俄罗斯萨扬水电站
“螺栓断裂-轮机抛出”特大事故
【摘要】
2009年8月17日，俄罗斯萨杨－舒申斯克水电站2号水轮机超负荷运行，水轮机顶盖紧固螺栓断裂，顶盖及机组转动部件抛出，水淹厂房，引起系列灾害，造成重大人员伤亡和财产损失。
【事故经过】
萨扬水电站位于叶尼塞河上游，混凝土重力拱坝，最大坝高245米，水库库容313亿立方米，坝后式厂房，内安装10台单机64万千瓦的水轮发电机组，总装机640万千瓦，多年平均发电量235亿千瓦时，是俄罗斯已建的最大水电站。
2009年8月17日当地时间8时12分（格林尼治时间00:12）开始，2号机组根据有功功率和无功功率成组调节系统的指令，降低出力。2号机作为功率调节的首选机组进入了不被推荐的运行工作区。
8时13分，2号水轮机顶盖锚定螺栓被拉断，在水压力作用下机组转动部件及顶盖、上机架向上抛出。旋转的上机架和转子破坏了2、3和4号机组段的边墙、玻璃窗和屋顶以及2号机上游面的一根桥机排架柱，而且控制盘柜、配电盘、通信、供电线路、油气罐、贮气罐，电梯完全被毁。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，萨扬水电站的负荷从4100MW降到了0MW，厂内用电全中断。
9时20分，水轮机进水口工作门在坝顶被手动关闭，截断了冲入厂房的水流；11时32分，坝顶门机内移动式应急柴油发电机组启用；11时40分，大坝溢洪道闸门被打开。
汹涌的水流不仅使1号和2号15.75/500kV变压器的500kV门架以及1、2和3号变压器15.75kV导线受损，而且1—10号机组全部被水淹。正在运行的1号、3～5号和7 -10号发电机组的线圈发生短路，受到不同程度的破坏，其中7号和9号机组被完全摧毁。
事故共造成75人死亡，13人受伤，1～10号水力发电机组全部被淹没。据俄能源部长预计，萨扬水电站修复至少需400亿卢布（130亿美元）和5年时间。
【原因分析】
1、俄罗斯官方调查报告
事故直接原因是超负荷运转导致2#水轮机剧烈振动，随后其顶盖固定螺栓发生疲劳破坏。调查表明，事故发生时，2#机组被调节至不被推荐的II区工作，很快水轮机罩的固定螺栓破坏，机组转动设备在2MPa水压作用下被顶出。事故后仅6颗螺栓仍起固定作用，其余49颗螺栓中，41颗发现了疲劳裂缝，8颗螺栓的破坏面积超过总面积的90%。俄方调查发现，萨扬水电站2＃机组在事故发生前几个小时曾6次超极限运转。
2、我国专家的推测
事故前除6#机处于备用状态之外，其他的9台机均在运行中，单机平均出力约为500MW，相当于额定出力的80%。电站最先破坏的机组是2#机。由于事故，高压水将2#机抬起，喷涌出的水淹没厂房，冲毁约60m长的厂房房顶和下游边墙，并给其他机组带来不同程度的损害。由于设备失效，电站完全失去电源，进口快速门未及时关闭，最终导致灾害性后果。事故中，变压器爆炸。
2#机事故原因分析
(1)压力管道超载破裂的可能性
1) 电站蜗壳更容易破坏
根据分析，事故前萨扬-舒申斯克电站压力管道状态良好，混凝土后期强度高于设计指标，类似工程原型观测表明当时钢衬钢筋混凝土管道设计理论略偏于保守，因此电站的实际安全度应比当时设定的1.7-2.0更高。该电站蜗壳同样采用了钢衬钢筋混凝土的特殊结构，其蜗壳的厚度和钢材强度等级与压力管道基本相同，水轮机导叶与蜗壳采用钢筋混凝土连接，与国内外常规的钢蜗壳独立承载、蜗壳导叶连接为整体的做法有较大差异。其优点是支撑刚度大、钢材省。但也存在以下缺陷：
蜗壳、水轮机体型复杂，设计上难以保证所有部位按理想情况承载；
蜗壳钢筋混凝土荷载条件复杂。首先，水轮机支撑在钢筋混凝土结构上，由于钢筋混凝土结构抗疲劳强度明显不及钢结构，在机组运行周期性振动长期作用下，存在支座局部出现缺陷的可能性，在事故情况下容易发生局部破坏，导致转动系统失去平衡，触发灾难性后果。其次，蜗壳承受了管道系统最大的水压力。
钢筋混凝土的承载力比钢结构更依赖于施工质量；
混凝土开裂不可避免，随着时间推移，钢筋存在锈蚀失效的可能性；
实际出现过局部破坏、支座渗水的情况。
总之，与体型规则的圆形钢衬钢筋混凝土压力管道相比，不论是从荷载角度还是结构受力条件上分析，本电站的钢衬钢筋混凝土蜗壳结构存在更高风险，也就是说，在超压作用下，蜗壳破坏的几率更大。
2) 导叶快速关闭的可能原因
导叶非常规快速关闭是发生超压的前提条件。以下逐一分析猜测的可能性。
甩负荷导致快速关闭
甩负荷工况是任何一个电站结构设计中必须考虑的基本工况，除非是非常特殊的原因，比如调速器设计参数错误（注意2#机的调速器是新的、唯一的）、或者机组结构存在显著缺陷，强度不能满足正常工况的要求。从电站已经安全运行25年的事实来看，发生这些情况的可能性不大。
外力破坏主调速器液压系统主配压阀，液压系统压力骤升，支配接力器迅速关闭导叶。
牛头山电站做过类似试验，导叶最快可在2s内关闭，由于机组类型差别太大，尚无法判断本电站的导叶关闭时间。如按1s估计，水锤压力将导致2.3左右的超载，与原设计超载能力差别不大，压力管道破坏的可能性不大。而对于蜗壳钢衬钢筋混凝土结构，不排除由于结构隐患导致局部破坏的可能性。
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142.5r/min，旋转一周仅需时0.4s，如果确实发生这样的情况，将发生直接水锤，蜗壳和压力管道的超压将达到10倍以上，管道结构必将破坏，与现场情况明显不符。
调速器设计不合理。
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，理论上存在非正常情况下迅速关闭导叶的可能性。分析认为“外力破坏主调速器液压系统主配压阀，液压系统压力骤升，支配接力器迅速关闭导叶”以及调速器设计不合理导致事故的可能性相对较大。
(2)抬机破坏的可能性
前苏联设计电站时一般比较关注正水锤对压力管道的影响，对反水锤不够重视。本电站设计时可能并没有设置可靠的补气装置，但是否后期进行过改造，或者改造后补气系统能在多快的情况下有效补气，尚不得而知。
在导叶迅速关闭的条件下，尾水管内将产生相当大的反水锤，如果此时缺乏补气，或者补气装置没有及时补气，当反向水推力足够大时，机组转动部分发生破坏性抬机是有可能的。
(3)机组飞逸失控
发生此破坏有几个必须的条件：
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，调速器随即失效，导叶无法关闭，从2#机事故后照片看，导叶处于开启状态，说明实际可能发生；
进水口快速闸门因为失去电源或没有控制指令而拒动；
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。
导叶在事故时的状态非常重要，如果事发时导叶处于开启拒动状态，发生飞逸破坏的可能性是非常大的。由于运行资料匮乏，加之破坏过于剧烈，导叶事故后的开启状态并不一定与事发当时相同，只能说存在这个可能性。
(4) 机组发生轴系失稳
轴系失稳与爆破等外力的扰动程度有密切关系，不论导叶是快速关闭还是拒动条件下均有可能发生。比如：
强烈的爆炸力作用在运行过程中直接失稳；
导叶快速关闭的超压导致水轮机的钢筋混凝土支座局部破坏，打破动平衡导致失稳；
导叶快速关闭的负水锤导致水轮机抬起，打破动平衡导致失稳；
飞逸过程中，在塌落重物的冲击下，导致转动部分失稳。
可见多种原因均可导致水轮机轴系失稳，从概率的角度说发生的可能性比较大。
(5)运行方式不合理
长期不合理的运行方式会导致机组损耗加剧，如果维护不及时，可能会带来很大的事故隐患，但这些仅是事故的间接原因。
(6)人员误操作和恐怖袭击
从实际发生的事件分析，发生该事故的可能性不大。
(7)综合分析
综上所述，俄罗斯萨扬-舒申斯克水力发电站事故是各种因素综合作用的结果。作为前苏联当时最大、最先进的机组，由于技术条件的局限性，可能在设计和建造上存在某种缺陷，加上电站运行管理不当，在变压器爆炸、水轮机支座局部破坏、调速系统、电气系统故障等各种可能的因素作用下，导致2#机组发生轴系失稳，高压水涌出。事故发生后，安全系统没有及时操作导致事故扩大、造成电站灾难性后果。
其他机组的破坏原因
7#、9#机距离事故源2#机较远，其附近厂房结构未受到大的破坏，塌落重物造成的损害有限。从风罩结构破坏、定子解体、上游控制柜损坏严重的表象分析，发生机组飞逸破坏的可能性比较大。
至于为什么其它运行的机组在失去电源、进水口闸门失效的情况下为什么没有发生类似破坏，分析原因只能是调速系统没有完全破坏，在完全丧失动力前关闭了导叶。其电气、机械、土建破坏主要是由于高压水的冲刷和浸泡造成的。
3#、4#机组设备受到塌落的厂房构件的损害。
【暴露问题】
1、设备缺陷长期得不到整治终将导致事故的发生
发电机组投运30年来，只是进行了少部分机组的扩大性大修，设备老化情况较普遍；1994年10月对2号机组进行了技术改造，但仍存在一些设备缺陷（如改善机组稳定性能的补气装置不可靠等）；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；事故隐患10年前就已存在，即从上世纪80代至今，整个设备是在危险状态下运转的。
2、管理体制的变革和运行管理的混乱是事故的根源
管理混乱，历史上事故多发：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；1985年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；1988年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。
1993年，萨扬水电站实行了私有化后，又发生了一系列的产权纠纷，责任制不落实；“俄罗斯统一电力公司”总裁丘拜斯在接受电站时就明确要求“更换水轮机”；由于电力需求不断增长，电站需要投资更新设备，不可能让电站停产，隐患始终得不到解决。
3、不合理的运行方式是事故发生的诱因
2号机组在事故前几个小时曾6次超极限运转，事故发生时，2#机组被调节至不被推荐的II区工作，机组运行工况严重恶化；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；电站所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。
4、应急管理机制不健全、应急措施不到位扩大了事故后果
机组前没有安装任何蝶阀、球阀或筒阀等紧急操作设施；电站失去电源3小时19分后，应急备用电源才得以启动；2号机发生涌水事故1小时7分钟后，进水口事故门才由人工关闭。
5、更新改造设施与原有设施的不匹配是事故发生的重要因素
控制系统与原机组不匹配，导致机组飞逸或异常时保护系统没有及时起到保护作用。
电站运行人员对设备状况不了解；没有严格执行设计的运行工况；事故发生后应急响应严重滞后，导致事故扩大和大量人员死亡。
【防范措施】
1、高度重视水电站安全管理。
当前，我国水电建设快速发展，投运的水电站，尤其是高水头、大容量的水电机组越来越多，保障水电站运行安全的任务十分艰巨，因此，要高度重视水电站安全管理，认真执行国家有关法律法规和规章标准，落实安全主体责任，完善各类制度规范，加强对管理人员和运行维护人员的培训教育，提高水电站安全管理水平。
2、加强水电站风险管理。
建立并完善安全生产全过程风险管控体系，将隐患排查治理工作常态化。对于已投入运行20年以上的水电站，业主单位应当立即组织专家进行全面的安全评价，并将这项工作定期化、制度化，确保水电站安全风险始终可控在控。
3、加强水电机组调度管理。
电力调度机构应加强与水电站的沟通联系，了解和掌握所调度范围水电机组随水头、出力变化的运行特性，优化水电机组的安全调度。在安排和调整水电机组运行方式时，应当考虑其运行限制条件，避免水电机组长时间在振动工况区运行，防止发生设备严重损坏事故。
4、加强水电站应急管理。
重点完善全厂停电、水淹厂房等应急预案，加快应急指挥和信息平台建设，保障应急通信可靠，建立与电力监管机构、电力调度机构和当地政府有关部门的应急协调联动机制，加强全员应急培训与教育，定期开展全员参与的应急演练，不断提高水电站应急能力。
5、加强设备安全检查。
对于单机容量50兆瓦以上的水电机组，特别是参与电网调频、调峰运行的水电机组，应当加强水轮机和发电机等设备的紧固件、预埋件和连接件的定期检查，发现异常情况，应当及时处理。要根据安全检查的实际情况，及时修订相关规程和工作标准，落实岗位责任，保证设备安全。
6、加强机组状态监测。
大中型水电站应当安装机组在线监测装置。要重视并加强主要机电设备的运行状态监测，尤其要加强机组振动、摆度等运行参数的监测、记录和分析。对于机组振动、摆度突然增大超过标准的异常情况，应当立即停机检查，查明原因和处理合格后，方可按规定程序恢复机组运行。
7、加强设备技术监督。
结合设备消缺和检修对易产生疲劳损伤的重要设备部件(如水轮机顶盖紧固螺栓等)进行无损探伤。对已存在损伤的设备部件要加强技术监督，对已老化和不能满足安全生产要求的设备部件要及时进行更新。
8、加强机组稳定性测试。
对大中型水电站机组各种运行工况进行稳定性测试，全面掌握机组的稳定特性，并将测试结果作为机组运行控制和自动发电控制(AGC)等系统运行参数设定的依据。水电站应当将经业主单位审核的机组稳定性测试结果报相关电力调度机构备案。
对于新投产机组，应当由制造厂家根据水轮机模型试验给出初期运行工况范围和运行限制条件。
9、完善机组安全保护和自动控制功能。
应根据水电站的重要性及规模，考虑机组保护和控制装置采用“失电动作”规则的必要性，在机组的保护和控制回路电压消失时，相关保护和控制能够自动动作关闭导水机构。水电站设计有快速事故闸门的，应当在中控室能够进行人工紧急关闭。
10、加强自动控制设备软件管理。
全面复核水电站使用的各类控制软件，确保控制指令的准确性和可靠性。在对机组的自动控制设备系统进行技术改造时，应当根据改造方案的具体情况，邀请水电站原设计单位、设备系统原设计单位参加方案审核。
11、加快制修订相关标准规范。
设计单位应当协同相关标准制定和管理机构进一步完善现行水电机组及其引水发电系统、配套电力设备及控制设备的安全运行技术标准，编制水电站机电设备安全评价导则，修订大型水电机组、抽水蓄能机组的设计、制造和施工等相关技术标准。
12、规范设计回访制度。
设计单位应当建立规范的设计回访制度，在水电站投运后定期回访，协助、指导水电站运行单位解决存在的问题，改善设备系统的运行状况，不断提高机组安全运行水平。
13、加强安全监督管理。
电监会派出机构要加强水电站安全监督管理工作，加强对电力企业的监督检查和指导，继续深入开展隐患排查治理工作，督促企业落实主体责任，不断强化水电站运行安全管理。
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