俄羅斯薩揚水電站
「螺栓斷裂-輪機拋出」特大事故
【摘要】
2009年8月17日，俄羅斯薩楊－舒申斯克水電站2號水輪機超負荷運行，水輪機頂蓋緊固螺栓斷裂，頂蓋及機組轉動部件拋出，水淹廠房，引起系列災害，造成重大人員傷亡和財產損失。
【事故經過】
薩揚水電站位於葉尼塞河上游，混凝土重力拱壩，最大壩高245米，水庫庫容313億立方米，壩後式廠房，內安裝10台單機64萬千瓦的水輪發電機組，總裝機640萬千瓦，多年平均發電量235億千瓦時，是俄羅斯已建的最大水電站。
2009年8月17日當地時間8時12分（格林尼治時間00:12）開始，2號機組根據有功功率和無功功率成組調節系統的指令，降低出力。2號機作為功率調節的首選機組進入了不被推薦的運行工作區。
8時13分，2號水輪機頂蓋錨定螺栓被拉斷，在水壓力作用下機組轉動部件及頂蓋、上機架向上拋出。旋轉的上機架和轉子破壞了2、3和4號機組段的邊牆、玻璃窗和屋頂以及2號機上游面的一根橋機排架柱，而且控制盤櫃、配電盤、通信、供電線路、油氣罐、貯氣罐，電梯完全被毀。水柱從水輪機處的空腔噴入主廠房，淹沒主廠房發電機層及下面各層。同時，電站主控台收到聲光警報，薩揚水電站的負荷從4100MW降到了0MW，廠內用電全中斷。
9時20分，水輪機進水口工作門在壩頂被手動關閉，截斷了沖入廠房的水流；11時32分，壩頂門機內移動式應急柴油發電機組啟用；11時40分，大壩溢洪道閘門被打開。
洶湧的水流不僅使1號和2號15.75/500kV變壓器的500kV門架以及1、2和3號變壓器15.75kV導線受損，而且1—10號機組全部被水淹。正在運行的1號、3～5號和7 -10號發電機組的線圈發生短路，受到不同程度的破壞，其中7號和9號機組被完全摧毀。
事故共造成75人死亡，13人受傷，1～10號水力發電機組全部被淹沒。據俄能源部長預計，薩揚水電站修復至少需400億盧布（130億美元）和5年時間。
【原因分析】
1、俄羅斯官方調查報告
事故直接原因是超負荷運轉導致2#水輪機劇烈振動，隨後其頂蓋固定螺栓發生疲勞破壞。調查表明，事故發生時，2#機組被調節至不被推薦的II區工作，很快水輪機罩的固定螺栓破壞，機組轉動設備在2MPa水壓作用下被頂出。事故後僅6顆螺栓仍起固定作用，其餘49顆螺栓中，41顆發現了疲勞裂縫，8顆螺栓的破壞面積超過總面積的90%。俄方調查發現，薩揚水電站2＃機組在事故發生前幾個小時曾6次超極限運轉。
2、我國專家的推測
事故前除6#機處於備用狀態之外，其他的9台機均在運行中，單機平均出力約為500MW，相當於額定出力的80%。電站最先破壞的機組是2#機。由於事故，高壓水將2#機抬起，噴湧出的水淹沒廠房，沖毀約60m長的廠房房頂和下游邊牆，並給其他機組帶來不同程度的損害。由於設備失效，電站完全失去電源，進口快速門未及時關閉，最終導致災害性後果。事故中，變壓器爆炸。
2#機事故原因分析
(1)壓力管道超載破裂的可能性
1) 電站蝸殼更容易破壞
根據分析，事故前薩揚-舒申斯克電站壓力管道狀態良好，混凝土後期強度高於設計指標，類似工程原型觀測表明當時鋼襯鋼筋混凝土管道設計理論略偏於保守，因此電站的實際安全度應比當時設定的1.7-2.0更高。該電站蝸殼同樣採用了鋼襯鋼筋混凝土的特殊結構，其蝸殼的厚度和鋼材強度等級與壓力管道基本相同，水輪機導葉與蝸殼採用鋼筋混凝土連接，與國內外常規的鋼蝸殼獨立承載、蝸殼導葉連接為整體的做法有較大差異。其優點是支撐剛度大、鋼材省。但也存在以下缺陷：
蝸殼、水輪機體型複雜，設計上難以保證所有部位按理想情況承載；
蝸殼鋼筋混凝土荷載條件複雜。首先，水輪機支撐在鋼筋混凝土結構上，由於鋼筋混凝土結構抗疲勞強度明顯不及鋼結構，在機組運行周期性振動長期作用下，存在支座局部出現缺陷的可能性，在事故情況下容易發生局部破壞，導致轉動系統失去平衡，觸發災難性後果。其次，蝸殼承受了管道系統最大的水壓力。
鋼筋混凝土的承載力比鋼結構更依賴於施工質量；
混凝土開裂不可避免，隨著時間推移，鋼筋存在鏽蝕失效的可能性；
實際出現過局部破壞、支座滲水的情況。
總之，與體型規則的圓形鋼襯鋼筋混凝土壓力管道相比，不論是從荷載角度還是結構受力條件上分析，本電站的鋼襯鋼筋混凝土蝸殼結構存在更高風險，也就是說，在超壓作用下，蝸殼破壞的幾率更大。
2) 導葉快速關閉的可能原因
導葉非常規快速關閉是發生超壓的前提條件。以下逐一分析猜測的可能性。
甩負荷導致快速關閉
甩負荷工況是任何一個電站結構設計中必須考慮的基本工況，除非是非常特殊的原因，比如調速器設計參數錯誤（注意2#機的調速器是新的、唯一的）、或者機組結構存在顯著缺陷，強度不能滿足正常工況的要求。從電站已經安全運行25年的事實來看，發生這些情況的可能性不大。
外力破壞主調速器液壓系統主配壓閥，液壓系統壓力驟升，支配接力器迅速關閉導葉。
牛頭山電站做過類似試驗，導葉最快可在2s內關閉，由於機組類型差別太大，尚無法判斷本電站的導葉關閉時間。如按1s估計，水錘壓力將導致2.3左右的超載，與原設計超載能力差別不大，壓力管道破壞的可能性不大。而對於蝸殼鋼襯鋼筋混凝土結構，不排除由於結構隱患導致局部破壞的可能性。
因異物進入水輪機組，導致導葉緊急關閉。
巴西發生過由於一段鋼軌卡在水輪機葉片上導致導葉快速關閉的實例。Shushenskaya電站額定轉速142.5r/min，旋轉一周僅需時0.4s，如果確實發生這樣的情況，將發生直接水錘，蝸殼和壓力管道的超壓將達到10倍以上，管道結構必將破壞，與現場情況明顯不符。
調速器設計不合理。
2#機的調速系統是新的且與其他機組均不相同，事發時僅運行3個月，理論上存在非正常情況下迅速關閉導葉的可能性。分析認為「外力破壞主調速器液壓系統主配壓閥，液壓系統壓力驟升，支配接力器迅速關閉導葉」以及調速器設計不合理導致事故的可能性相對較大。
(2)抬機破壞的可能性
前蘇聯設計電站時一般比較關注正水錘對壓力管道的影響，對反水錘不夠重視。本電站設計時可能並沒有設置可靠的補氣裝置，但是否後期進行過改造，或者改造後補氣系統能在多快的情況下有效補氣，尚不得而知。
在導葉迅速關閉的條件下，尾水管內將產生相當大的反水錘，如果此時缺乏補氣，或者補氣裝置沒有及時補氣，當反向水推力足夠大時，機組轉動部分發生破壞性抬機是有可能的。
(3)機組飛逸失控
發生此破壞有幾個必須的條件：
變壓器爆炸後機組由滿載瞬間轉為空載，水輪機加速進入飛逸狀態；
爆炸同時損壞了廠房的後邊牆附近的控制櫃，導致機組控制系統、甚至電源等受損，調速器隨即失效，導葉無法關閉，從2#機事故後照片看，導葉處於開啟狀態，說明實際可能發生；
進水口快速閘門因為失去電源或沒有控制指令而拒動；
水輪機轉速超過飛逸極限，在動平衡破壞、諧振等作用下發生過速破壞，發電機組轉子飛出，頂蓋破裂，水道中的高壓水湧出。
導葉在事故時的狀態非常重要，如果事發時導葉處於開啟拒動狀態，發生飛逸破壞的可能性是非常大的。由於運行資料匱乏，加之破壞過於劇烈，導葉事故後的開啟狀態並不一定與事發當時相同，只能說存在這個可能性。
(4) 機組發生軸系失穩
軸系失穩與爆破等外力的擾動程度有密切關係，不論導葉是快速關閉還是拒動條件下均有可能發生。比如：
強烈的爆炸力作用在運行過程中直接失穩；
導葉快速關閉的超壓導致水輪機的鋼筋混凝土支座局部破壞，打破動平衡導致失穩；
導葉快速關閉的負水錘導致水輪機抬起，打破動平衡導致失穩；
飛逸過程中，在塌落重物的衝擊下，導致轉動部分失穩。
可見多種原因均可導致水輪機軸系失穩，從概率的角度說發生的可能性比較大。
(5)運行方式不合理
長期不合理的運行方式會導致機組損耗加劇，如果維護不及時，可能會帶來很大的事故隱患，但這些僅是事故的間接原因。
(6)人員誤操作和恐怖襲擊
從實際發生的事件分析，發生該事故的可能性不大。
(7)綜合分析
綜上所述，俄羅斯薩揚-舒申斯克水力發電站事故是各種因素綜合作用的結果。作為前蘇聯當時最大、最先進的機組，由於技術條件的局限性，可能在設計和建造上存在某種缺陷，加上電站運行管理不當，在變壓器爆炸、水輪機支座局部破壞、調速系統、電氣系統故障等各種可能的因素作用下，導致2#機組發生軸系失穩，高壓水湧出。事故發生後，安全系統沒有及時操作導致事故擴大、造成電站災難性後果。
其他機組的破壞原因
7#、9#機距離事故源2#機較遠，其附近廠房結構未受到大的破壞，塌落重物造成的損害有限。從風罩結構破壞、定子解體、上游控制櫃損壞嚴重的表象分析，發生機組飛逸破壞的可能性比較大。
至於為什麼其它運行的機組在失去電源、進水口閘門失效的情況下為什麼沒有發生類似破壞，分析原因只能是調速系統沒有完全破壞，在完全喪失動力前關閉了導葉。其電氣、機械、土建破壞主要是由於高壓水的沖刷和浸泡造成的。
3#、4#機組設備受到塌落的廠房構件的損害。
【暴露問題】
1、設備缺陷長期得不到整治終將導致事故的發生
發電機組投運30年來，只是進行了少部分機組的擴大性大修，設備老化情況較普遍；1994年10月對2號機組進行了技術改造，但仍存在一些設備缺陷（如改善機組穩定性能的補氣裝置不可靠等）；2007年對該電站進行的審計中發現其85%的技術設備需要更新；事故隱患10年前就已存在，即從上世紀80代至今，整個設備是在危險狀態下運轉的。
2、管理體制的變革和運行管理的混亂是事故的根源
管理混亂，歷史上事故多發：1979年5月23日，春汛湧入廠房，淹沒了第一台機組；1979年7月4日該機組修復，大壩此時尚未完工；1985年一次強大的春汛摧毀了85%的溢洪道混凝土底板，將其錨筋拉開50mm，並將岩基沖刷出數米深的坑；1988年春汛給溢洪道造成了嚴重損壞，被迫將其運行水頭降低了5m。
1993年，薩揚水電站實行了私有化後，又發生了一系列的產權糾紛，責任制不落實；「俄羅斯統一電力公司」總裁丘拜斯在接受電站時就明確要求「更換水輪機」；由於電力需求不斷增長，電站需要投資更新設備，不可能讓電站停產，隱患始終得不到解決。
3、不合理的運行方式是事故發生的誘因
2號機組在事故前幾個小時曾6次超極限運轉，事故發生時，2#機組被調節至不被推薦的II區工作，機組運行工況嚴重惡化；在用電高峰，錯誤的通過水電站過載來抵償峰荷，引起水輪機或發電機過載；電站所有者的主要目的是通過削減用於維護、投資、安全及教育的成本，來獲得儘可能多的利益。
4、應急管理機制不健全、應急措施不到位擴大了事故後果
機組前沒有安裝任何蝶閥、球閥或筒閥等緊急操作設施；電站失去電源3小時19分後，應急備用電源才得以啟動；2號機發生涌水事故1小時7分鐘後，進水口事故門才由人工關閉。
5、更新改造設施與原有設施的不匹配是事故發生的重要因素
控制系統與原機組不匹配，導致機組飛逸或異常時保護系統沒有及時起到保護作用。
電站運行人員對設備狀況不了解；沒有嚴格執行設計的運行工況；事故發生後應急響應嚴重滯後，導致事故擴大和大量人員死亡。
【防範措施】
1、高度重視水電站安全管理。
當前，我國水電建設快速發展，投運的水電站，尤其是高水頭、大容量的水電機組越來越多，保障水電站運行安全的任務十分艱巨，因此，要高度重視水電站安全管理，認真執行國家有關法律法規和規章標準，落實安全主體責任，完善各類制度規範，加強對管理人員和運行維護人員的培訓教育，提高水電站安全管理水平。
2、加強水電站風險管理。
建立並完善安全生產全過程風險管控體系，將隱患排查治理工作常態化。對於已投入運行20年以上的水電站，業主單位應當立即組織專家進行全面的安全評價，並將這項工作定期化、制度化，確保水電站安全風險始終可控在控。
3、加強水電機組調度管理。
電力調度機構應加強與水電站的溝通聯繫，了解和掌握所調度範圍水電機組隨水頭、出力變化的運行特性，優化水電機組的安全調度。在安排和調整水電機組運行方式時，應當考慮其運行限制條件，避免水電機組長時間在振動工況區運行，防止發生設備嚴重損壞事故。
4、加強水電站應急管理。
重點完善全廠停電、水淹廠房等應急預案，加快應急指揮和信息平台建設，保障應急通信可靠，建立與電力監管機構、電力調度機構和當地政府有關部門的應急協調聯動機制，加強全員應急培訓與教育，定期開展全員參與的應急演練，不斷提高水電站應急能力。
5、加強設備安全檢查。
對於單機容量50兆瓦以上的水電機組，特別是參與電網調頻、調峰運行的水電機組，應當加強水輪機和發電機等設備的緊固件、預埋件和連接件的定期檢查，發現異常情況，應當及時處理。要根據安全檢查的實際情況，及時修訂相關規程和工作標準，落實崗位責任，保證設備安全。
6、加強機組狀態監測。
大中型水電站應當安裝機組在線監測裝置。要重視並加強主要機電設備的運行狀態監測，尤其要加強機組振動、擺度等運行參數的監測、記錄和分析。對於機組振動、擺度突然增大超過標準的異常情況，應當立即停機檢查，查明原因和處理合格後，方可按規定程序恢復機組運行。
7、加強設備技術監督。
結合設備消缺和檢修對易產生疲勞損傷的重要設備部件(如水輪機頂蓋緊固螺栓等)進行無損探傷。對已存在損傷的設備部件要加強技術監督，對已老化和不能滿足安全生產要求的設備部件要及時進行更新。
8、加強機組穩定性測試。
對大中型水電站機組各種運行工況進行穩定性測試，全面掌握機組的穩定特性，並將測試結果作為機組運行控制和自動發電控制(AGC)等系統運行參數設定的依據。水電站應當將經業主單位審核的機組穩定性測試結果報相關電力調度機構備案。
對於新投產機組，應當由製造廠家根據水輪機模型試驗給出初期運行工況範圍和運行限制條件。
9、完善機組安全保護和自動控制功能。
應根據水電站的重要性及規模，考慮機組保護和控制裝置採用「失電動作」規則的必要性，在機組的保護和控制迴路電壓消失時，相關保護和控制能夠自動動作關閉導水機構。水電站設計有快速事故閘門的，應當在中控室能夠進行人工緊急關閉。
10、加強自動控制設備軟體管理。
全面複核水電站使用的各類控制軟體，確保控制指令的準確性和可靠性。在對機組的自動控制設備系統進行技術改造時，應當根據改造方案的具體情況，邀請水電站原設計單位、設備系統原設計單位參加方案審核。
11、加快制修訂相關標準規範。
設計單位應當協同相關標準制定和管理機構進一步完善現行水電機組及其引水發電系統、配套電力設備及控制設備的安全運行技術標準，編製水電站機電設備安全評價導則，修訂大型水電機組、抽水蓄能機組的設計、製造和施工等相關技術標準。
12、規範設計回訪制度。
設計單位應當建立規範的設計回訪制度，在水電站投運後定期回訪，協助、指導水電站運行單位解決存在的問題，改善設備系統的運行狀況，不斷提高機組安全運行水平。
13、加強安全監督管理。
電監會派出機構要加強水電站安全監督管理工作，加強對電力企業的監督檢查和指導，繼續深入開展隱患排查治理工作，督促企業落實主體責任，不斷強化水電站運行安全管理。
