。1.5 事故记录 1)1979 年事故 1979年5月23日，春汛涌入厂房，淹没了第一台机组。1979年7月4日该机组修复，大坝此时尚未完工。2)1985 年事故 一次强大的春汛摧毁了85%的溢洪道混凝土底板，将其锚筋拉开50mm，并将岩基冲刷出数米深的坑。3)1988 年事故 春汛给溢洪道造成了严重损坏，被迫将其运行水头降低了5m。4)2009 年事故 萨扬-舒申斯克水电站事故发生在2009年8月17日格林尼治时间00:13（当地时间上午8点13分），萨扬-舒申斯克水电站发生水轮机层的天花板垮塌，导致水轮机层和发电机层被淹。截至2009年9月9日，已发现74人死亡，1人失踪。目前，事故原因仍在调查中，将于2009年9月底正式发布。2.2009 年年 8 月灾难性事故情况月灾难性事故情况 2.1 事故背景 从2009年1月至5月，2#机组按计划进行了维修和现代化改造，为其调速系统安装了一套新的由Promavtomatika公司提供电动液压调节装置。2#机是电站里所有机组中最先也是唯一安装此系统的机组。2009年7月2日，俄罗斯水电公司宣布电站创造全程满出力运行的最高日平均发电记录。2.2 事故过程 根据俄罗斯水电公司8月24日发布的消息（JSC RusHydro develops an action plan for eliminating the consequences of the accident at the Sayano-Shushenskaya HPP），当时10台机组中的9台在运行，总出力为4400兆瓦，6号水轮机接受定期维护，处于备用状态。事故发生在2009年8月17日当地时间8时13分（格林尼治时间00:13，莫斯科时间4.15）。先在2号机组附近发出一声巨响，随后2#水轮机上盖及重达920t的转子射出（此段引至维基百科，待考证），水柱从水轮机处的空腔喷入主厂房，淹没主厂房发电机层及下面各层。同时，电站主控台收到声光警报，电站出力下降到零，造成局部停电（包括电站电源）。九点二十分水轮机进水口工作门在坝顶被手动关闭，截断冲入水轮机室的水流。坝顶门机内移动式应急柴油发电机组于十一点三十二分启用，将流向水轮机的水抽至溢洪渠。十一点四十分，大坝溢洪道闸门被打开。事故过程中没有出现库水翻坝顶的情况，所有的水均从溢洪道弧门顶部溢出。事故发生后，溢洪道泄量可使水库水位每天降低3至5cm。2009年8月24日，厂房内的积水被抽干，8月28日搜救工作结束，同一天卡卡西亚政府宣布结束8月17日开始进入的紧急状态。大坝坝身和输水通道本体未被损坏大坝坝身和输水通道本体未被损坏。目前已经完成电站事故的抢险救援工作，修复工作已开始起动。2.3 事故后果 2.3.1 人员损失 截至2009年9月9日，已发现74人死亡，1人失踪（估计已死亡）。卡卡西亚政府宣布8月19日为默哀日。RusHydro则宣布8月25日为公司的默哀日。2.3.2 电站设施损失 除了2#机组，7#和9#机组遭到严重破坏，被摧毁，而厂房屋顶和天花板下跌造成1#和3#机组的进一步破坏，4#、5#、8#和10#机组有轻微损坏。6#机组，在事故发生时正在进行计划维修，只受收到了轻微的损坏，并且由于没有连接变压器，也是该电站的10台机组中唯一没有受到电气损坏。1、2#变压器被摧毁，3#、4#和5#变压器状态尚令人满意。此外，其它地方也受到严重损害，厂房被摧毁，包括屋顶，天花板和地板。RusHydro 9月9日宣布这一事件造成的损失：?6#机组：被水淹?5#机组：被水淹和电气损坏?3和4#机组：电气和机械有中等水平损坏。一些结构周围的混凝土有损坏。?1、8和10#机组：有很大的电气和机械损伤。一些结构周围的混凝土有损坏。?7#和9#机组：完全摧毁，结构周围的混凝土受到极大破坏。?2#机组：完全被破坏，包括它周围的混凝土结构。图2.3-1 厂房破坏远景 2.3.3 供电损失 事件发生后电站的发电完全停止，造成居民区的停电，只能用其他电厂的电源来缓解。在更换了备用电源之前，在萨扬和哈卡斯铝冶炼厂的熔炉完全与电网电源切断。停电地区供电在2009年8月19日完全恢复。虽然熔炉在正常继续工作，俄罗斯铝业公司警告说，因为电力短缺，长期而言它可能会失去多达50万吨的铝产量，并呼吁加快Boguchany水电站的建设，以取代失去了的发电能力。预计电价在灾难发生后将不得不增加。发生在Khakassia的此次事故给西伯利亚地区造成25%用电平衡“缺口”，将通过增加Bratsk及Krasnoyarsk 水电站的发电量和位于Troitsk GRES,Chelyabinsk TES 和 Yuzhno-Uralsk GRES地区的火力发电厂的发电量，以及通过哈萨克斯坦电网从国家统一电网中增加对该地的电量等措施来弥补。2.3.4 环境破坏 此次事故还引发了泄油事件，至少40吨变压器油溢出并漫延Yenisei河下游80km（50英哩）的地方。当大坝所有的闸门关闭河水被切断2至3个小时后，泄油杀死了两岸养殖场的400吨养殖鲑鱼，其对野生动物的影响尚未评估。截止当地时间2009年8月19日晚上19:00，15km(9.3英哩)长的溢油已经漫延至Ust-Abakan，终被浮油栅和化学吸附剂隔离。2009年8月25日完成所有泄油的清除工作。图2.3-2 被污染的下游河道 2.3.5 经济损失 1)股价损失 在莫斯科银行间外汇交易市场的RusHydro股票交易暂停了两天。2009年8月19日恢复交易，股票下跌了11.4。在伦敦证券交易所该股票价格下跌超过15。预计RusHydro股票的商业损失到2013年将达到16.5亿卢布（5.23亿美元）。电厂在俄罗斯ROSNO保险公司投保了两亿美元，属安联集团的一部分，并由慕尼黑保险公司再保险。2)经济补偿 俄罗斯政府将为每个遇难者赔付1百万卢布(US$31,600)，幸存者将得到10万卢布(US$31,00)。政府将为13个有未成年儿童的遇难者家庭购买住房，并为他们提供幼儿园至大学期间的教育费用。一个针对电站幸存工人的特别安置计划也在计划中。2.3.6 人事变动 Valeeri Kjari 顶替 Nikolai Nevolko 担任电站主管。2.4 工程的修复 据初步估计，修复工作需要至少400亿卢布，持续至少4至5年。据俄罗斯联邦紧急情况部副部长以及财政部长Alexei Kudrin透露，用于修复本国最大水电站及灾后清理的预算资金尚未到位。根据RusHydro9月7日发布的消息，4#、5#、6#机组将被修复，7#、9#机组由于损坏程度太大，需要拆除重建，电站厂房、机械、电气系统，供电供应、管道系统正在修复中。修复该水电站需连续投入2000多人，主要是来自俄罗斯国有水力发电公司，俄罗斯联邦紧急情况部承包单位的专业人员 3.各类渠道分析的破坏模式汇总各类渠道分析的破坏模式汇总 3.1 变压器爆炸的原因 多种版本的分析均提到了变压器发生了一次剧烈的爆炸，根据现场照片，爆炸威力十分惊人。变压器发生爆炸的原因可能是：?变压器近端发生短路故障，短路电流所产生的电动力使变压器受到破坏，故障进一步发展形成爆炸。类似事故在变压器型式试验的短时电流试验中屡见不鲜。萨扬舒申斯克水电站采用三个单相变压器组的结构，减小了内部短路的几率，但一旦发生对地短路将会产生很大的电动力。?变压器本身存在绝缘老化，在日常运行中没有及时处理，积累到一定程度导致变压器绝缘损坏；另水电站的环境条件比较差，变压器的绝缘油容易受潮，致使击穿强度降低，当遇到过电压故障时发生绝缘击穿，可以使变压器线圈损坏、烧毁并引起爆炸。电力设备设计寿命通常是 30年，萨扬舒申斯克水电站从首台机组 1978 年投运至今已运行 40 余年，如变压器一直未更换过，则运行时间早已超过其设计寿命，发生此类故障的几率较高。?变压器的故障一般不会造成变压器的爆炸，变压器通常具有差动保护和瓦斯保护。差动保护是在变压器输入容量和输出容量发生变化时的保护动作，开关跳闸；瓦斯保护是在变压器内部压力超标时的动作，切断变压器电源。早期设计的变压器有防暴筒，变压器绝缘击穿短路后防暴筒动作，变压器内部压力释放，外壳可能扭曲，但不应爆炸。变压器爆炸，说明变压器故障时间过长，可能是变压器保护没有及时动作，开关没有及时断开，变压器内部因绝缘击穿而短路，短路电流引起变压器内部压力骤升，防暴筒来不及释放，引起爆炸。图 3.2-1 被炸飞至远处的混凝土结构 3.2 水冲厂房的直接原因 水库中的高压水冲击厂房，是导致灾难性后果的主要原因。其直接原因包括5 类。3.2.1 压力管道超载破裂 在事故情况下导叶关闭速度过快，压力管道发生正水锤，高压导致压力管道超载破坏，高压水冲进厂房。(1)破坏的位置可能是：?压力管道下平段；?水轮机蜗壳(2)导叶关闭过快的原因有以下几种推测：?变压器爆炸导致运行中的机组甩负荷，为保护机组不至因为飞逸而破坏，机组调速器迅速关闭各自导水叶；?变压器爆炸导致厂房结构破坏，高空坠落物造成主调速器液压系统主配压阀破坏，液压系统压力可能骤升，支配接力器迅速关闭导叶，经咨询水轮机制造厂家，此种导叶关闭时间可能小于 2s。?因异物进入水轮机组，导致导叶紧急关闭。巴西发生过由于一段钢轨卡在水轮机叶片上导致导叶快速关闭的实例。Shushenskaya 电站额定转速142.5h 转/min，旋转一周仅需时 0.4s。?调速器设计不合理，事故情况下快速关闭。2#机的调速系统是新的且与其他机组均不相同，事发时仅运行 3 个月。3.2.2 发生抬机破坏 3.2.2 发生抬机破坏 导叶在事故情况下快速关闭，由于水流的惯性作用，会在转轮室中产生一段真空，同时水流在下游水压力作用下减速停止并反向运动，撞击转轮叶片，引起向上的水力冲击，发生所谓的反水锤。当反向水推力足够大时，机组转动部分发生破坏性抬机，导致高压水冲出。3.2.3 机组飞逸失控 3.2.3 机组飞逸失控 变压器爆炸后机组由满载瞬间转为空载，水轮机加速进入飞逸状态；爆炸同时损坏了厂房的后边墙附近的控制柜，导致机组控制系统、甚至电源等受损，调速器随即（控制系统、或液压系统）失效，导叶无法关闭；进水口快速闸门也因为失去电源或没有控制指令而拒动，最终水轮机转速超过飞逸极限，在动平衡破坏、谐振等作用下发生过速破坏，发电机组转子飞出，顶盖破裂，水道中的高压水涌出。3.2.4 机组发生轴系失稳 3.2.4 机组发生轴系失稳 某种外力作用导致机组轴系失稳，高速旋转的部件失稳后产生巨大的破坏力，使得水轮机和座环结构部件发生巨大损坏，高压水泄出。可能的原因包括：过渡过程尾水真空，反向水推力过大；发电机短路；爆炸振动致轴系偏斜失稳、重物脱落致机组偏斜失稳等因素。3.2.5 运行方式不合理 3.2.5 运行方式不合理 在用电高峰,错误的通过水电站过载来抵偿峰荷，引起水轮机或发电机过载，导致存在安全隐患的机组发生破坏。3.2.6 人员误操作 3.2.6 人员误操作 机组正处于放空检修状态，且导水机构已拆开，此时进水口快速闸门由于误操作提起，高压水顺水道直泻而下，将导水机构抬起，冲毁厂房。目前的资料表明，该电站并没有安装蝶阀、球阀或者筒阀。3.2.7 恐怖袭击 3.2.7 恐怖袭击 中新网综合外电，2009 年 8 月 21 日报道，车臣武装分子在网络上公布一封信件，他们自称使用反坦克手榴弹造成俄罗斯萨扬-舒申斯克水电站的大爆炸。一个自称为“烈士营”(Martyrs Battalion)的组织在信中称：“8 月 17 日，通过我们的努力，成功在哈卡斯共和国的萨扬-舒申斯克水电站内实施了一次颠覆性行动”。该组织还在信中说，他们在水电站的机房内放置了一枚有时间控制装置的反坦克手榴弹，而炸弹产生的爆炸威力超过他们的预期。3.3 官方发布的报告 2009年9月17日(俄通社)-俄罗斯联邦生态、技术和原子能监督局(Rostekhnadzor)将于周四会议上正式公布萨扬-舒申斯克水电站事故原因，由副总理Igor Sechin率领的“大政府委员会”将参加关于修复该电站的此次会议。作为此次突发事故调查委员会的领导人，Rostekhnadzor 的局长Nikolai Kutyin此前曾说将推迟两天宣布委员会的调查结果，推迟原因为“需要在委员会起草的最终调查文件中加入单独的技术方面的详细说明”。Kutyin 周一说委员会将签署一份关于事故原因调查结果的文件，并将指名事故责任人。Kutyin局长大概略述了此次事故的主要原因，“主要是技术层面的原因，涉及勘测，设计，及控制系统工作的缺陷”。该局认为事故的直接起因为：对2号机组的操作失误，安全系统出现故障，自动设备因设置位置不利在遭到水流冲击后出现故障，并且输水通道的紧急关闭装置没有备用电源。针对坝体存在安全隐患的种种猜测，2009年9月11日，俄罗斯水力发电公司（RusHydro）发表了关于大坝近期情况的报告，报告称大坝并没有危险，因为在其10个纵向廊道中设有11，000个传感器，并且所有坝段也在持续的监控中。根据该公司的报告，大坝的变形由可逆和不可逆两部分组成。变形趋势近年来有削弱，大坝中部33号坝段在2006年测得的最大位移记录为141.5mm（557英寸），但是该位移小于允许位移145.5mm（5.73英寸）。据俄罗斯水电公司称，在大坝和主厂房之间锚杆的位移没有超过2.3mm（0.091英寸），这个数值小于它们之间的宽度50mm（2.0英寸），因此，大坝变形不可能对厂房造成很大的危害。同时，该公司的报告指出，大坝是按其实际荷载的2.4倍进行设计和建设。此外，泄洪道的最大设计泄洪量为13，6000 m3/s，而实际最大泄洪量为7，000 m3/s7，5000 m3/s，因为泄洪量再大就会淹没大坝下游的村庄。4 事故原因分析事故原因分析 4.1 事故的关键细节 4.1.1 最先破坏的机组最先破坏的机组 一名游客用手机拍下的事故视频为分析事故的起点提供了宝贵的资料。视频应该是在事故发生后数分钟内拍摄的，从视频可以看出，水柱是从2#机附近喷出，水淹没厂房后，导致正在运行中的其他机组的电气设备发生爆炸。见图4.1-1和图4.1-2。图4.1-1 水柱从2#机组喷涌而出，79#机组附近电气短路发生爆炸 图4.1-2 水柱从2#机组喷涌而出 图4.1-3 事故现场鸟瞰图 2#机组 2#压力管道 10#压力管道 图4.1-4 事故现场鸟瞰图 从现场图片看，2#机组的破坏最严重，常理上也应该是最先发生破坏的机组，这与RusHydro官方发布的事故过程也是吻合的。可见2#机的破坏是发生电站事故的直接原因。4.1.2 事故前机组的运行情况事故前机组的运行情况 由于2#机是破坏的起点，其事故前的状态十分重要。如果2#机组由于变压器检修未运行，由于本电站未安装任何蝶阀、球阀（机组上游未发现闸门检修孔洞）或筒阀（前苏联最早的筒阀出现于80年末），事故的原因只可能是压力管道进口的液压快速门由于误操作打开，导致水冲机组。如果2#机组的变压器已经完成维修，整个水力单元处于试运行状态，则事故的原因就要复杂的多。根据俄罗斯水电公司(RusHydro)8月24日发布的消息，事发当时10台机组中的9台在运行，总出力为4400兆瓦，6号水轮机刚完成定期维护，处于备用状态。2#机组 1#机组 爆炸的变压器 图4.1-5 事故发生后水库水位情况 从上图可以看出，事故发生时，水库处于较高的水位。4.1.3 电站机组破坏情况电站机组破坏情况 利用收集到的照片对各个机组的破坏情况进行进一步描述。按破坏程度由轻至重分别说明如下。(1)6#机组 图 4.1-6 事故发生前的 6#机 6#机组 图 4.1-7 事故前 6#发电机维修中的定子和转子 图4.1-8 事故后的6#机 由于事发时6#机没有运行，只受到轻微的水淹损害，是唯一没有受到电气损坏的机组。(2)5#机组 图4.1-9 事故后的5#机 主要损害是被水淹和电气损坏，从照片上看不出土建结构的破坏迹象。(3)3#和 4#机组 图4.1-10 事故后的3#机 楼面板混凝土破坏迹象 图4.1-11 事故后的4#机 3#和4#机组的电气和机械有中等水平损坏，一些结构周围的混凝土有损坏，由于更靠近破坏最严重的2#机，3#机组的土建结构损害程度更大。(4)1#，8#和 10#号机组 1#机组 图4.1-12 事故后的1#机 图4.1-13 事故后的10#机 图4.1-14 事故后的10#机，可见控制盘柜相对完好 图4.1-15 事故后的8#机 据调查有很大的电气和机械损伤，一些结构周围的混凝土有损坏。(5)7#和 9#机组 图 4.1-16 事故后的7#机-可见抬动迹象，盘柜基本完全破坏 图 4.1-17 抽干后的7#机机坑-可见风罩墙和楼板结构完全破坏，机墩结构受到部分损坏，蜗壳层混凝土应相对完整，油气罐、调速器泵等完全破坏 图4.1-18 抽干后的7#机机坑-可见解体的定子 解 体 的定子 图4.1-19 7#水轮机层内部破坏情况1 图4.1-20 7#水轮机层内部破坏情况2 图4.1-21 7#水轮机层内部破坏情况3 图4.1-22 事故后的9#机组 图4.1-23 抽干后的9#机机坑-可见风罩墙完全破坏，楼板结构相对完整，控制盘柜完全破坏 根据事故调查，7#和9#机完全被摧毁，结构周围的混凝土受到极大破坏。由照片可以看出9#机所受损害程度小于7#机。(6)2#机组 图4.1-24 事故后的2#机机坑油气系统、调速系统、控制盘柜、楼面板全部损严重破坏的混凝土柱 断裂的转子 坏 图4.1-25 水抽干后的的2#机机坑机墩完全被摧毁，定子已经解体，水轮机、转子、上机架等部分被完全抬起，注意导叶处于开启状态 图4.1-26 局部放大照片下部大体积混凝土相对完整 2#机组的电气和液压设备遭到了完全的破坏，水轮机层和发电机层的土建结导叶 风罩 转 子残余 断裂的转子 疑 似 定子机架 构被完全摧毁。根据目前收集到的资料，水轮机层下部包含蜗壳的大体积混凝土较完整。借用机组模型示意如下。图 4.1-27 2#机破坏范围示意图 种种迹象表明，种种迹象表明，2#机组的压力管道下平段和蜗壳没有发生大规模破坏机组的压力管道下平段和蜗壳没有发生大规模破坏。4.1.4 爆炸和涌水的顺序爆炸和涌水的顺序 目前收集到的媒体推测大都基于变压器先爆炸的假设。根据俄罗斯水电公司8月24日发布的事故过程，先在2号机组附近发生巨响，随后水柱喷出，说明变压器先爆，并成为2#机涌水的直接诱因。理论上先涌水再发生变压器爆炸的可能性也是存在的，2#机由于超载、设备老化、异物卡入等原因导致导叶异常关闭，机组水轮机、转子等被轴向水推力抬起，高压水从下至上涌出机坑，淹没厂房、破坏了控制盘柜，导致变压器短路、且保护设施未失效，最终使变压器发生破坏。只是该过程均由多个较小概率事件联系，发生此种情况的可能性较小。蜗壳及下部大体积混凝土相对完整 上部结构被全部摧毁 4.1.5 为什么造成灾难性后果为什么造成灾难性后果 分析俄官方发布的事故记录和声明，可发现以下关键细节：?事故发生后，电站失去电源，3小时19分后，应急备用电源才得以启动；?在2#机发生涌水事故后的1小时7分钟后，进水口事故门才由人工关闭；?自动设备因设置位置不利在遭到水流冲击后出现故障，安全系统未发挥作用。以上成为造成灾难性后果的最关键原因。4.2 潜在的隐患分析 4.2.1 压力管道的承载能力(1)导叶关闭规律对水锤压力的敏感性分析 根据萨扬电站压力管道布置，在最高运行水位下，机组导叶关闭时间（均为一段直线关闭）对压力管道末端（即蜗壳进口）水锤压力影响的敏感性进行了分析，成果见表4.2-1及图4.2-12。压力管道末端水锤压力敏感性分析成果表 表 4.2-1 导叶关闭时间(s)压力管道末端最大压力(m)压力管道末端最大升压率(%)0.3 3324.23 1362.49 0.4 2065.84 808.86 0.5 1475.8 549.28 1 649.11 185.57 2 395.31 73.92 3 330.78 45.53 5 285.54 25.62 7 267.77 17.80 9 258.29 13.64 11 252.41 11.05 图4.2-1 压力管道末端最大压力敏感性分析曲线 图4.2-1 压力管道末端最大压力升高率敏感性分析曲线 从图4.2-12可看出，当导叶关闭时间小于2s时，压力管道末端水锤压力骤然升高，2s时水锤压力为3.95MPa，接近萨扬电站压力管道所能承受的极限内压4.031MPa。如果导叶在0.30.5s内关闭，则发生直接水锤，内压将大大超过极限承载力。(2)压力管道的超载能力 萨扬电站压力管道采用坝下游面钢衬钢筋混凝土结构，国内的东江、紧水滩、李家峡、五强溪、三峡和金安桥都是采用这种结构形式。压力管道内径7.5m，蜗壳前渐缩为6.5m，钢板厚度1630mm，钢材屈服强度300MPa，坝下游面钢衬钢筋混凝土厚1.5m、环向配两层钢筋，直径70mm，间距25cm。压力管道正常运行期间最高工作压力227.3m。对于坝下游面钢衬钢筋混凝土管道，其所能承受的极限内压可采用以下公式计算00/)(rtRRtPaam+=式中，att、0钢衬厚度、钢筋折算厚度；aRR、钢衬、钢筋的屈服强度；0r钢衬内半径。根据上式计算，萨扬电站压力管道下平段所能承受的极限内压为4.031MPa，可得管道超载系数为4.031/2.273=1.77。根据水电站坝后背管工程实例，萨扬压力管道结构强度总的安全系数为1.82.0。对比国内采用钢衬钢筋混凝土管道的大型水电站，管道超载系数一般在2.53.0之间，可见萨扬电站管道设计超载系数并不大。V.A.Rasskazchikov1 and V.A.Ulyashinskii12008年7月在电力技术与工程上发表文献PHYSICO-MECHANICAL CHARACTERISTICS AND MECHANISM OF CONNCRETE LEACHING IN CRACKED ZONEOF REINFORCED-CONCRETE PENSTOCK LININGSAT THE SAYANO-SHUSHENSKAYA HPP，介绍了对萨扬-舒申斯克发电站钢衬钢筋混凝土压力管道开裂后性状的研究成果，结论是：?对2个压力管道混凝土衬砌的取芯进行的力学试验表明，经过25年的运行后，衬砌混凝土的弹模比设计值提高了1.31.7倍。其抗压强度较设计强度（标号250#）提高了1.51.7倍。超声波探测表明表层混凝土经过周期性的冻融后结构未被削弱；?肉眼检查未发现钢筋有锈蚀失效迹象，包括混凝土开裂区域。化学分析表明，钢筋处于中等碱性状态。?对较大裂缝进行化学灌浆可保证衬砌混凝土性状长期稳定。根据水电站坝后背管工程实例，类似的克拉斯诺雅尔斯克电站和契尔盖电站原型观测发现，压力管道计算应力大于实际应力。以上研究说明萨扬-舒申斯克电站压力管道目前状态良好，且实际超载能力有可能超过设计值。(3)蜗壳的承载能力 萨扬-舒申斯克电站的蜗壳与压力管道一样采用了钢衬钢筋混凝土的结构形式。蜗壳最大厚度40mm，采用了设计强度400MPa和300MPa的钢材。加强蜗壳钢衬的A-II级环向钢筋的最大直径为60mm，同级的纵向钢筋直径最大45mm。钢筋构成的钢筋骨架，连接到导叶环的专用加强肋上，纵向钢筋布置在环向钢筋内侧。蜗壳钢衬和导叶环向钢筋的布置按其合力在导叶立柱内不产生偏心距为原则设计。这种结构形式往往使得导叶立柱入口边缘产生超应力，而出口边缘加载不足，在立柱内产生压力。在直接靠近蜗壳、水轮机井筒、尾水锥体的钢衬处设置钢筋网，以便传递混凝土应力，形成混凝土内发生裂缝的第一道屏障。布置在机座内的双层钢筋网是第二道屏障，而沿水轮机机座混凝土外周敷设的钢筋网成为最后的屏障。考虑到电站的独特性和必须保证其构件的高度静态安全，经研究决定采用水轮机导叶与具有钢筋混凝土水轮机机座的蜗壳的刚性连接方案。依靠分散布置的构造钢筋，大大提高无垫层水轮机机座的安全性和刚度。以美国为代表的国家，其电站水轮机机座与导叶独立工作，且与蜗壳连接在一起，其蜗壳钢板厚度达到100mm级别。可见萨扬-舒申斯克电站的蜗壳设计思想较独特，能有效的提高水轮机机座刚度和减少蜗壳钢衬厚度，但由于蜗壳体型复杂，钢筋混凝土和钢衬联合受力条件难以完全符合理想情况，特别是在钢筋混凝土施工存在缺陷的情况下。实际上，萨扬-舒申斯克电站在运行过程中，已记录了蜗壳钢衬有局部破坏、混凝土衬砌开裂（位于未配钢筋的区域）的情况；其中一台机组的水轮机座环出现了严重渗水情况，列宁格勒制造厂、国立水工建筑物设计院、全苏水利工程科学研究所的专家得出结论，渗水原因是蜗壳范围外导向装置与水轮机导叶连接部位存在结构缺陷。与圆形钢衬钢筋混凝土压力钢管较为简单的结构相比，钢衬钢筋混凝土蜗壳结构上风险无疑更高，考虑到蜗壳段水压最高，其超载裕度较压力钢管更低，换个角度说，就是在相同的内压下，蜗壳破坏的可能性更大。4.2.2 厂房布置厂房布置(1)机组控制盘柜位置不当 由下图可以看出，机组控制盘柜均位于上游边墙，其后便是变压器。一旦变压器发生爆炸，极有可能损坏控制系统。控制盘柜 图4.2-3 事故前厂房布置图(2)厂房上部结构过于轻薄 厂房上部采用网架结构，下游边墙基本没有混凝土结构，在高压水柱的冲击下容易垮塌，对厂房内的油气、调速系统等外露装置造成二次伤害，扩大事故范围。图4.2-4 倒塌的厂房上部结构 4.2.3 电气和控制系统设计存在的问题电气和控制系统设计存在的问题 事故过程中出现的3个情况导致了最终的灾难性后果。?进水口闸门没有及时下门；?无备用电源；?安全系统全部失效。说明电气和控制系统设计存在缺陷，导致事故情况下冗余度不够。另外2#机组的调速器也可能存在缺陷。4.2.4 水轮机建造存在的安全隐患水轮机建造存在的安全隐患 PO230/833-B-677水轮机采用了当时前苏联制造业最新结构工艺方案。投入运行后先后出现导叶空蚀、机组振动、水轮机转轮出现裂缝的问题，大部分已经得到解决，小部分仍有待解决。不能排除在维护不当的情况下发生事故的可能性。据该电站一位前任董事长Alexander Toloshinov透露此次电站事故极有可能是由于水轮机的“制造缺陷”引起的。他还说此类水轮机的叶片结构不是很可靠，并且已知，在某些工况下，其内部会形成裂缝。4.2.5 运行管理上的隐患运行管理上的隐患(1)运行管理策略 萨扬-舒申斯克及下游马伊斯克电站运行实行集中监控，中控室设在萨扬-舒申斯克电站，中控室负责接受调度命令和监视、远方操作；在萨扬-舒申斯克和马伊斯克电站分别设有后台值守室和值守人员，负责设备的巡检和现地操作、定期工作、设备安措隔离和工单办理、事故应急处置、简单的维修及设备运行分析和电站统计等工作。目前，电站主要实施预防性检修，近几年也逐步探索在设备诊断和分析的基础上调整检修周期。其主要检修方式分为三种：?机组计划性维修（小修）每年一次，工期 7-9 天；，主要是检查、保养和预防性试验，小修工作由电站维修人员负责。?机组计划性检修（大修）约每五年一次，工期 30 天左右，主要是消除设备严重缺陷和隐患以及设备技术改造，大修工作由独立的检修公司负责。?机组扩大性检修，周期主要是根据关键易损设备的生命周期和实际情况而定，工期一般为 150 天左右，扩修工作由独立的检修公司负责，目前电站确定轴承、密封的生命周期为 25 年。首批机组已经运行 30 年，设备运行稳定。发电机组投运以来，只是进行了少部分机组的扩大性大修。(2)媒体披露的一些问题 2009年9月8日，俄罗斯联邦审计院披露，2007年对该电站进行的审计中发现其85%的技术设备需要更新，并且向政府和总检察长办公室递交了正式报告。据Irkutskenergo 的前任州长Viktor Bobrovski 透露，该事故可能是由于用电高峰引起水轮机过负荷而引起的。州长说，在当地通常的做法是，通过水电站过载来抵偿峰荷,并且当地的能源系统已将近崩溃，因为其拥有者的主要目的是通过削减用于维护、投资、安全及教育的成本，来获得尽可能多的利益。他还透露萨扬-舒申斯克水电站的前任主管Valentin Bryzgalov曾经警告，水轮机在轴向振动的情况下以最大负荷运行是非常危险的一件事。(3)运营管理中的隐患 上述事实说明电站的运营管理存在一定隐患。?首批机组已经运行 30 年，只是进行了少部分机组的扩大性大修（比如6#机），设备老化情况较普遍；?运营商的趋利主义倾向使得电站设备维护检修非常不及时；?在用电高峰,错误的通过水电站过载来抵偿峰荷，引起水轮机或发电机过载。以上运行管理上的缺陷无疑将成为电站安全运行的隐患。4.2.6 大坝变形给厂房带来的隐患大坝变形给厂房带来的隐患 1998年，俄罗斯紧急情况部曾发表声明，称该电站的建筑正在发生危险的变化，该电站大坝的坝体可能无法够承受每年春季不断增加的洪水压力。大坝基础被削弱，3000万吨的水压目前并没有按照四六分成的要求由岸边岩体和大坝自重来分别承担。大部分的洪水压力（或许还包括部分大坝自重）