Причины и следствия роста напряжений в элементах турбинного водопроводящего тракта

Комплекс «плотина—турбинный водовод—анкерная опора—спираль­ная камера—турбинный блок» с начала эксплуатации Саяно-Шушен­ского гидроузла работает как единая система, элементы которой не­прерывно взаимодействуют друг с другом. Они непрерывно переда­ют друг другу эксплуатационные усилия и деформации. Необратимые и сезонные радиальные и угловые перемещения пло­тины увеличивают нагрузку на турбинные водоводы. Накопленное в элементах каждого турбинного водовода усилие частично (до 6 тыс. т) передается на анкерную опору, а частично (до 3 тыс. т) через гори­зонтальный участок металлической оболочки водоводов в районе де­формационного шва — оболочке спиральной камеры.

НДС водоводов определяется:

• гидродинамическим давлением в трубе водовода;
• сезонным изменением температуры наружного воздуха и воды в водоводе;
• уровнем технологических напряжений, сформированных в про­цессе возведения;
• НДС низовой грани плотины.

Горизонтальная составляющая

1 усилия, передаваемая металлической оболочкой турбинного водовода спиральной камере турбинного блока, и вертикальная составляющая 2, передаваемая на анкерную опору

При наполненном водоводе кольцевые напряжения в его элемен­тах являются растягивающими. При опорожнении проточной части турбин наблюдается резкое уменьшение кольцевых напряжений в металлической оболочке, а также во внутренней и внешней армату­ре. Остаточная часть напряжений в условиях осушенного водовода определяет долю напряжений от температурных воздействий, от тех­нологии строительного периода и НДС низовой грани. А НДС низо­вой грани, в свою очередь, зависит от радиальных и угловых переме­щений плотины.

При наполненном водоводе наиболее нагруженным в кольцевом на­правлении элементом является металлическая оболочка (до 197 МПа). В период нормальной эксплуатации отмечается рост максимальных кольцевых растягивающих напряжений и в оболочке, и в арматуре.

Напряжения продольного направления в элементах водовода из­меняются в соответствии с изменением УВБ и температуры воды.

Наиболее нагруженным несущим элементом водовода в продольном направлении является арматура (максимальные сжимающие напря­жения во внутренней арматуре — 268 МПа, во внешней — 221 МПа). С первого года нормальной эксплуатации в элементах продольного направления отмечался рост остаточных напряжений, что соответ­ствует изменению консольных сжимающих напряжений в бетоне низовой грани.

Напряжения продольного сжатия в отдельных случаях превыша­ют предел прочности бетона, что способствует образованию отколов бетона в поверхностных слоях облицовки в летнее время

Расчеты показывают, что перемещения гребня плотины секции 33 на 140 мм обусловливают перемещение незакрепленного попереч­ного сечения турбинного водовода на стыке со спиральной камерой почти на 2 мм. О реальности процесса сезонного и трендового навала плотины на сооружения машинного зала свидетельствуют изменения раскрытия так называемых деформационных швов, которые пред­ставляют собой конструктивный 50-миллиметровый разрыв в желе­зобетонной оболочке водоводов. Максимальные сезонные размахи раскрытия этих швов достигают 2,6 мм. Наметился многолетний тренд сужения этих швов. В результате происходит навал плотины на сооружения машинного зала СШГЭС за счет увеличивающихся углов наклона и радиальных перемещений плотины в сторону ниж­него бьефа.

Экстремальные значения раскрытия шва, УВБ и температуры во­довода практически совпадают. Наибольший размах закрытия-рас- крытия шва наблюдается в свободной от заделки в основание верхней части анкерной опоры. Наибольший сезонный размах наблюдался на ГА-1 и ГА-6 (секция 26). В условиях нормальной эксплуатации нарас­тание остаточных закрытий шва к 2006 г. достигло 0,1—1,3 мм. Таким образом, можно заключить, что через анкерную опору навал плотины на турбинные блоки практически не происходит, а через стальную обо­лочку диаметром 6,5 м и толщиной стенки 40 мм происходит.

Спиральная камера состоит из внутренней стальной оболочки, кольцевой арматуры и продольной арматуры. С железобетоном тур­бинного блока спиральная камера имеет жесткое сопряжение. В сен­тябре-октябре в измерительных точках вблизи шахт генератора и турбины фиксируются минимальные кольцевые растягивающие на­пряжения, а в январе—феврале максимальные. Максимальные на­пряжения в стальной оболочке ГА-4 достигали 34—97 МПа, из кото­рых на гидростатическую нагрузку приходится 22—76 МПа. Это ука­зывает на доминирующую роль температуры воды на характер изме­нения кольцевых напряжений. За период нормальной эксплуатации отмечается рост кольцевых растягивающих напряжений. С 1990 по 2006 гг. наибольший прирост напряжений в стальной обо­лочке ГА-4 составил 46 МПа, а ГА-8 на 26 МПа.

В подобных условиях возможна следующая цепочка причинно- следственных связей: угловые и радиальные перемещения плотины в сторону нижнего бьефа —> рост напряжений продольного сжатия в эле­ментах турбинного водовода —» рост напряжений в спиральной каме­ре —> деформация статорного кольца -> отклонение оси вала гидроаг­регата от вертикали —> механический дебаланс ротора гидроагрегата.

Трендовое продольное усилие в турбинном водоводе, передавае­мое по касательной спиральной камере, возрастает по мере увеличе­ния необратимых радиальных и угловых перемещений плотины. В августе каждого года это усилие получает максимальное прираще­ние за счет максимальных сезонных перемещений плотины в сторо­ну НБ и за счет максимального нагрева (до 14 °С) элементов турбин­ного водовода. В августе-сентябре каждого года все сек­ции станционной части плотины СШГЭС получают максимальные радиальные и угловые перемещения, а металлическая оболочка тур­бинных водоводов от нагревания увеличивает свою дайну примерно на 10 мм. В частности, нагрузки на турбинный блок второго аварий­ного гидроагрегата ГА-2 со стороны металлической оболочки турбин­ного водовода накапливались в течение всех лет эксплуатации. В мо­мент аварийного разрушения второго гидроагрегата накопившиеся в металлической оболочке сжимающие напряжения были мгновенно сняты. На это событие откликнулись радиальные перемещения то­чек установки якорей обратных отвесов в приконтактной области основания секции 18.

Металлическая оболочка турбинного водовода передает усилие спиральной камере по касательной к шах­те турбинного блока и к статорному кольцу, на котором размещены 80 шпилек крепления крышки турбины и которое является посадоч­ным местом для этой крышки. Это усилие деформирует статорное кольцо, придавая ему эллиптическую форму. В резуль­тате силового взаимодействия между деформирующейся спиральной камерой (статорным кольцом) и жесткой стальной крышкой в шпиль­ках возникает срезывающее усилие. На диаграмме усталостных раз­рушений шпилек, построенной по данным акта расследования комис­сии, четко просматривается неравномерность разрушений шпилек вдоль контура их размещения.

Сезонное совпадение трех факторов (август-октябрь)

1 — УВБ; 2 — температура бетона низовой грани на отм. 504 м; 3— температура стенки трубы водовода; 4 — продольные сжимающие напряжения в стенке трубы; 5 — амплитуда горизонтальных вибраций турбинного подшипника

Одной из причин появления повышенных вибраций второго агре­гата ГА-2 также могло стать изменение пространственного положения его фундаментной плиты. В промежутке между сентябрем 2007 г. и августом 2009 г. фундаменты всех гидроагрегатов дали осад- ку около 0,5 мм, при этом левая часть фундаментной плиты второго агрегата практически «не села» вместе с остальными агрегатами.

Изменение высотного положения фундаментов агрегатных блоков на отметке 306 м за два года при значении УВБ 537,4 м

1 — 06.09.2007 г.; 2— 27.08.2009 г.

Следует сказать, что второй гидроагрегат и раньше выводился в ремонт из-за повышения боя вала и повышенной вибрации корпуса турбинного подшипника; разрушения неподвижного кольца лаби­ринтного уплотнения; повреждения шпилек крепления турбинного подшипника к крышке турбины.

По нормативам допустимое отклонение линии вала ротора от вер­тикального положения не должно превосходить 0,1 мм/м. Длина осе­вой линии гидроагрегата составляет примерно 14 м. Накопившееся за годы эксплуатации необратимое закрытие деформационного шва турбинного водовода и сезонный размах раскрытия-закрытия шва второго гидроагрегата до 2,5 мм в совокупности могли сместить в про­странстве линию вала и обеспечить градиент ее отклонения от вер­тикального положения до 0,4 мм/м. О необходимости проверки этой версии свидетельствует статистика аварийных ситуаций, часто воз­никающих на гидроагрегатах после 35 лет эксплуатации. Фор­мулировка отказов следующая: «нарушение центровки вследствие изменения пространственного положения гидроагрегата».