Доклад парламентской комиссии по расследованию аварии на Саяно-Шушенской ГЭС 17 августа 2009 года

Материал из Викитеки — свободной библиотеки
Перейти к навигации Перейти к поиску

Итоговый доклад парламентской комиссии по расследованию обстоятельств, связанных с возникновением чрезвычайной ситуации техногенного характера на Саяно-Шушенской ГЭС 17 августа 2009 года
Временная парламентская комиссия по расследованию обстоятельств, связанных с возникновением чрезвычайной ситуации техногенного характера на Саяно-Шушенской ГЭС
Опубл.: 21 декабря 2009 года. Источник: http://asozd2.duma.gov.ru/main.nsf/%28SpravkaP%29?OpenAgent&RN=302757-5&12
 Википроекты: Wikipedia-logo.png Википедия Wikidata-logo.svg Данные


Содержание

Введение[править]

Авария на Саяно-Шушенской ГЭС, произошедшая 17 августа 2009 года, стала одним из самых трагических событий новейшей истории России, которое потребовало от власти и общества непредвзятого и объективного расследования.

Инициатива создания парламентской комиссии по расследованию обстоятельств, связанных с возникновением чрезвычайной ситуации техногенного характера на Саяно-Шушенской ГЭС 17 августа 2009 года, принадлежала Государственной Думе Федерального Собрания Российской Федерации.

Настоящий Доклад завершает работу парламентской комиссии по расследованию обстоятельств, связанных с возникновением чрезвычайной ситуации техногенного характера на Саяно-Шушенской ГЭС 17 августа 2009 года.

В состав парламентской комиссии, образованной в сентябре с.г, вошло 16 представителей Федерального Собрания Российской Федерации.

Состав членов комиссии позволил профессионально оценить ситуацию и выработать рекомендации в адрес Правительства Российской Федерации и Федерального Собрания Российской Федерации по вопросам государственной политики в сфере гидроэнергетики и энергетического машиностроения, обеспечивающей устойчивость их функционирования и развития. Вместе с тем, анализируя положение дел в различных сферах, комиссия сочла целесообразным сфокусировать внимание на ключевых проблемах и возможных путях их решения, сделав соответствующие выводы и подготовив рекомендации в адрес ряда организаций и ведомств, проектных институтов и пр.

При подготовке итогового Доклада члены парламентской комиссии стремились к объективности, не привнося в выработку общей позиции политических аспектов. В то же время не исключалось наличие персональных мнений членов комиссии по тем или иным разделам Доклада.

К работе комиссии были привлечены эксперты-аналитики, не работающие в системе государственной власти, известные своими трудами и профессиональным опытом в научном, экспертном и отраслевом сообществе. Это позволило снизить возможности субъективного восприятия и оценки членами парламентской комиссии описываемых событий и явлений.

В Докладе приведены факты из официальных документов органов государственной власти всех уровней, корпоративного управления, проектных и энергомашиностроительных организаций; использована информация, полученная в ходе опросов членами парламентской комиссии руководящего состава вышеупомянутых органов, бесед членов комиссии с экспертами и аналитиками, ответов на запросы комиссии, знакомства с материалами комиссии Ростехнадзора, Счетной палаты Российской Федерации.

Членами парламентской комиссии была проанализирована существующая нормативно-правовая база организации функционирования Саяно-Шушенской ГЭС, соблюдения технологической и промышленной безопасности, осуществления контрольно-надзорной деятельности, взаимодействия с разработчиками проекта станции, конструкторами и изготовителями оборудования, контрольной аппаратурой и т. д.

Комиссия сочла необходимым сосредоточить свое внимание на системном рассмотрении обстоятельств, приведших к аварии, оценке правовой неурегулированности и организационной необеспеченности существующей системы государственного и корпоративного управления, а также на подготовке ее руководителей и оперативного персонала.

Члены парламентской комиссии в своей работе исходили из необходимости сжатых сроков формирования фактологических материалов и ограниченной временем актуальности выводов и рекомендаций для учета в сегодняшней и перспективной деятельности Саяно-Шушенской ГЭС.

Парламентская комиссия допускает, что в дальнейшем могут появиться неизвестные факты в трактовке обстоятельств аварии, однако ожидания потерпевших, родственников погибших 17 августа 2009 года при аварии на Саяно-Шушенской ГЭС и выявленные уже сегодня недостатки в организации деятельности станции требуют оперативного реагирования.


Члены парламентской комиссии выражают соболезнования всем семьям и гражданам, потерявшим своих близких в результате аварии на Саяно-Шушенской ГЭС.

Условные сокращения
  • АРЧМ — автоматическое регулирование режима энергосистем по частоте и перетокам мощности
  • АСУ ТП — автоматизированная система управления технологическими процессами
  • ВЛ — воздушные линии
  • ГА — гидроагрегат
  • ГРАРМ — групповой регулятор активной и реактивной мощности
  • ГЭС — гидроэлектростанция
  • ЛЭП — линия электропередачи
  • МНА — магистральный насосный агрегат
  • ОДУ — оперативно-диспетчерское управление
  • ОРГРЭС — инжиниринговая компания, работающая в электроэнергетике и ряде других отраслей (филиал ОАО «Инженерный центр ЕЭС» — «Фирма ОРГРЭС»)
  • ОРУ — открытое распределительное устройство
  • ОЭС — объединенная энергосистема
  • ПТЭЭСиСРФ — Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации, утвержденные приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 19 июня 2003 г. № 229
  • РК — рабочее колесо
  • СМГТС — служба мониторинга гидротехнических сооружений
  • СТК -статический тиристорный компенсатор
  • СШГЭР — ОАО «Саяно-Шушенский Гидроэнергоремонт» (до июля 2009 г. ЗАО «Гидроэнергоремонт»)
  • СШГЭС — Саяно-Шушенская ГЭС имени П. С. Непорожнего
  • ТП — турбинный подшипник
  • ЦДУ — центральное диспетчерское управление (диспетчерский узел)
  • ЦКТИ — Центральный научно-исследовательский и проектно-конструкторский котлотурбинный институт имени И. И. Ползунова
  • ЦПУ — центральный пульт управления
  • ЭГР — электрогидравлический регулятор

Глава 1. Цели, задачи и принципы деятельности парламентской комиссии[править]

Парламентская комиссия по расследованию обстоятельств, связанных с возникновением чрезвычайной ситуации техногенного характера на Саяно-Шушенской ГЭС 17 августа 2009 года (далее — Комиссия), образована в сентябре 2009 года Постановлением Государственной Думы Федерального Собрания Российской Федерации от 16 сентября 2009 года № 2508-5 ГД и Постановлением Совета Федерации Федерального Собрания Российской Федерации от 21 сентября 2009 года № 324-СФ в соответствии с Федеральным законом Российской Федерации от 27 декабря 2005 года № 196-ФЗ «О парламентском расследовании Федерального Собрания Российской Федерации».

В состав Комиссии на паритетных началах вошли шестнадцать представителей Федерального Собрания Российской Федерации.

1.1. Состав Комиссии[править]

Сопредседатели:

  • Глухих Виктор Константинович — заместитель председателя Комиссии Совета Федерации по естественным монополиям;
  • Пехтин Владимир Алексеевич — член Комитета Государственной Думы по бюджету и налогам.

Секретарь:

  • Липатов Юрий Александрович — председатель Комитета Государственной Думы по энергетике.

Члены Комиссии:

  • Бабаков Александр Михайлович — Заместитель Председателя Государственной Думы;
  • Бурков Александр Леонидович — член Комитета Государственной Думы по транспорту;
  • Журко Василий Васильевич — член Комитета Государственной Думы по природным ресурсам, природопользованию и экологии;
  • Левченко Сергей Георгиевич — член Комитета Государственной Думы по энергетике;
  • Маслюков Юрий Дмитриевич  — председатель Комитета Государственной Думы по промышленности;
  • Межевич Валентин Ефимович — первый заместитель председателя Комиссии Совета Федерации по естественным монополиям;
  • Орлов Виктор Петрович — председатель Комитета Совета Федерации по природным ресурсам и охране окружающей среды;
  • Петренко Валентина Александровна — председатель Комитета Совета Федерации по социальной политике и здравоохранению;
  • Рыжков Николай Иванович — председатель Комиссии Совета Федерации по естественным монополиям;
  • Семенов Владимир Владиславович — член Комитета Государственной Думы по экономической политике и предпринимательству;
  • Серебренников Евгений Александрович — первый заместитель председателя Комитета Совета Федерации по обороне и безопасности;
  • Толкачев Олег Михайлович — председатель Комиссии Совета Федерации по жилищно-коммунальному хозяйству;
  • Шатиров Сергей Владимирович — первый заместитель председателя Комитета Совета Федерации по промышленной политике.

1.2. Цели парламентского расследования[править]

Комиссия руководствовалась в своей деятельности Конституцией Российской Федерации, Федеральным законом от 27 декабря 2005 года № 196-ФЗ «О парламентском расследовании Федерального Собрания Российской Федерации» и иными нормативно-правовыми актами.

Комиссией определены цели парламентского расследования:

  • осуществление в пределах своих полномочий деятельности, направленной на выявление причин и условий возникновения фактов и обстоятельств, повлекших за собой возникновение чрезвычайной ситуации техногенного характера на Саяно-Шушенской ГЭС 17 августа 2009 года;
  • анализ действий организаций и должностных лиц;
  • выработка рекомендаций и подготовка предложений по снижению рисков и недопущению подобного рода ситуаций.

Комиссией для выполнения поставленных целей были реализованы следующие задачи:

  • определены основные направления парламентского расследования;
  • проведено 8 заседаний Комиссии;
  • образованы две рабочие группы (в рамках деятельности которых осуществлен выезд на место трагедии — п. Черемушки (г. Саяногорск), а также на ряд предприятий по изготовлению гидрооборудования (г. Санкт-Петербург) — всего 4 рабочих поездки;
  • привлечены в установленном порядке для участия в работе Комиссии представители федеральных органов исполнительной власти, органов исполнительной власти Республики Хакасия, разработчики проекта Саяно-Шушенской ГЭС и изготовители оборудования, а также представители научных, общественных и иных организаций;
  • проведен анализ действий должностных лиц, связанных с возникновением аварии на Саяно-Шушенской ГЭС 17 августа 2009 года;
  • осуществлен анализ технической составляющей аварии техногенного характера на Саяно-Шушенской ГЭС 17 августа 2009 года;
  • осуществлена оценка законодательства Российской Федерации в вопросах обеспечения ответственности за безопасность особо опасных объектов при их проектировании, строительстве, эксплуатации и ликвидации на территории Российской Федерации;
  • подготовлены предложения и рекомендации по недопущению подобного рода ситуаций.

1.3. Принципы деятельности парламентского расследования[править]

Парламентское расследование проводилось на основе принципов:

  • соблюдения Конституции Российской Федерации и законности;
  • уважения и соблюдения прав и свобод человека и гражданина;
  • уважения чести и достоинства личности;
  • равенства граждан перед законом;
  • коллегиальности, объективности и гласности.

Парламентское расследование не подменяло собой дознание, предварительное следствие и судопроизводство.

Глава 2. История проектирования, строительства, эксплуатации Саяно-Шушенской ГЭС и водохранилища до 17 августа 2009 года[править]

2.1. Общее описание Саяно-Шушенской ГЭС. Основные технико-экономические показатели[править]

Саяно-Шушенский гидроэнергетический комплекс расположен на реке Енисей на юго-востоке республики Хакасия в Саянском каньоне у выхода реки в Минусинскую котловину.

Река Енисей начинается после слияния Большого и Малого Енисея и, протекая с юга на север, впадает в Енисейский залив Карского моря. Длина реки от слияния Большого и Малого Енисея — 3487 км, падение — 613 м, площадь водосбора — 2 580 км², среднемноголетний сток — 610 км³. Благодаря высокой водности Енисея, высоким напорам, созданным плотинами, и большой емкости водохранилищ.

Климат в районе плотины — резко континентальный: максимальная температура плюс 40 °C, минимальная — минус 44 °C. Продолжительность безморозного периода — 128 дней. Место расположения — узкая долина с крутыми берегами, возвышающимися над уровнем воды на 800—900 м, имеет ширину на уровне поймы 360 м, а на отметке гребня плотины — 900 м. Створ сложен кристаллическими метаморфическими трещиноватыми сланцами.

Комплекс включает в себя Саяно-Шушенскую ГЭС и расположенный ниже по течению контррегулирующий Майнский гидроузел.

Саяно-Шушенская гидроэлектростанция расположена в п. Черемушки, в 32 км от г. Саяногорск.

Генеральным проектировщиком Саяно-Шушенской ГЭС являлся институт «Ленгидропроект» (г. Санкт-Петербург); главным инженером проекта — А. И. Ефименко. Строительство гидроузла осуществляла строительная организация '«Красноярскэнергострой». Основное энергетическое оборудование изготовлено Ленинградским металлическим заводом и заводом «Электросила».

Сроки строительства:

Начало строительства — 1968 год, окончание строительства — 1988 год; начало строительства нового берегового водосброса — 2005 год, планируемый срок окончания — 2010 год.

В настоящее время «Саяно-Шушенская ГЭС имени П. С. Непорожнего» является филиалом ОАО «РусГидро». Директор филиала на момент аварии 17 августа 2009 года — Неволько Николай Иванович.

ГЭС присвоено имя крупнейшего энергетика страны, видного учёного, доктора технических наук П. С. Непорожнего, возглавлявшего Министерство энергетики и электрификации СССР (1962—1985 гг.), вдохновителя и организатора большой программы строительства гидроэлектростанций в стране.

Саяно-Шушенская ГЭС — верхняя в каскаде енисейских гидроэлектростанций, одна из крупнейших в мире: установленная мощность — 6,4 млн кВт, расчетный напор — 194 м, максимальный статический напор на плотину — 220 м; среднегодовая выработка — 23,5 млрд кВт·ч электроэнергии, что равно выработке сразу нескольких ГЭС Волжского каскада.

Саяно-Шушенская ГЭС является самой мощной электростанцией в России и крупнейшим источником покрытия пиковых перепадов мощности в Единой энергосистеме России и Сибири. До событий 17 августа 2009 года ГЭС производила 15 процентов энергии, вырабатываемой на российских гидроэлектростанциях, и 2 процента общего объема электроэнергии.

В состав сооружений Саяно-Шушенской ГЭС входят бетонная арочно-гравитационная плотина, здание ГЭС приплотинного типа и строящийся береговой водосброс.

Создание плотины такого типа в условиях широкого створа Енисея и сурового климата Сибири не имело аналогов в мире.

Гигантское бетонное сооружение — плотина высотой 245 м и длиной по гребню 1066 м, с шириной по основанию 110 м и по гребню — 25 м, перекрывает Енисей, подняв его уровень на 220 метров.

Плотина имеет форму арки, упираясь своими крыльями в две горы, образующие Карловский створ.

Устойчивость плотины под напором воды (около 30 млн тонн) обеспечивается не только собственным весом (60 %), но и упором в берега (40 %). Плотина врезана в здоровую скалу левого и правого берегов соответственно на глубину 15 м и 10 м. Сопряжение плотины с основанием в русле произведено врезкой до прочной скалы на глубину до 5 м. Плотина очерчена по напорной грани радиусом 600 м.

Арочно-гравитационная плотина состоит из водосбросной, станционной и глухих береговых частей. Гашение энергии сбросного потока осуществляется в водобойном колодце.

Арочно-гравитационная плотина включает в себя левобережную глухую часть длиной 246,1 м, станционную часть длиной 331,8 м, водосбросную часть длиной 189,6 м и правобережную глухую часть длиной 298,5 м.

В теле плотины вдоль верховой грани устроены продольные галереи, используемые для наблюдения за состоянием плотины, размещения контрольно-измерительной аппаратуры, сбора и отвода дренажных вод, выполнения цементационных и ремонтных работ. Всего в плотине размещены по высоте 10 галерей.

Водосбросная часть плотины расположена у правого берега, состоит из 12 секций. Водосброс имеет 11 заглубленных пролетов шириной по 5 м. Сечение водоводов на входе — 6x8 м, на выходе — 7x5 м. Водоводы оборудованы основными и ремонтными затворами. Четырехметровые носки-трамплины завершают водосбросы, на сходе с них скорость воды достигает 55 м/сек. Пропускная способность водосброса плотины — 13 600 м³/сек.

Энергия холостых сбросов гасится в водобойном колодце. В колодце поток теряет значительную часть своей энергии. За водобойной стенкой скорость потока — 6 м/сек. Для осушения водобойного колодца в раздельном устое размещена насосная станция. Производительность каждого из трех установленных насосов 1200 м³/час. Время осушения колодца — 55 часов.

В левобережной части русла реки располагается станционная часть плотины, состоящая из 21 секции. Со стороны нижнего бьефа к ней примыкает здание ГЭС, зона примыкания завершается трансформаторной площадкой.

Машинный зал длиной 287,97 м и шириной 36 м, монтажная площадка длиной 40,04 м. Расстояние между осями агрегатов 23,7 м. Машинный зал Саяно-Шушенской ГЭС построен на базе пространственной перекрестно-стержневой конструкции, состоящей из унифицированных металлических элементов системы Московского Архитектурного института (МАРХИ). Такая конструкция была впервые применена в практике строительства гидростанций.

При проектировании не учитывались нагрузки, связанные с действием гидравлических процессов при работе водосбросов и агрегатов, поэтому из-за повышенной вибрации раз в три года (после каждого холостого водосброса) производится обследование тысячи узлов конструкции с измерением зазоров в стыковочных узлах.

Саяно-Шушенская ГЭС имеет в составе 10 гидроагрегатов мощностью 640 МВт каждый.

Глухие береговые части плотины осуществляют сопряжение плотины с берегами.

Плотина ГЭС образует крупное Саяно-Шушенское водохранилище полным объемом 31,34 км³ (полезный объём составляет 15,34 км³) и площадью 621 км². При этом длина водохранилища составляет 312 км, ширина — до 10 км, глубина — до 113 м.

Вода водохранилища отличается высоким качеством, что позволило организовать в нижнем бьефе ГЭС рыбоводные хозяйства, специализирующиеся на выращивании форели. При создании водохранилища было затоплено 35,6 тысяч га сельхозугодий и перенесено 2717 строений. В районе водохранилища расположен Саяно-Шушенский биосферный заповедник.

В ходе регулирования энергосистемы расход воды Саяно-Шушенской ГЭС варьируется, порождая значительные колебания уровня Енисея, которые, в свою очередь, негативно отражаются на судоходстве и ведении хозяйственной деятельности в долине ниже по течению. Для устранения этого негативного эффекта в 21,5 км севернее от Саяно-Шушенской ГЭС была построена низконапорная Майнская ГЭС мощностью не более 321 МВт, сглаживающая при помощи своей плотины побочные эффекты работы большой ГЭС, осуществляя так называемое контррегулирование.

За прошедшие годы Саяно-Шушенская ГЭС за счет малой себестоимости произведенной электроэнергии полностью окупила свое строительство. В 2006 г., срабатывая переполненное очередным паводком водохранилище, станция выдала в сеть 26,8 млрд кВт·ч электроэнергии, поставив тем самым рекорд. В полноводные годы в связи с ограниченной пропускной способностью ЛЭП ГЭС вынуждена сбрасывать часть воды мимо турбин, что приводит к недовыработке 1,6-2 млрд кВт·ч.

При строительстве Саяно-Шушенского гидроузла выполнено 11,5 млн м³ земельно-скальных работ и уложено 9,7 млн м³ бетона и железобетона.

Сметная стоимость строительства в ценах 1969 года составила 1243,6 млн руб., из них на строительство гидротехнических сооружений было выделено 1168,2 млн руб.

Капиталовложения в энергетику составили 1009 млн руб.

Удельные капиталовложения

  • на 1 уст. кВт — 161 руб.,
  • на 1 кВт·ч — 4,4 коп.

Себестоимость 1 кВт·ч электроэнергии в 2001 г. Саяно-Шушенской и Майнской ГЭС составила 1,62 коп.

Основными региональными потребителями электроэнергии ГЭС являются Саяногорский алюминиевый завод (Русал), Хакасский алюминиевый завод, Красноярский алюминиевый завод, Новокузнецкий алюминиевый завод, Кузнецкий ферросплавный завод.

Показатели деятельности Саяно-Шушенской ГЭС

Таблица 1

Выработано электроэнергии за год, млн. кВт·ч
2006 2007 2008 на 15.08.2009
26 817,7 20 764,53 19 983,90 16 772,0

2.2. Строительство Саяно-Шушенской ГЭС и Саяно-Шушенского водохранилища[править]

В конце декабря 1960 года специалисты отдела перспективного проектирования института «Ленгидроэнергопроект» под руководством Г. А. Претро закончили эскизное проектирование Саянской ГЭС.

В июле 1962 года Государственная комиссия, возглавляемая известным гидротехником, академиком А. А. Беляковым, по материалам изысканий из трех рассматриваемых вариантов створов утвердила окончательный вариант — Карловский створ.

Из возможных конструкций плотин предпочтение было отдано арочно-гравитационной, как наиболее отвечающей топографическим и инженерно-геологическим условиям створа. Проектное задание разрабатывалось под руководством главного инженера проекта Г. А. Претро. Начальником отдела и главным инженером проектов был назначен Я. Б. Марголин (1965 г.). Начатые при нем разработки технического проекта были продолжены Л. К. Доманским (1968-72 гг.) и А. И. Ефименко (1972-91 гг.).

12 сентября 1968 года начаты работы по сооружению фундамента плотины.

В октябре 1969 года образовано управление основных сооружений для строительства бетонной плотины Саяно-Шушенской ГЭС.

В 1970 году силами инженеров енисейского отдела «Ленгидропроекта» была закончена разработка технического проекта основных сооружений ГЭС. Первый кубометр бетона в основные сооружения ГЭС был уложен в октябре этого же года.

В 1971 году Коллегия Минэнерго СССР согласовала с Госпланом доводы «Гидропроекта» о необходимости одновременного строительства с Саяно-Шушенской ГЭС контррегулирующего Майнского гидроузла. В декабре 1972 года был уложен первый кубометр гидротехнического бетона в плотину Саяно-Шушенской ГЭС.

11 октября 1975 года в Карловском створе после ввода в действие донных водотоков в основании будущей плотины русло Енисея было полностью перекрыто. К концу года была завершена проходка 1149 метрового туннеля к левобережной врезке плотины Саяно-Шушенской ГЭС.

Постановлением Совета Министров РСФСР № 179 от 17 марта 1976 г. был образован государственный заповедник «Саяно-Шушенский», который раскинулся на территории правобережья выше плотины. Заповедник расположен в Красноярском крае на площади 390368 га и входит в международную систему биосферных резерватов ЮНЕСКО.

В декабре 1978 года осуществлен пуск первого гидроагрегата Саяно-Шушенской ГЭС.

Строительство Саяно-Шушенской ГЭС велось с поэтапным освоением.

Каждая из десяти турбин ГЭС, снабженная рабочим колесом из нержавеющей кавитационностойкой стали 6,77 метров в диаметре и весом 156 тонн, способна развивать мощность 650 000 кВт при расчетном напоре 194 метров. Первые два генератора Саяно-Шушенской ГЭС были введены в эксплуатацию с временными рабочими колесами гидротурбин, способными работать на низких напорах. Это позволило уже при частичном напоре, начиная с 60 метров, вырабатывать электроэнергию.

Для обеспечения пуска первого гидроагрегата в назначенный срок было спешно начато наполнение водохранилища. В нижний бьеф сбрасывался лишь санитарный пропуск. При этом не была предусмотрена возможность сброса воды из водохранилища на случай каких-либо непредвиденных обстоятельств.

На полную проектную мощность Саяно-Шушенская ГЭС вышла только 25 декабря 1985 года, когда был запущен десятый гидроагрегат. После ряда доделок, в 1988 году станция была принята в постоянную эксплуатацию.

Юридически Саяно-Шушенская ГЭС как гидроэнергетический комплекс была принята в эксплуатацию в 2000 г. на основании Приказа РАО «ЕЭС России» от 13.12.2000 г. № 690 «Об утверждении Акта приемки в эксплуатацию Саяно-Шушенского гидроэнергетического комплекса».

Более детальное рассмотрение вопроса требует упоминания следующих фактов.

При советской власти, согласно Постановлению Совмина № 105 от 23.01.1981 «О приеме в эксплуатацию законченных строительством объектов» (далее — Постановление Совмина № 105), объекты, законченные строительством, предъявлялись к приемке государственным приемочным комиссиям. При этом приемка в эксплуатацию последнего пускового комплекса производилась одновременно с приемкой объекта в целом (пункт 6 указанного Постановления). Приемка в эксплуатацию законченных строительством объектов государственными приемочными комиссиями оформлялась специальными актами, подписываемыми председателем и всеми членами комиссии.

Последний пусковой комплекс СШГЭС — пусковой комплекс гидроагрегата № 10, вводился в эксплуатацию в декабре 1985 г. Указанный гидроагрегат был принят в эксплуатацию государственной приемочной комиссией 25.12.1985 г., акт приемки гидроагрегата № 10 был утвержден Министром энергетики СССР Майорцем А. И. 29.12.1985 г. Одновременно акт о приемке СШГЭС в эксплуатацию в целом не был утвержден Министерством энергетики. Вместе с тем, начиная с 1985 года, Минэнерго СССР включало СШГЭС в энергобаланс ЕЭС страны и эксплуатировало ее гидроагрегаты в соответствии с проектной мощностью.

Постановление Совмина № 105, а в дальнейшем и СНиП 3.01.04-87, утвержденные Постановлением государственного строительного комитета СССР от 21.04.1987 № 84, регламентировали порядок ввода в эксплуатацию законченных строительством объектов вплоть до вступления в действие Градостроительного кодекса Российской Федерации от 29.12.2004 № 190-ФЗ.

Следует отметить, что в период с 1985 по 2000 г.г. СШГЭС неоднократно проверялась контрольными и надзорными органами.

В дальнейшем, в период 2001—2009 гг., СШГЭС также неоднократно проверялась государственными контрольными и надзорными органами, в том числе на предмет соблюдения требований законодательства о промышленной безопасности, безопасности гидротехнических сооружений, своевременного выполнения всех необходимых мероприятий по обеспечению безопасного функционирования гидроэлектростанции. Фактов существенных нарушений нормативно-технических требований по безопасной эксплуатации гидроагрегатов СШГЭС указанными органами выявлено не было.

В 1993 году зарегистрировано акционерное общество открытого типа «Саяно-Шушенская ГЭС» с уставным капиталом 676 206 511 тыс. рублей и 3095 акционерами.

В 2005 году ОАО «Саяно-Шушенская ГЭС» вошло в состав ОАО «ГидроОГК».

2.3. Эксплуатация Саяно-Шушенской ГЭС. Аварийные ситуации[править]

23 мая 1979 года катастрофический паводок послужил причиной аварии, повлекшей за собой аварийный сброс воды через недостроенные водосбросы плотины; сильнейшим образом пострадало здание ГЭС, где во временном режиме работал один гидроагрегат (гидроагрегат был залит), смыт грузоподъемный кран и другое оборудование.

В ходе восстановительных работ, был сооружен бетонный барьер вокруг гидрогенератора, произведена герметизация ограждающих конструкций. Только через 112 дней после высвобождения гидрогенератора из воды, 20 сентября 1979 года, он был включен в сеть.

В 1985 году во время мощного половодья произошло разрушение 80 % площади дна водобойного колодца. Были полностью разрушены плиты крепления (толщиной более 2 м), бетонная подготовка под ними и скалы ниже подошвы на глубину до 7 м. Анкера диаметром 50 мм были разорваны с характерными следами наступления предела текучести металла. Были проведены работы по реконструкции водобойного колодца (1991 г.).

В 1988 году паводок привёл к разрушению отремонтированного колодца. Было принято решение об эксплуатации ГЭС в щадящем режиме на пониженной отметке максимального напора воды — не более 240 метров вместо проектных 245. Кроме того, было принято решение построить дополнительный водосброс для уменьшения воздействия потока на конструкцию колодца.

В 1993 году, во время текущего ремонта гидроагрегата № 10, на его рабочем колесе обнаружены множественные сквозные трещины на ободе и лопастях и значительного размера кавитационные явления. Для расследования причин, разработки технологии и участия в процессе устранения разрушения рабочего колеса были вызваны специалисты завода-изготовителя «Ленинградский металлический завод».

В марте 1994 года измерительные приборы плотины Саяно-Шушенской ГЭС зарегистрировали землетрясение, происшедшее в результате движения земной коры во время взрывов на Изыхском угольном разрезе. Результаты исследований раздельного устоя Саяно-Шушенской ГЭС, которые провели ученые Всероссийского научно-исследовательского института имени Б. Е. Веденееева, подтвердили надежность состояния устоя.

Одной из главных проблем строительства было обнаружение увеличивающейся фильтрации тела плотины.

В мае 1996 года в основании плотины и береговых примыканий Саяно-Шушенской ГЭС фильтрационные расходы достигли 549 м/сек против 190 м/сек по проекту. Попытки снизить фильтрационные расходы в основании путем его цементации в 1989, 1992, 1993 и 1996 годах оказались неэффективными.

В 1996 году специалисты фирмы «Солетанш Баши» успешно выполнили ремонт разуплотненной зоны бетона с использованием специальных полимерных материалов и нетрадиционных технологий. Положительный эффект по снижению водопроявлений в бетоне плотины выразился в снижении фильтрационного расхода с 485 м/сек до 5,2 м/сек.

24 октября 1997 года наполнение водохранилища Саяно-Шушенской ГЭС поднято до отметки 539 м. 29 и 31 октября того же года проведены испытания в водобойном колодце. Нарушений основания водобойного колодца не обнаружено.

17 августа 2009 года на Саяно-Шушенской ГЭС произошла крупнейшая авария с человеческими жертвами. В результате аварии был разрушен и затоплен водой машинный зал гидроэлектростанции. Начаты восстановительные работы.

Глава 3. Обстоятельства, причины возникновения и развития чрезвычайной ситуации техногенного характера[править]

При выявлении обстоятельств и причин аварии на Саяно-Шушенской ГЭС следует отдельно проанализировать причины разрушения второго гидроагрегата станции, непосредственно процесс разрушения гидроагрегата и обстоятельства, способствовавшие развитию аварии, повлекшей многочисленные разрушения и человеческие жертвы.

3.1. Хронология аварии и режим энергоснабжения в зоне действия аварии[править]

Время возникновения аварийной ситуации — 4 ч. 13 мин. (время московское).

Режим работы станции на момент возникновения аварийной ситуации:

В работе находились 9 агрегатов станции. Гидроагрегат № 6 находился в резерве.

Суммарная активная мощность работающих агрегатов — 4400 MBт, уровень верхнего бьефа — 537,11 м.

В 4 ч. 13 мин персонал, находившийся в машином зале, услышал громкий хлопок в районе гидроагрегата № 2 и увидел выброс столба воды.

На Центральном пульте управления сработала светозвуковая сигнализация, пропали оперативная связь, питание освещения, автоматики, сигнализации, защит и приборов.

Через окно ЦПУ обнаружилось, что по автодороге, идущей от здания из машзала идет поток воды высотой около метра, а несколько пролётов здания машзала разрушено.

Произошел сброс нагрузки до 0 MBт с полной потерей собственных нужд СШГЭС и затоплением здания машинного зала.

В 5 ч. 20 мин. с гребня плотины вручную были закрыты технологические затворы на все гидроагрегаты и прекращен доступ воды в машзал с верхнего бьефа. Машзал находится в затопленном состоянии с нижнего бьефа плотины. Осушение машзала задерживается из-за невозможности закрытия затворов за турбинами по причине разрушения строительных конструкций.

В 7 ч. 32 мин. было подано напряжение от постороннего источника на козловой кран гребня плотины и в 7 ч. 50 мин. начато открытие затворов водосливной плотины.

Баланс притока и сброса воды был восстановлен в 9 ч. 07 мин. Отметка верхнего бьефа на этот момент составляла 537,16 м. В период восстановления баланса санитарные попуски в реке осуществлялся Майнской ГЭС.

В результате предварительного внешнего осмотра обнаружено, что гидроагрегаты № 2, 7, 9 разрушены, серьезные повреждения получили 1, 3 турбогенераторы.

В 4 ч. 13 мин. отключились все отходящие ВЛ 500 кВ от Саяно-Шушенской ГЭС, а также ВЛ 500 кВ «Алюминиевая», с погашением подстанции «Означенное» и алюминиевых заводов: Саянского алюминиевого завода — 1040 МВт, Хакасского алюминиевого завода — 480 МВт.

В результате повреждения на электростанции её нагрузка снизилась с 4170 МВт до нуля, с потерей собственных нужд и диспетчерской связи. Частота в ЭС снизилась до 49,89 Гц без нарушения требований действующих нормативных документов. Действием противоаварийной автоматики были отключены потребители в Кузбасской энергосистеме — 540 МВт, в Красноярской энергосистеме — 440 МВт. В 4 ч. 20 мин., через 7 минут, потребовавшихся для проведения экспресс-анализа, диспетчер ОДУ Сибири дал команду на загрузку Красноярской ГЭС, Братской ГЭС, а также тепловых электростанций ОДУ «Сибири» до максимально возможной мощности.

Для увеличения передаваемой мощности из европейской части ЕС, начиная с 4 ч. 31 мин. диспетчером ЦДУ, то есть через 11 минут, отданы команды диспетчеру диспетчерского центра Казахстана на включение ВЛ 500 кВ Экибастуз, ЦГПП, Целиноград. Также были отданы команды на загрузку элекстростанций в ЕС Казахстана на 300 МВт. Линия Экибастуз, ЦГПП находилась в плановом ремонте.

Для восстановления баланса мощности ЭС Сибири и максимального использования мощности Иркутских ГЭС, начиная с в 4 ч. 31 мин., диспетчер ОДУ Сибири принял решение и дал соответствующую команду на включение в работу ВЛ 500 кВ, которая находилась в плановом ремонте и разворот из холодного резерва генерирующего оборудование тепловых электростанций на величину 4729 МВт.

Были отданы команды следующим электростанциям на подъём мощности: Берёзовская ГРЭС, Беловская ГРЭС, Новосибирская ТЭЦ-5, Томусинская ГРЭС, Красноярская ГРЭС-2, Назаровская ГРЭС, Новосибирская ТЭЦ-3, Омская ТЭЦ-3, Омская ТЭЦ-4, Омская ТЭЦ-5, Новокемеровская ТЭЦ, Кемеровская ГРЭС, ТЭЦ Сибирского химкомбината, Томская ГРЭС, Красноярская ТЭЦ-1, Красноярская ТЭЦ-2, Минусинская ТЭЦ, Бийская ТЭЦ, Абаканская ТЭЦ. Оборудование находилось в холодном резерве, суммарная мощность принятых решений по подъёму мощности — 4729 МВт. В 7 ч. 04 мин. было принято решение о восстановлении возможности подачи напряжения на алюминиевые заводы; диспетчер ОДУ Сибири дал команду на ввод графиков временного ограничения потребителей Сибири суммарным объёмом — 809 МВт, что позволило к 11 ч. 00 мин. полностью восстановить нагрузку Хакасского алюминиевого завода, а к 16 ч. 30 мин дать возможность принять в полном объеме нагрузку Саянскому алюминиевому заводу. Нарушения технологии не было. В 16 ч. 11 мин. включена линия 500 кВ. В 16 ч. 30 мин. включена линия 500 кВ Экибастуз, ЦГПП Казахстан.

Включение генерирующего оборудования из холодного резерва происходило по следующему графику: в 16ч. 30 мин. — 1400 МВт, в 19 ч. 00 мин.- 1900 МВт, в 23 ч. 00 мин. — 3000 МВт. На 7 ч. 00 мин. следующего дня — 3822 МВт. Резерв был восстановлен.

Период с момента аварии на Саяно-Шушенской ГЭС до момента выполнения соответствующих мероприятий в ЭС Сибири характеризуется наличием проблемных ситуаций, связанных с трудностями режимного и электротехнического характера.

Радикально изменился баланс активной мощности в ЭС Сибири, что вызвало значительное увеличение выработки тепловых электрических станций в Сибири и в южной части Урала, а также изменение режимов работы ГЭС в восточной части ЭС Сибири.

3.2. Причины разрушения второго гидроагрегата СШ ГЭС[править]

Особенности конструкции гидротурбин РО230/833-В-677.
  • Срок эксплуатации гидротурбин — 30 лет (формуляр 2244 000 ФО Ленинградского металлического завода).
  • Срок эксплуатации гидрогенератора — 40 лет (ГОСТ 5616 — 89).

Рис.1. Турбинная установка с радиально-осевой турбиной Саяно-Шушенской ГЭС: а) водоприёмник; б) рабочее колесо; в) сороудерживающая решетка; г) здание ГЭС с водоводом, спиральной камерой, агрегатом и отсасывающей трубой.

Турбинная установка состоит из водоприёмника оборудованного сороудерживающей решеткой (2) и трубой впуска воздуха (1). Турбинный водовод (6) имеет перед входом пазы для установки ремонтных затворов (3). Для защиты турбины в случае отказа направляющего аппарата имеются специальные пазы, где установлены быстропадающие затворы (4) (аварийные), которые опускаются от действия автоматических устройств, контролирующих недопустимое повышение частоты вращения агрегата. Быстропадающий затвор приводится в действие гидроподъемником (5). Для ремонта всего гидромеханического оборудования водоприемников предусмотрены специальные козловые краны (7).

Рабочее колесо турбины располагается в камере (8) и состоит из трех жестко связанных частей — обода (9), ступицы (10), между которыми располагаются лопасти (9) сложной пространственной формы.

Вертикальная радиально-осевая гидравлическая турбина РО230/833-В-677 гидроагрегата (далее ГА) № 2 изготовлена производственным объединением турбостроения «Ленинградский Металлический завод» (ПО «ЛМЗ») в соответствии с ТУ108-651-77, внесенными в реестр государственной регистрации за № 1656207 от 23.02.1977, и запущена в штатную эксплуатацию в 1979 году.

Согласно выполненному в июне 1988 года техническому отчету «Натурные испытания турбин Саяно-Шушенской ГЭС со штатными рабочими колесами» № 1008, том 1, утвержденному главным инженером производственного объединения турбостроения «Ленинградский Металлический завод» В. К. Глухих, были определены заводские эксплуатационные характеристики гидроагрегата с указанием не рекомендуемых зон работы 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».

Согласно натурным исследованиям завода-изготовителя «зона II — под РК (рабочим колесом) имеет место мощный центральный жгут с частотой вращения 0,4 — 0,8 Гц. Эта частота является определяющей частотой вертикальных вибраций корпуса турбинного подшипника (ТП), осевого усилия и пульсаций давления во всех точках проточного тракта турбины (кроме пульсаций под крышкой турбины, где наряду со жгутовой частотой, определяющими являются также частоты 4,76 и 200—300 Гц). Определяющей частотой радиальных вибраций корпуса ТП и биения вала является оборотная частота. Работа турбины сопровождается сильными гидравлическими ударами в проточной части и значительными шумами.

Размахи пульсаций давления в спиральной камере и отсасывающей трубе достигают 15-22 м водяного столба, а под крышкой турбины — 36 м водяного столба вертикальных вибраций ТП — 230 мкм. Несколько возрастают (до 100—120 мкм) радиальные вибрации ТП и биение вала (до 0,6-0,7 мм). Воздух с шумом засасывается под РК через штатный клапан на торце вала. Но его влияния на амплитудные и частотные характеристики динамических процессов при испытаниях до напора 190 м не замечено. Испытания при напоре 194 м показали, что при впуске воздуха под РК исчезают гидравлические удары в проточной части, уменьшается шум, а уровень динамических процессов, хотя несколько снижается, но остается недопустимо высоким».


Рис.2. Эксплутационная характеристика гидроагрегата с турбиной Р0230/833-В-677 [1]


Участие в регулировании мощности и частоты.

17.08.2009 г. напор станции составлял 212 метров. По эксплуатационной характеристике диапазон регулирования в зоне 1 был от 0 до 265 МВт, а в зоне 3 от 570 до 640 МВт. Зона 2, где эксплуатация не рекомендуется, имела границы от 265 МВт до 570 МВт и составляла 305 МВт. Таким образом, регулировочный диапазон агрегатов, находящихся в 3 зоне, при напоре 212 метров был значительно меньше регулировочного диапазона в 1 зоне.

Организация контроля и оценки технического состояния оборудования.

Организация контроля и оценки технического состояния оборудования осуществляется согласно СТО 17330282.27.140.001-2006 «Методики оценки технического состояния основного оборудования гидроэлектростанций»; утверждена и введена в действие Приказом РАО ЕЭС России от 13.05.2006 г. № 490. В 2008 году в ОАО «РусГидро» издан приказ "О присоединении к стандартам ОАО РАО «ЕЭС России» № 752/1п-213 от 24.11.2008 г.

Согласно «Методике оценки технического состояния основного оборудования гидроэлектростанций» в разделе 8.5 «Крышка гидротурбины» п.8.5.3 сказано: «При постоянном контроле состояния крышки гидротурбины во время работы гидроагрегата фиксируют визуально и измеряют при помощи штатных и переносных измерительных средств состояние крепежа, закладных и крепежных элементов».

По результатам комплексных исследований элементов крепления крышки турбины, проведенных ОАО НПО «ЦНИИТМАШ», обнаружены многочисленные дефекты в виде усталостных трещин на поверхности резьбовых канавок шпилек. Обнаруженные трещиноподобные дефекты характеризуются как недопустимые, поскольку являются очагами развития разрушения шпилек, снижают прочность и несущую способность этих деталей, а также, конструкции разъемного соединения в целом.

Вместе с тем, Инструкция по эксплуатации гидрооборудования СШГЭС («Инструкция по эксплуатации гидроагрегатов Саяно — Шушенской ГЭС», утверждена главным инженером филиала ОАО «РусГидро» — «Саяно — Шушенская ГЭС имени П. С. Непорожнего» 18.05.2009 г.) предусматривает постоянный контроль технического состояния оборудования оперативно-ремонтным персоналом. Данный контроль, по мнению Комиссии, не был организован должным образом.

В соответствии с Инструкцией по эксплуатации гидроагрегатов Саяно-Шушенской ГЭС, требования по контролю вибрации регламентированы п. 2.3.5., согласно которому гидроагрегат должен быть разгружен или остановлен в срок, определяемый главным инженером гидроэлектростанции при внезапном увеличении вибрации крышки турбины и верхней крестовины агрегата более 0,16 мм, боя вала более 0,5 мм, вала надставки более 0,55 мм.

По результатам вибрационных испытаний гидроагрегата № 2 от 12-16.03.2009 г., следует, что агрегат эксплуатировался длительное время при размахе горизонтальной вибрации близкой к предельной, согласно п.3.3.12 ПТЭЭС и СРФ.

По данным анализа архивов АСУ ТП, проведенного в период с 21.04.2009 г. до 17.08.2009 г., наблюдался относительный рост вибрации турбинного подшипника ГА-2 примерно в 4 раза, что отражено графически (Рис.3).

За последние 13 мин. работы второго гидроагрегата амплитуда вибрации подшипника крышки турбины ГА-2 с 08 ч. 00 мин. до 08 ч. 13 мин.(местн.вр.) увеличилась на 240 мкм (с 600 до 840 мкм при максимальном значении до 160 мкм, соответствующему в целом параметрам вибрации остальных гидроагрегатов СМГЭС) на фоне снижения мощности с 600МВт до 475МВт [1]

В этой ситуации с целью обеспечения безопасной эксплуатации главный инженер СШГЭС (находившийся на станции с 06.35 (местн. вр.) 17.08.2009 г.) должен был принять решение об остановке ГА-2 и исследовании причин вибрации. Вместо этого ГА-2 оставался приоритетным в ГРАРМ при регулировании мощности.


Рис. 3 ГА-2 находился под управлением ГРАРМ и был определен персоналом станции приоритетным при исчерпании диапазонов регулирования.

Согласно графикам изменения плановой и внеплановой мощности плановая мощность станции в день до аварии изменялась 12 раз. В день аварии она уменьшалась в период с 00 ч.00 мин. до 2 ч. 30 мин. (с 4415 МВт до 2800 МВт), а с 4 ч. 12 мин. до 7 ч. 05 мин. (местн. вр.) преимущественно увеличивалась (до 4100 МВт). Такое изменение плановой мощности привело к последовательному переходу ГА-2 шесть раз через зону нерекомендованной работы, с момента включения в работу (23 ч. 14 мин. (местн.вр.) 16.08.09г.).

В общей сложности с момента выхода из ремонта гидроагрегат № 2 находился в указанной зоне 210 раз, отработав 2520 секунд.

Состояние шпилек крепления крышки турбины гидроагрегата № 2.

В отличие от объективно существовавших причин разрушения гидроагрегата, среди которых наложение конструктивных особенностей ГА-2 (наличие широкого диапазона нерекомендованных значений мощности), существовавших с начала эксплуатации гидроагрегата, высоких значений вибрации подшипника крышки турбины агрегата, возросшей в четыре раза за последние четыре месяца работы агрегата и значительно превышавших аналогичный параметр остальных гидроагрегатов станции, конкретный сценарий разрушения гидроагрегата через разрушение именно шпилек крепления и подъема крышки турбины гидроагрегата носил вероятностный характер. При таких значениях вибрации и колебаниях давления под крышкой турбины могли разрушиться и другие узлы и детали ГА-2. Значительному объему разрушений способствовало такое конструктивное размещение регулирующего и отключающего органа гидроагрегата — направляющего аппарата непосредственно в крышке турбины, что привело к его выходу из строя при разрушении шпилек.

Авария на гидроагрегате № 2 (разрушение конкретного технического устройства) произошла в момент срыва крышки турбины вследствие излома шпилек крепления крышки. В результате визуального осмотра 49 шпилек крепления крышки турбины гидроагрегата № 2 в изломах шпилек выделены две зоны: зона усталостного излома и зона долома (письмо 23.09.2009 г. № 04/23/- 2561 ВС ОАО НПО «ЦНИИТМАШ»):

Основные результаты экспертизы шпилек крепления крышки и выводы
  1. Химический состав металла шпилек соответствует стали 35 по ГОСТ 1050-88 и требованиям ТУ 0300.056 «Сталь конструкционная сортовая термически обработанная». Микроструктура металла шпилек характерна для углеродистой стали с содержанием углерода 0,3 — 0,4 % и браковочных признаков не имеет.
  2. Механические свойства металла шпилек соответствуют требованиям технических условий 0300.056 «Сталь конструкционная сортовая термически обработанная».
  3. По результатам неразрушающего контроля обнаружены многочисленные дефекты в виде усталостных трещин на поверхности резьбовых канавок шпилек. Обнаруженные трещиноподобные дефекты характеризуются как недопустимые, поскольку являются очагами развития разрушения шпилек, ограничивают прочность и несущую способность этих деталей, а также конструкции разъемного соединения в целом.
  4. По результатам комплексных исследований основной причиной разрушения шпилек является развитие усталостных трещин, зарождение которых происходило с внутренней поверхности резьбовой канавки. Размер области развития усталостных трещин до момента статического долома для исследованных шпилек изменяется в широком диапазоне вплоть до 95 % от общей площади поверхности разрушения, т. е. практически до полной потери несущей способности шпилек.

Одним из факторов, способствующих развитию дефекта в шпильках крепления крышки турбины на ГА-2, является значительное количество переходных режимов работы гидроагрегата в нерекомендуемых для эксплуатации зонах с повышенными динамическими характеристиками (вибрациями), в зависимости от мощности при участии гидроэлектростанции (и гидроагрегатов) в системном регулировании активной мощности и частоты. В тоже время следует отметить, что установленный заводом-изготовителем срок службы крепежа (шпилек) совпадает со сроком службы самого оборудования (30 лет).[1]

3.3. Причины развития чрезвычайной ситуации[править]

Представляется целесообразным отдельно проанализировать, почему разрушение одного гидроагрегата СШГЭС повлекло выход из строя практически всей гидростанции с разрушением 9 из существовавших 10 гидроагрегатов.

17.08.2009 г. ГА-2 работал под нагрузкой, ротор вращался с номинальной частотой. С 08 час. 12 мин. (местн.вр.) произошло снижение мощности гидроагрегата ГА-2 по заданию автоматической системы регулирования мощности АРЧМ-ГРАРМ. При входе в зону эксплуатационной характеристики гидроагрегата, не рекомендованной к работе, произошел обрыв шпилек крышки турбины. Под воздействием давления воды в гидроагрегате ротор гидроагрегата с крышкой турбины, направляющим аппаратом и верхней крестовиной начал движение вверх и, вследствие разгерметизации, вода начала заполнять объем шахты турбины, воздействуя на элементы генератора.[2]

При выходе обода рабочего колеса на отметку 314,6 рабочее колесо перешло в насосный режим и за счет запасенной энергии ротора генератора создало избыточное давление на входных кромках лопастей рабочего колеса, что привело к обрыву перьев лопаток направляющего аппарата. Через освободившуюся шахту ГА-2 вода начала поступать в машинный зал станции.

Машинный зал был затоплен до отметки 335,0. От действия напора воды вращающейся крестовины и ротора генератора ГА-2 было разрушено здание машинного зала в зоне гидроагрегатов ГА — 2, 3 и 4 (стены, перекрытия, остекление и 4-ая опора подкранового пути со стороны верхнего бьефа) верхней отметки блока ГА-2. Полностью повреждены силовые щиты, шкафы управления, вторичная коммутация и цепи управления, сосуды масловоздушные, сосуды воздушные. Лифты пассажирские были разрушены полностью.

Затоплены гидроагрегаты № 1-10. От действия воды произошли короткие замыкания обмоток работающих гидрогенераторов № 1, 3-5, 7-10. Гидрогенераторы получили повреждения различной степени. Разрушены блоки гидроагрегатов 7 и 9.[1]

На основании вышеизложенного можно сделать следующие выводы.

Развитие аварии с гибелью большого количества людей и разрушением технических устройств, эксплуатируемых на СШГЭС, явилось следствием несоответствия комплекса защитных мер в отношении оборудования и персонала СШГЭС видам опасности, в частности:[1]

  • отсутствие резервного источника питания и ключа управления на главном щите ЦПУ приводов сброса аварийно-ремонтных затворов напорных водоводов;
  • отсутствие в алгоритме работ гидромеханической колонки регулятора режима закрытия направляющего аппарата при потере электроснабжения;
  • применение оборудования и линий питания, связи, управления, контроля и защиты не во влагопылезащищенном исполнении;
  • отсутствие в помещениях с постоянным либо временным расположением персонала эвакуационных выходов на отметку, не подвергаемую затоплению;
  • отсутствие в помещениях с постоянным либо временным расположением персонала необходимых средств индивидуальной защиты.

Глава 4. Последствия аварии[править]

Данный перечень разрушений сформирован на основании визуальных осмотров и дефектационных ведомостей. Использованы материалы, предоставленные ОАО «РусГидро», а также ежедневные Доклады о ходе ликвидации аварии на Саяно-Шушенской ГЭС Департамента оперативного контроля и управления в электроэнергетике и мобподготовки в ТЭК Министерства энергетики Российской Федерации.

4.1. Повреждение зданий и сооружений[править]

Разрушено здание машинного зала в зоне гидроагрегатов ст. № 2, 3, 4 (стены, перекрытия, остекление и 4-ая опора подкранового пути со стороны верхнего бьефа).

Сооружения, пригодные к дальнейшему использованию после замены основных частей, деталей, узлов, конструктивных элементов:

  • воздушные переходы Т-4 и Т-5;
  • кабельные коммуникации ГЭС;
  • воздухопроводы высокого и низкого давления;
  • маслопроводы слива/залива трансформаторного и турбинного масел;
  • трубопровод пожаротушения СШГЭС.

4.2. Повреждение оборудования[править]

Гидроагрегаты
[1]
  • ГА-1 — повреждены обмотки ротора и статора генератора, кольца и щетки вспомогательного генератора, шкафы управления, вторичные цепи и цепи управления, главный выключатель генератора, токопроводы 15,75 кВ, «0» выводы.
  • ГА-2 — полностью разрушен и выброшен из шахты, разрушены обмотки ротора и статора, полностью разрушены шахта агрегата и статорной обмотки, крестовина, вспомогательный генератор, главный выключатель генератора, токопроводы 15,75 кВ, «0» выводы, вспомогательное оборудование, вторичные цепи и цепи управления.
  • ГА-3 — повреждены обмотки ротора и статора генератора, вспомогательное оборудование, шкафы управления, вторичные цепи и цепи управления, главный выключатель генератора, токопроводы 15,75 кВ, «0» выводы. Произошла деформация обмотки статора главного генератора.
  • ГА-4 — повреждены обмотки ротора и статора генератора, щёточный аппарат, вспомогательное оборудование, шкафы управления, вторичные цепи и цепи управления, главный выключатель генератора, частично токопроводы 15,75 кВ, «0» выводы. Котлы МНУ имеют следы механических повреждений.
  • ГА-5 — повреждено вспомогательное оборудование, насосы МНУ сорваны, повреждены вторичные цепи и цепи управления, частично главный выключатель генератора, шкафы управления.
  • ГА-6 — повреждены вспомогательное оборудование, шкафы управления, вторичные цепи и цепи управления.
  • ГА-7 — разрушены статор генератора, крестовина, система регулирования турбины, котлы МНУ, система водяного охлаждения генератора, вторичные цепи и цепи управления; повреждены обмотки ротора, вспомогательный генератор, кольца ротора, главный выключатель генератора, «0» выводы, вспомогательное оборудование.
  • ГА-8 — повреждены обмотки ротора и статора генератора, статор регуляторного генератора, трансформатор системы возбуждения, вспомогательное оборудование, шкафы управления, вторичные цепи и цепи управления, частично главный выключатель генератора.
  • ГА-9 — разрушены статор генератора, крестовина; повреждены маслонапорная установка, вспомогательное оборудование, шкафы управления, вторичные цепи и цепи управления.
  • ГА-10 — повреждены обмотки ротора и статора генератора; крестовина, фиксирующая подшипник генератора, провернута на полметра; повреждены главный выключатель генератора, вспомогательное оборудование, вторичные цепи и цепи управления.

4.2.1. Объекты, не пригодные к дальнейшему использованию и подлежащие полному списанию (ликвидация) с последующей заменой:[править]

В части силового оборудования
  • трансформаторы силовые ОРНЦ-533000 (фазы «А», «В», «С») Т1 и Т2 с ограничителями перенапряжения ОПН-500 (6 шт.) и разъединителями высоковольтными РГЗ-500 (6 шт.);
В части вспомогательного оборудования гидроагрегатов
  • комплексы генераторные гидрогенераторов ст. № 2,3,7-10;
  • группы трансформаторов напряжения и тока гидрогенераторов ст. № 1-3, 7-10;
  • разъединители нулевых выводов гидрогенераторов ст. № 1,2,7-10;
  • реакторы заземляющие нулевых выводов гидрогенераторов ст. № 1, 2, 7-10;
  • регуляторы электрогидравлические гидротурбин ст. № 1-10;
  • установки маслонапорные гидротурбин ст. № 1, 2, 7, 9, 10;
  • система возбуждения гидрогенераторов ст. № 1-10;
  • система управления гидроагрегатов ст. № 1-10;
  • электрические защиты гидрогенераторов ст. № 1-10;
  • токопроводы генераторного напряжения экранированные гидрогенераторов ст. № 7-9;
В части оборудования собственных нужд
  • комплектные распределительные устройства собственных нужд 0,4 кВ (14 шт.);
  • комплектные распределительные устройства собственных нужд 6 кВ (2 шт.);
  • трансформаторы собственных нужд ТСЗС-630 (18 шт.) и ТДНС-16000 (1 шт.);
  • батареи аккумуляторные свинцово-кислотные 8 GroE800 в (2 комп.);
В части прочего вспомогательного оборудования
  • оборудование маслохозяйства, в т.ч. баки для хранения масла (9 шт.), маслонасосы (16 шт.), установки маслоочистительные (9 шт.);
  • оборудование насосного осушения;
  • оборудование дренажной установки СТК-Б;
  • оборудование насосной откачки замасленных стоков;
  • лифты пассажирские (3 шт.) и грузовые (2 шт.).

Также не подлежит восстановлению часть оборудования оргтехники, средств измерений и диагностики, инструмента и оснастки.

4.2.2. Объекты, пригодные к дальнейшему использованию после восстановления и замены основных частей, деталей, узлов, конструктивных элементов:[править]

В части силового оборудования:

  • генераторы синхронные ст. № 1-10 (подлежат полной замене статор и ротор гидроагрегатов станции № 1, 2, 7-10, № 3, 4, 5, 6 — после временной эксплуатации, часть узлов г/г пригодна к использованию);
  • турбины гидравлические № 1-10 (подлежат полной замене ГТУ № 1, 2, 7-10, ГТУ № 3, 4, 5, 6 после временной эксплуатации, проточная часть пригодна к использованию);
  • трансформаторы силовые ОРНЦ-533000 (фазы «А», «В», «С») Т3, Т4 и Т5.

В части вспомогательного оборудования гидроагрегатов:

  • комплексы генераторные гидрогенераторов № 1, 4, 5;
  • установки маслонапорные гидротурбин № 3-6, 8;
  • группы трансформаторов напряжения и тока гидрогенераторов № 4-6;
  • разъединители нулевых выводов гидрогенераторов № 3-6;
  • реакторы заземляющие нулевых выводов гидрогенераторов № 3-6;
  • токопроводы генераторного напряжения экранированные гидрогенераторов № 1-6, 10.

В части оборудования собственных нужд:

  • комплектные распределительные устройства собственных нужд 0,4 кВ (14 шт.);
  • комплектные распределительные устройства собственных нужд 6 кВ (12 шт.);
  • трансформаторы собственных нужд ТСЗС-1000 (15 шт.), ТСЗС-630 (13 шт.);
  • система шин Ш1-Ш4 СШГЭС;
  • щит постоянного тока П1.

В части прочего вспомогательного оборудования:

  • оборудование маслохозяйства, в т. ч. баки для хранения масла (11 шт.), баки аварийного слива масла (2 шт.);
  • оборудование дренажной установки СТК-Б;
  • оборудование котельной СТК-Б;
  • установки компрессорные (6 шт.)

4.3. Погибшие и пострадавшие (по состоянию на 25.09.2009 г.)[править]

Авария сопровождалась многочисленными человеческими жертвами (75 погибших, 13 пострадавших). На момент аварии на территории СШГЭС находилось около 300 человек, включая ремонтный и привлечённый персонал.

Глава 5. Ликвидация аварии[править]

5.1. Аварийные работы[править]

В настоящее время все аварийные работы на Саяно-Шушенской ГЭС завершены. Демонтаж оборудования повреждённых гидроагрегатов выполняется в соответствии с утвержденным укрупнённым графиком производства основных видов работ в рамках программы восстановления Саяно-Шушенской ГЭС.

Во время ликвидации последствий аварии на Саяно-Шушенской ГЭС были проведены следующие аварийные работы:

  • Аварийно-спасательные работы в здании ГЭС;
  • Откачка воды из затопленного машинного зала и здания ГЭС;
  • Разбор завалов на отметке 320,00 м, 327 м, 333,00 м;
  • Вывоз и утилизация мусора;
  • Сбор и утилизация нефтесодержащих отходов в прибрежной зоне р. Енисей в районе ВБ МГУ;
  • Ликвидация аварийного разлива масла;
  • Восстановление схем электропитания кранов для управления затворами верхнего бьефа;
  • Восстановление электропитания потребителей на СШГЭС по временной схеме. Установлены и смонтированы линии электропередачи и электрооборудования. Установлены и подключены пять трансформаторных подстанции 6/0.4 кВ в районе машинного зала (три по 400 кВА, две по 630 кВА);
  • Начато восстановление витражей МАРХИ машинного зала;
  • Установка на порог всех семи имеющихся комплектов ремонтных затворов в НБ (на ГА 1, 2, 3, 4, 7, 9, 10). ГА 5, 6, 8 остаются без ремонтных затворов;
  • Обследование железобетонных конструкций и выдача заключений об их техническом состоянии;
  • Визуальное и инструментальное обследование несущих строительных конструкций по мере разборки завалов (монтажная площадка, электропристройка и здание ГЭС отметки 305, 307, 320, 327, 333 м);
  • Обследование водоводов, отсасывающих труб;
  • Устройство временных опор под железобетонными перекрытиями;
  • Ремонт, восстановление систем отопления и теплового контура поврежденных административных зданий.

5.2. Работы по восстановлению Саяно-Шушенской ГЭС.[править]

5.2.1. Реконструкция и ввод в эксплуатацию гидроагрегатов станции № 6, 5, 4, 3[править]

Ремонт и ввод во временную эксплуатацию ГА № 6, 5, 4, 3 ведется в соответствии с Планом проведения восстановительных работ на Саяно-Шушенской ГЭС, утверждённым Правительственной комиссией по ликвидации последствий аварии в филиале ОАО «РусГидро» — «Саяно-Шушенская ГЭС» 03.10.2009 г., и Укрупнённым графиком производства основных видов работ от 05.09.2009 г.


Таблица 2.
Наименование Срок
Восстановление и ввод во временную эксплуатацию ГА-6 01.04.2010 г.
Восстановление и ввод во временную эксплуатацию ГА-5 01.07.2010 г.
Восстановление и ввод во временную эксплуатацию ГА-4 01.08.2010 г.
Восстановление и ввод во временную эксплуатацию ГА-3 22.12.2010 г

Заключён договор № 2669 «Разработка проектной и рабочей документации по восстановлению Саяно-Шушенской ГЭС» с ОАО «Ленгидропроект».

Работы по проектированию и восстановлению гидроагрегатов № 3, 4, 5, 6 выполняются по согласованному графику, отклонений нет.

5.2.2. Реконструкция здания Саяно-Шушенской ГЭС[править]

В настоящее время разрабатывается концепция реконструкции Саяно-Шушенской ГЭС, на основании которой будет разработан проект реконструкции, в том числе здания ГЭС. В проекте реконструкции будут учтены рекомендации, обозначенные в Акте технического расследования причин аварии на СШГЭС.

Реконструкция здания ГЭС включает в себя работы по:

  • реконструкции витражного остекления здания ГЭС;
  • реконструкции системы МАРХИ;
  • реконструкция стен и перекрытий здания ГЭС;
  • реконструкции систем отопления, вентиляции, водоснабжения и водоотведения, освещения;
  • организации мастерских вне зоны отм. 310 м, 315 м, 320 м здания ГЭС т. е. на отметках ниже уровня нижнего бьефа;
  • устройству герметичной стенки на отм. 327 м между машинным залом и электропомещениями между рядами Б и В;
  • выполнению комплекса строительно-монтажных работ, необходимых для монтажа и ввода в работы гидроагрегатов.

5.2.3. Модернизация и ввод в эксплуатацию новых ГА № 1-10[править]

Программой восстановления СШГЭС предусматривается до конца 2014 года замена всех 10-ти гидроагрегатов на новые модернизированные. В соответствии с этой программой предусматривается:

  • после восстановления и пуска во временную эксплуатацию ГА № 6, 5, 4, 3 в 2010 году начать демонтаж ГА № 8, 10, 1, 7, 9, 2;
  • в период 2011—2013 гг. произвести замену ГА № 8, 10, 1, 7, 9, 2 на новые в соответствии с согласованным графиком от 05.09.09 между ОАО «РусГидро», ОАО «Силовые Машины». ОАО «Ленгидропрект» и подрядными организациями;
  • в период 2013—2014 гг произвести замену временно эксплуатируемых ГА № 6, 5, 4, 3 на новые в соответствии с вышеуказанным графиком.

5.3. Основные мероприятия, направленные на улучшение экологической ситуации[править]

Аварийный сброс турбинного масла в нижний бьеф из разрушенного оборудования составил около 50 тонн. С первых дней были развёрнуты работы по минимизации последствий.

Действия по локализации и ликвидации последствий разлива нефтепродуктов, произошедшего в результате аварии, позволили предотвратить экологическую катастрофу на реке Енисей.

Всего в маслонаполненном оборудовании Саяно-Шушенской ГЭС (на площадке ГЭС и блочных трансформаторах) до аварии находилось 1749 м³ масла. Остаток масла в оборудовании после аварии по примерным расчетам составил 1312,5 м³. Проливов масла (ушло из оборудования) — 436,5 м³. Количество масла, попавшего в реку (оценочно) — 45 м³ (2,5 ‰).

Всего собрано 198 м³ масла и 593 м³ эмульсии. С начала работ выполнено 302 вылета авиационной техники, распылено 703,5 т эмульсии и обработано 229 км² водной поверхности.

Осуществляется регулярный мониторинг качества воды в нижнем бьефе СШ ГЭС: проводится отбор проб, замеров и анализов для определения качества воды.

Выстроена система оперативного реагирования на запросы надзорных органов и проведения независимой оценки развития экологической ситуации.

5.4.Основные задачи в период прохождения осенне-зимнего периода 2009—2010 гг.[править]

Важной составляющей подготовки в части обеспечения безопасного пропуска весеннего половодья является опережающий ввод в эксплуатацию берегового водосброса СШ ГЭС до 1 июня 2010 года.

Список основных задач
  1. Выполнить капитальные и текущие ремонты основного и вспомогательного оборудования Майнского Гидроузла в соответствии с годовыми графиками.
  2. Подготовить тепловой контур производственных и вспомогательных зданий и сооружений СШГЭК (помещения машзала МГУ, СТК, гидроподъемников затворов, галерей плотины, раздельного устоя, МНА сегментных затворов 1-5 МГУ, здания ЛГТС, производственных и вспомогательных помещений машзала СШГЭС).
  3. Организовать временную схему работы приточных вентсистем с подогревом воздуха, обслуживающих машзал СШГЭС.
  4. Выполнить ремонт и испытания систем отопления и ГВС объектов СШГЭК.
  5. Обеспечить работоспособность временной схемы системы управления и электропитания МНА аварийно-ремонтных затворов СШГЭС.

Глава 6. Действия Правительства Российской Федерации, Правительства Республики Хакасии и ОАО «РусГидро» по оказанию помощи семьям погибших и пострадавшим[править]

6.1. Правительство Российской Федерации[править]

17 августа Глава МЧС С. К. Шойгу и Министр энергетики С. И. Шматко доложили Президенту Российской Федерации Д. А. Медведеву и Председателю Правительства Российской Федерации В. В. Путину о ситуации на Саяно-Шушенской ГЭС.

Министрам было дано поручение оказать возможную помощь семьям погибших и пострадавшим в результате аварии.

По поручению руководства страны глава МЧС России С. К. Шойгу 17 августа с.г. вылетел в район Саяно-Шушенской ГЭС, чтобы возглавить работы по ликвидации последствий аварии на гидроэлектростанции.

В тот же день в Национальном центре управления в кризисных ситуациях МЧС России был создан Федеральный оперативный штаб с целью координации хода работ по ликвидации последствий аварии на гидроэлектростанции.

21 августа с.г. Саяно-Шушенскую ГЭС с рабочей поездкой прибыл Председатель Правительства Российской Федерации В. В. Путин. После осмотра станции было проведено совещание по ликвидации последствий аварии и организации работы по обеспечению устойчивого энергоснабжения потребителей объединенной энергосистемы Сибири.

Постановлением Правительства Российской Федерации № 724 от 11 сентября 2009 г. в целях координации работ по расследованию причин аварии, ликвидации ее последствий, осуществления мероприятий по оказанию социальной поддержки пострадавшим и членам семей погибших в результате аварии, реализации мер по предотвращению угрозы нарушения условий жизнедеятельности населения Сибири была создана Правительственная комиссия по ликвидации последствий аварии в филиале открытого акционерного общества «РусГидро» — «Саяно-Шушенская ГЭС им. П. С. Непорожнего» и организации работ по обеспечению устойчивого энергоснабжения потребителей объединенной энергосистемы Сибири под руководством Заместителя Председателя Правительства Российской Федерации И. И. Сечина.

В соответствии с Положением о Федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору была создана Комиссия по расследованию технических причин аварии во главе с руководителем службы Н. Г. Кутьиным, по результатам деятельности которой 3 октября с.г. был представлен Акт технического расследования причин аварии, происшедшей 17 августа 2009 года в филиале ОАО «РусГидро» — «Саяно-Шушенская ГЭС им. П. С. Непорожнего».

Правительством Российской Федерации принято Постановление от 28 октября 2009 г. № 846 «Об утверждении Правил расследования причин аварий в электроэнергетике».

Оценивая действия по ликвидации последствий аварии, необходимо отметить оперативную и эффективную деятельность МЧС России.

Для ликвидации последствий аварии в оперативном порядке была сформирована система антикризисного управления.

В первые часы после аварии были предприняты меры по подключению автономных источников энергоснабжения на Майнской и Саяно-Шушенской ГЭС для организации сброса воды.

Своевременно принятыми организационно-техническими мерами был предотвращён энергодефицит потребителей, снижены масштабы экономического и экологического ущерба от аварии, не допущено развитие паники среди населения.

К аварийно-спасательным работам было привлечено свыше 2500 человек, более 200 единиц техники, в том числе 11 воздушных судов и 15 плавсредств, спасатели, кинологические расчёты, водолазы специальных подводных работ и другие специалисты. Ликвидация последствий аварии потребовала широкого применения робототехнических комплексов, телеуправляемых подводных аппаратов и гидролокаторов.

В результате проведения спасательной операции спасено 14 человек, из под завалов извлечено 75 тел погибших.

Силами пожарно-спасательных подразделений, других аварийно-спасательных формирований и подрядными организациями разобрано и вывезено 9,2 тыс. м³ завалов, откачено свыше 300 тыс. м³ воды, установлено 9683 метров боновых заграждений, собрано свыше 1150 тонн масловодяной жидкости.

Авиация МЧС России совершила 498 вылетов, в том числе 302 вылета для нейтрализации маслопродуктов на акватории реки Енисей, использовано 700 т сорбирующей эмульсии, обработано свыше 1000 км² акватории реки. Перевезено более 980 т грузов.

Сотрудниками Научного центра МЧС России проведено инструментальное обследование конструктивных элементов машинного зала. Угрозы дальнейшего разрушения не выявлено.

Психологами Центра экстренной психологической помощи МЧС России оказана групповая и индивидуальная психологическая помощь семьям пострадавших и погибших при аварии, а также другим гражданам, обратившимся за помощью.

6.2. Правительство Республики Хакасия[править]

Распоряжением Председателя Правительства Республики Хакасия от 18.08.2009 г. № 124-рп создана рабочая группа при Правительстве Республики Хакасия по оказанию социальной помощи семьям погибших и пострадавшим.

За каждой семьей закреплены социальные работники, которые осуществляют сопровождение семей погибших. Работа осуществляется совместно со специалистами других структур, а также с работниками социального центра ОАО «РусГидро».

С 18 августа 2009 года по настоящее время организовано дежурство работников управления социальной поддержки населения и администрации г. Саяногорск, которые ведут прием граждан и оказывают помощь в решении возникающих проблем.


6.2.1. Компенсационные выплаты[править]

Во исполнение распоряжения Правительства Российской Федерации от 22.08.2009 г. № 1228 принято постановление Правительства Республики Хакасия от 31.08.2009 г. № 379 «Об утверждении Положения об оказании единовременной материальной помощи семьям погибших (умерших), пропавших без вести, а также пострадавшим гражданам в результате аварии в филиале ОАО „РусГидро“ — „Саяно-Шушенская ГЭС им. П. С. Непорожнего“», согласно которому:

  • на все семьи погибших сформированы личные дела и выплачена единовременная материальная помощь за счет средств резервного фонда Правительства Российской Федерации (75,0 млн руб.);
  • произведена выплата единовременной материальной помощи в размере по 100 тыс. рублей 15 пострадавшим гражданам.

Принято постановление Правительства Республики Хакасия от 23.09.2009 г. № 418 «О внесении изменений в некоторые постановления Правительства Республики Хакасия» в целях оказания единовременной материальной помощи неработающим пенсионерам за счет средств Пенсионного фонда России.

К началу учебного года 25 школьникам из семей погибших выплачено по 10,0 тыс. рублей на каждого для подготовки к школе за счет благотворительных средств работников системы социальной защиты населения.

За счет этих же средств 1 октября в День пожилого человека оказана материальная помощь 29 пенсионерам из числа родственников погибших граждан (7760 руб. на человека).

В соответствии со статьей 229 Трудового кодекса Российской Федерации создана комиссия по расследованию несчастного случая на производстве, в соответствии со статьей 15 Федерального закона от 24.07.1998 г. № 125-ФЗ произведено назначение и перечисление единовременных и ежемесячных страховых выплат членам семей погибших на производстве граждан, в связи с аварией на Саяно-Шушенской ГЭС, в том числе:

  • единовременных — 118 получателям на сумму 5 990 400 руб. (размер единовременной страховой выплаты в Республике Хакасия с учетом районного коэффициента и процентной надбавки составляет 93 600 руб.) в равных долях на супругу (супруга) и остальных членов семьи, находящихся на иждивении погибшего);
  • ежемесячных — 83 получателям назначено и перечисляются ежемесячно в размере 856 091 руб. 52 коп. (ежемесячная страховая выплата назначается в зависимости от среднего заработка пострадавшего).

В соответствии со статьей 10 Федерального закона от 12.01.1996 г. № 8-ФЗ «О погребении и похоронном деле» за счет средств обязательного социального страхования организациями, в которых работали погибшие, в связи с аварией на Саяно-Шушенской ГЭС, членам семей погибших произведены 73 выплаты на сумму 379 600 руб. (социальное пособие на погребение осуществляется в размере, равном стоимости услуг, предоставляемых согласно гарантированному перечню услуг по погребению, но не превышающем 4000 руб. (по Республике Хакасия с учетом районного коэффициента −5200 руб.).

Дальнейшие выплаты обеспечения по страхованию членам семей погибших работников и пострадавшим от несчастного случая на производстве (в случае установления стойкой утраты профессиональной трудоспособности) будут осуществляться Региональным отделением в рамках Федерального закона от 24.07.1998 № 125-ФЗ «Об обязательном социальном страховании от несчастных случаев на производстве и профессиональных заболеваний».

10 сентября 2009 года на заседании Комиссии ПФР по рассмотрению вопросов, связанных с реализацией социальных программ субъектов Российской Федерации, было решено предоставить бюджету Республики Хакасия субсидию в размере до 1,0 млн руб. на финансовое обеспечение мероприятия социальной программы по оказанию единовременной материальной помощи неработающим пенсионерам — родственникам граждан, погибших в результате аварии на Саяно-Шушенской ГЭС.

Постановлением Правления ПФР от 21 сентября 2009 г. № 216п были внесены изменения в постановления Правления ПФР от 30 марта 2009 г. № 62п «Об утверждении бюджетной росписи расходов бюджета ПФР и лимитов бюджетных обязательств на предоставление субсидий бюджетам субъектов Российской Федерации и г. Байконура, связанных с укреплением материально-технической базы учреждений социального обслуживания населения и оказанием адресной социальной помощи неработающим пенсионерам, являющимся получателями трудовых пенсий по старости и по инвалидности, на 2009 год и на плановый период 2010 и 2011 годов», в результате на 2009 год (КОСГУ 251) по ОПФР по Республики Хакасия +1000,0 тыс.руб.

ГУ-ОПФР по Республике Хакасия была проведена работа по истребованию документов, необходимых для выплаты единовременной помощи пенсионерам, проживающих за пределами Республики Хакасия.

По состоянию на 09.11.2009 г. Министерством труда и социального развития Республики Хакасия выплачено единовременной материальной помощи на сумму 800,0 тыс. руб. 40 гражданам.

6.2.3. Медицинское обслуживание[править]

Организована медицинская и психотерапевтическая помощь пострадавшим и членам их семей:

  • увеличен объем дневного стационара Муниципального лечебно-профилактического учреждения «Саяногорская городская поликлиника поселка Черемушки» на 2009 год — 20 коек;
  • организована круглосуточная работа врачебно-сестринской бригады скорой медицинской помощи в п. Черемушки;
  • в медицинском пункте на СШ ГЭС организована работа медицинского персонала;
  • проводятся профилактические медицинское осмотры работников, участвовавших в ликвидации аварии в поликлинике МВД г. Абакан и предварительные медицинские осмотры поступающих на СШ ГЭС в поликлинике п. Черемушки;
  • продолжаются патронажи участковой службы поликлиники п. Черемушки семей пострадавших и погибших;
  • проводится отбор больных и при необходимости госпитализация нуждающихся на получение специализированной помощи в государственных учреждениях здравоохранения и высокотехнологической медицинской помощи в федеральных клиниках;
  • проводится работа по обеспечению санаторно-курортным лечением пострадавших граждан и членов семей погибших, в том числе детей.

Решен вопрос об организации отдыха и оздоровления детей во всероссийских детских центрах «Орленок» и «Океан».

Обеспечение санаторно-курортным лечением пострадавших граждан и членов семей погибших, в том числе в санаториях для детей с родителями, осуществляется также за счет средств, предусмотренных в бюджете Фонда социального страхования Российской Федерации на оздоровление детей и оплату путевок на санаторно-курортное лечение работников (согласно Распоряжению Правительства Российской Федерации от 22.08.2009 г. № 1228-р финансирование в размере до 4 млн руб.).

Министерством здравоохранения Республики Хакасия согласован с Минздравсоцразвития России перечень медицинского оборудования на оснащение поликлиники п. Черемушки и Саяногорской городской больницы № 2 на сумму 61,363 млн рублей.

Из резервного фонда Президента Российской Федерации выделено 2,4 млн рублей на приобретение реанимационного оборудования для новорожденных родильному дому п. Майна.

Территориальным фондом ОМС по заявкам лечебно-профилактических учреждений г. Саяногорска выполнены следующие мероприятия:

  • объемы медицинской помощи, оказанные ЛПУ г. Саяногорска сверх муниципального заказа, с 1 августа 2009 г принимаются к оплате в полном объеме;
  • МЛПУ «Саяногорская городская детская поликлиника им. Л. Д. Ганичевой» выделено 263150руб. из резерва финансирования предупредительных мероприятий для приобретения медицинского оборудования;
  • МЛПУ «Саяногорская городская больница № 1» приобретаются изделия медицинского назначения одноразового использования за счет средств обязательного медицинского страхования (внесены изменения в Программу государственных гарантий Республики Хакасия).

До конца 2009 года, по результатам объявленного конкурса ГУЗ г. Саяногорска, планируется выделение финансовых средств из резерва финансирования предупредительных мероприятий:

  1. МЛПУ «Саяногорская городская больница № 1 пос. Майна» — в размере 1,5 млн.руб. для приобретения инкубатора для новорожденных детей.
  2. МЛПУ «Саяногорская городская больница № 2» — в размере 620 тыс.руб. для приобретения медицинского оборудования.

6.2.4. Образование (в т. ч. дошкольное)[править]

Работа по решению социальных проблем членов семей, родственники которых погибли или пострадали в результате аварии на Саяно-Шушенской ГЭС, Министерством образования и науки Республики Хакасия проводится согласно плану совместно с Городским отделом образования и образовательными учреждениями г. Саяногорска по нескольким направлениям:

1. Решение проблем детей-сирот и детей, оставшихся без попечения родителей

Установлена опека над 5 несовершеннолетними; назначено пособие за счет средств республиканского бюджета.

С назначенными опекунами, родственниками детей, в семьях которых погибли родители, специалистами отдела опеки проводятся консультации.

2. Помощь при подготовке детей к школе

Для оказания материальной помощи пострадавшим в результате аварии работниками МО и Н РХ перечислен однодневный заработок, за счет данных средств приобретены учебники.

Дети погибших в аварии будут в дальнейшем обеспечиваться учебной литературой за счет субвенции бюджету муниципального образования г. Саяногорск на реализацию основных общеобразовательных программ. Вопрос стоит на контроле Министерства образования и науки Республики Хакасия.

3. Помощь в решении вопросов получения профессионального образования детьми, погибших в аварии

В списках детей-студентов, других близких родственников, погибших при аварии на Саяно-Шушенской ГЭС, обучающихся в учреждениях профессионального образования, на 5 ноября 2009 года значится 17 человек.

Министерство образования и науки Республики Хакасия продолжает работать над решением вопроса оплаты обучения студентам негосударственных вузов.

4. Обеспечение дошкольного образования детей, родители которых пострадали (погибли) во время аварии на СШ ГЭС.

Всего детей дошкольного возраста (погибших родителей) 22 человека, из них 13 детей посещают дошкольные образовательные учреждения.

5. Психологическое сопровождение и реабилитация детей и семей указанной категории.

Несовершеннолетним, чьи родственники пострадали в результате аварии на СШ ГЭС, с первых дней оказывается психологическая поддержка по месту жительства, в настоящее время — по месту обучения.

Из федерального бюджета получено 3 млн руб. для приобретения оборудования, необходимого для психологической реабилитации детей, для образовательных учреждений п. Черемушки. Проведены торги, заключаются контракты с поставщиками на приобретение оборудования. Открытие кабинетов психологической реабилитации предполагается в период 10-15 декабря текущего года.

Совместно с Республиканским комитетом профсоюза работников образования и науки принимаются меры по организации отдыха и реабилитации работников сферы образования Республики Хакасия, чьи родственники погибли или пострадали в результате аварии. Были изучены потребности работников в санаторно-курортном оздоровлении и реабилитации, в результате на трех работников были направлены документы в региональное отделение Фонда социального страхования для предоставления путевок на курорты России.

Работа Министерства образования и науки Республики Хакасия, Городского отдела образования и образовательных учреждений г. Саяногорска по решению социальных проблем членов семей, родственники которых погибли или пострадали в результате аварии на Саяно-Шушенской ГЭС, продолжается.

6.2.5. Социально-экономическая ситуация. Вопросы финансирования[править]

Министерством финансов Республики Хакасия подготовлено постановление Правительства Республики Хакасия от 17.08.2009 № 360 «О выделении финансовых средств Управлению по гражданской обороне, чрезвычайным ситуациям и пожарной безопасности Республики Хакасия», в соответствии с которым из резервного фонда Правительства Республики Хакасия по предупреждению и ликвидации чрезвычайных ситуаций и последствий стихийных бедствий были выделены финансовые средства в общем объеме 2321,6 тыс. рублей на ликвидацию последствий аварии на Саяно-Шушенской ГЭС.

Также в результате проведенного анализа текущего исполнения местного бюджета в сентябре — октябре муниципальному образованию г. Саяногорск были дополнительно предоставлены дотации на поддержку мер по обеспечению сбалансированности бюджета в объеме 7 млн рублей.

Особую обеспокоенность вызывает вопрос бесперебойного электроснабжения объектов жизнеобеспечения и социально-значимых объектов республики.

Для обеспечения надежного электроснабжения потребителей Республики Хакасия и предотвращения введения системных ограничений в республике 25 сентября 2009 года под контролем Минэнерго Российской Федерации проведены противоаварийные учения в условиях режима повышенных рисков нарушения электроснабжения, с участием электросетевых, теплоснабжающих организаций, диспетчерских служб, Управления по ГО и ЧС по Республики Хакасия, а также крупных потребителей электрической энергии.

Во исполнение пункта 8 раздела III протокола заседания Правительственной комиссии по ликвидации последствий аварии в филиале ОАО «РусГидро» — «Саяно-Шушенская ГЭС имени П. С. Непорожнего» и организации работ по обеспечению устойчивого энергоснабжения потребителей объединенной энергосистемы Сибири от 3 октября 2009 года № 2, Штабом по безопасности электроснабжения Республики Хакасия составлен перечень объектов жизнеобеспечения и социально-значимых объектов. В целом по республике не обеспечены резервным электроснабжением 60 котельных, 120 водозаборов, 42 медицинских учреждения. При введении ограничений в период зимнего максимума нагрузки обеспечить резервное электроснабжение всех указанных потребителей не представляется возможным; тем не менее для энергоснабжения наиболее ответственных потребителей планируется использовать передвижные автономные источники питания — дизельные электростанции (ДЭС). Для выполнения данной задачи скорректирована инвестиционная программа филиала ОАО «МРСК Сибири» — «Хакасэнерго» на 2009 год, с включением пункта о приобретении 11 ДЭС. В настоящее время филиалом ОАО «МРСК Сибири» — «Хакасэнерго» проведена закупка 10 ДЭС, суммарной мощностью 760 кВт, также рассматривается возможность приобретения дополнительных ДЭС. Часть муниципальных образований также приступила к приобретению ДЭС (Усть-Абаканский р-н, Боградский р-н). 4 ДЭС мощностью по 120 кВт каждая подготовлены для использования на базе МЧС города Абакана. Филиал ОАО «ФСК ЕЭС» Хакасское предприятие «МЭС Сибири» приобрел две мобильных дизельных электростанции мощностью по 1,1 МВт, которые установлены на ОРУ 500 кВ СШ ГЭС для надежного электроснабжения собственных нужд электростанции.

6.3. ОАО «РусГидро»[править]

С самых первых часов после аварии ОАО «РусГидро» начало реализацию комплексных мер по оказанию помощи семьям погибших и пострадавшим. Был создан Социальный центр ОАО «РусГидро», который взял под опеку и контроль все семьи. Работа центра осуществлялась в круглосуточном режиме в целях оперативного сбора информации о членах семей и оказания помощи в оформлении необходимых документов. В настоящее время Социальный центр продолжает работу на постоянной основе, осуществляя ежедневный прием посетителей.

В целях оказания помощи и ликвидации социальных последствий аварии, ОАО «РусГидро» взяло на себя и выполняет следующие обязательства:

  • Семье погибшего для организации похорон единовременно материальная помощь в размере 38 170 руб.[3]
  • Семье погибшего единовременно материальная помощь в размере 2-х среднемесячных заработков погибшего.[4]
  • Семье погибшего единовременно материальная помощь в размере 1 (одного) миллиона рублей.[5]
  • Семье погибшего (объявленного решением суда умершим) работника филиала ОАО «РусГидро» — «Саяно-Шушенская ГЭС имени П. С. Непорожнего», ОАО «СШГЭР», в соответствии с положениями Коллективного договора — единовременная материальная помощь в размере годового заработка погибшего на каждого нетрудоспособного члена семьи погибшего, находившегося на содержании погибшего.ref>Обязательства выполняются по мере сбора информации, выявления статуса и оформления документов.</ref>
  • Выплачено — 40 семьям, 68 иждивенцам (25 995 583 руб.)
  • Назначение дополнительных пенсий в размере 1000 руб. (в течение пяти лет)[6]
  • Выплаты пострадавшим в размере двух среднемесячных заработков (не менее 50 000 руб., и дополнительно 100 000 руб. в случае тяжёлой степени травмы) [7]
  • Ежемесячное пособие семье до достижения младшим ребенком возраста 18 лет — в размере 1 должностного оклада (тарифной ставки) погибшего работника[8]
  • Проведена работа по погашению в банках кредитов погибших членов семей в отношении 58 заемщиков. 2 кредита — в стадии решения.
  • Выделены средства на стипендии детям погибших, впервые обучающимся в российских образовательных учреждениях начального, среднего и высшего профессионального образования, а также впервые поступающим, в размере до 1,5 ММТС ОТС — 5725,5 руб. ежемесячно для 60 детей. В настоящее время обучается 15 студентов, которые начнут получать с ноября 2009 г. именные стипендии.
  • Решается вопрос с приобретением 19 квартир семьям, имеющим несовершеннолетних детей, круглым сиротам, а также семьям, где есть беременные женщины, не имеющие в собственности жилья. Из них оформлены в собственность — 5 квартир. 8 квартир в стадии оформления и 6 — подбираются семьями.
  • Проведена работа по переводу студентов на бюджетные отделения.
  • Проводится работа по трудоустройству членов семей погибших. 32 человека получили работу. В процессе трудоустройства — 22.
  • В целях мониторинга состояния здоровья и выдачи рекомендаций для профилактического лечения проводится внеплановый медосмотр коллективов СШГЭС и СШГЭР.
  • Принято решение о предоставлении дополнительных отпусков для санитарно-куротного лечения пострадавшим и членам семей, сотрудникам СШГЭС и СШГЭР.
  • В целях снятия психологической напряженности в п. Черемушки, оказания психологической помощи членам семей и трудовым коллективам, ОАО «РусГидро» открыты три психологических центра. В этих центрах уже получили помощь более 500 взрослых и более 100 детей. Проведена психологическая диагностика учащихся 5, 7, 9-11 классов. Разработана программа психологического сопровождения для нуждающихся в помощи школьников. Проведено обучение 43 педагогов. Регулярно ведется мониторинг психологического состояния семей погибших — посещение семей.
  • Разработаны и проводятся программы психологической адаптации для различных возрастных групп населения п. Черемушки. С этой целью открыты дополнительные кружки, студии и спортивные секции на базе ДК «Эгнергетик», в учебных заведениях.
  • В целях улучшения качества медицинского обслуживания ОАО «РусГидро» приобрело две автомашины для станции скорой медицинской помощи, одна из которых полностью оборудована спецтехникой.
  • Реализуется ряд дополнительных инфраструктурных проектов.

В целях оказания долгосрочной социальной помощи членам семей погибших, пострадавшим и населению п. Черемушки, в настоящее время ОАО «РусГидро» занимается проработкой следующих вопросов:

  • Разработка дальнейших действий, направленных на индивидуальную поддержку семей (по итогам посещения семей погибших).
  • Разрабатывает программы реабилитационно-оздоровительных мероприятий для лиц, не попадающих под критерии оказания подобной помощи Фондом Социального страхования (ФСС).
  • Инициирование созданияе совместной Комиссии с Правительством Республики Хакасия и учредителями благотворительных фондов для оказания материальной поддержки семьям за счет средств благотворительных фондов. Компанией направлены письма с предложением о создании Комиссии в адрес Правительства Хакасии и учредителям фондов.
  • В целях информирования населения, снятия страхов и распространения слухов инициировано проведение регулярных встреч населения со специалистами ОАО «РусГидро» и членами Штаба по восстановлению СШГЭС.
  • Разработка ряда долгосрочных благотворительных программ, направленных на социализацию и развитие детей.
  • Анализ ситуации в социальной сфере на СШГЭС после аварии. Обобщается вскрывшаяся проблематика и полученный опыт для корректировки социальной политики в масштабе всей компании. Создается отдельное направление и структура по социальной политике и КСО в целях продолжения реализации долгосрочных программ в отношении жителей п. Черемушки и внедрения позитивного опыта в других филиалах.

В то же время, ряд вопросов, насущных для членов семей погибших, с которыми они обращаются, в том числе и в ОАО «РусГидро», требуют решения на федеральном уровне.

РЕКОМЕНДАЦИИ Правительству Российской Федерации
  1. Парламентская комиссия считает, что социальная поддержка не должна носить разовый характер. Для оказания государством помощи семьям погибших и пострадавшим в аварии на Саяно-Шушенской ГЭС необходимо решить долгосрочные жизненные проблемы, проработав критерии подхода в обеспечении жильем, образовании детей, выпустив отдельное Постановление Правительства Российской Федерации.
  2. Рассмотреть возможность закрепления Фондом социального страхования бесплатных путевок на санаторно-курортное лечение родственникам погибших и пострадавшим в техногенных катастрофах, включая родителей и совершеннолетних детей, не реже одного раза в два года, без всяких ограничений.
  3. Во исполнение пункта 8 раздела III протокола заседания Правительственной комиссии по ликвидации последствий аварии в филиале ОАО «РусГидро» — «Саяно-Шушенская ГЭС имени П. С. Непорожнего» и организации работ по обеспечению устойчивого энергоснабжения потребителей объединенной энергосистемы Сибири от 3 октября 2009 года № 2, для аварийного электроснабжения категорийных потребителей поддержать предложение о поставке в Республику Хакасия мобильных дизельных электростанций (ДЭС) в количестве 35 штук, суммарной мощностью не менее 3,5 МВт.
  4. По результатам исполнения федерального бюджета в первом полугодии 2010 года рассмотреть возможность внесения изменений в федеральный закон «О федеральном бюджете на 2010 год и на плановый период 2011 и 2012 годов», предусматривающих выделение ассигнований на:
  • реконструкцию водозабора п. Майна и г. Саяногорска (в связи с минимальным пропуском воды через плотину СШ ГЭС);
  • модернизацию электрокотельных в п. Черемушки.

Глава 7. Анализ и выводы в сфере технической политики[править]

Для более полного понимания комплексных организационных и технических процессов, происходящих на Саяно-Шушенской ГЭС и в гидроэнергетике России в целом, необходимо проанализировать:

  1. Состояние и работоспособность проектных и исследовательских институтов России.
  2. Способность отечественного энергомашиностроения в части обеспечения гидроэлектростанций современным и эффективным оборудованием.
  3. Состояние науки и производства в постоянном совершенствовании АСУ ТП и диагностики.
  4. Обеспечение системной надежности единой энергосистемы Российской Федерации.

Для более объективного анализа под руководством членов парламентской комиссии Маслюкова Ю. Д. и Рыжкова Н. И. была сформирована Экспертная группа, в которую вошли академики РАН, руководители и признанные специалисты ведущих энергетических и проектных институтов, предприятий электротехнической промышленности (всего 32 специалиста). [9]

7.1. Анализ и выводы в сфере технической политики в части проектирования[править]

7.1.1. Краткие сведения об основных проектных и научно-исследовательских институтах в области гидроэнергетики[править]

Общие сведения о научно-исследовательских и проектных институтах в Российской Федерации

К числу ключевых российских институтов, работающих в гидроэнергетическом секторе, можно отнести: ОАО «Научно-исследовательский институт энергетических сооружений» (ОАО «НИИЭС»), ОАО «Всероссийский научно-исследовательский институт гидротехники Б. Е. Веденеева» (ОАО "ВНИИГ им. Б. Е. Веденеева), ОАО «Ленгидропроект», ОАО «Мособлгидропроект», АО «Институт Гидропроект» (данная организация не входит в состав группы компаний «РусГидро»).

ОАО «НИИЭС»

Специализация: научное обеспечение проектирования, строительства и эксплуатации ГЭС; научные разработки в области нетрадиционной (приливная энергетика, использование энергии волн и т. д.) и малой энергетики.

К числу законченных за последние десять лет работ института относятся научно-исследовательские работы по Волжской ГЭС, Зейской ГЭС, Саратовской ГЭС, Саяно-Шушенской ГЭС, Загорской ГАЭС, Бурейской ГЭС, Богучанской ГЭС, Воткинской ГЭС, Курской АЭС, Смоленской АЭС и др.

Институт принимал участие в реализации зарубежных проектов в Индии, Анголе, Китае, Марокко и других странах.

ОАО «ВНИИГ им. Б. Е. Веденеева»

Специализация: осуществление научно-исследовательских, внедренческих, опытно-конструкторских работ в области гидротехнического, энергетического, промышленного и гражданского строительства, водного хозяйства.

Теоретические и экспериментальные исследования института легли в основу обоснования проектов и правил эксплуатации гидротехнических, гидроэнергетических, водохозяйственных объектов, возводившихся в различных природно-климатических условиях: более 160 гидроэлектростанций (Братская, Красноярская, Колымская, Саяно-Шушенская, Бурейская и др.), более 60 тепловых и атомных электростанций (Костромская, Сургутская и др.). Институт проводил гидравлические исследования гидроузла Шон Ла во Вьетнаме, принимал участие в других зарубежных проектах.

ОАО «Ленгидропроект».

Специализация: выполнение функций генерального проектировщика по объектам гидроэнергетики и другим специализированным гидросооружениям промышленного и муниципального назначения.

За время деятельности института по его проектам и при его участии было построено, восстановлено и реконструировано 80 гидроэлектростанций (62 в России и 18 в странах СНГ), 9 гидроэлектростанций в странах Азии, Африки, Европы, Южной Америки, спроектированы такие крупные гидроэнергетические объекты, как Саяно-Шушенская ГЭС, Красноярская ГЭС, Зейская ГЭС, Воткинская ГЭС, Чиркейская ГЭС.

Институт оказывал консультационные услуги для ряда ГЭС, расположенных во многих странах, в том числе: Индонезии, Вьетнаме, Пакистане, Иране, Турции, Танзании, Анголе, Нигерии, Бразилии, Чили, Мексике, Югославии, Греции и др.

ОАО «Мособлгидропроект»

Специализация: комплексное проектирование объектов водного хозяйства и энергетики.

К числу выполненных за последние десять лет работ институтом относятся проектирование Зеленчукской ГЭС, Егорлыкской ГЭС-2, Зубцовской ГЭС, реконструкция Сенгилеевской ГЭС, Ростовской АЭС, Курской АЭС и др.

Институт принимал участие в некоторых зарубежных проектах: АЭС Куданкулам (Индия), АЭС Бушер (Иран), ГЭС Эдис 1,2,3 на водоводе Эдис — Цхинвал (Южная Осетия).

АО «Институт Гидропроект»

Специализация: предоставляет полный комплекс проектных и инжиниринговых услуг при строительстве, реконструкции и техническом перевооружении объектов гидроэнергетики.

Институтом запроектировано и построено свыше 1500 малых и больших объектов в России и за рубежом, к числу которых относятся Братская, Усть-Илимская, Ингурская ГЭС, Загорская ГАЭС, Садд-Эль-Аали с Асуанской плотиной (Египет), Тхак-Ба (Вьетнам), Волго-Донской судоходный канал, завод Атоммаш, главные корпуса энергоблоков Курской и Смоленской АЭС.

В настоящее время «Институт Гидропроект» находится в сложном положении.

В 2008 году Гидропроект был продан в собственность компании «Vadifin Consalting Limited», зарегистрированной в оффшорной зоне на Кипре.

У иностранного собственника оказался не только весь архив и закрытая информация по ГЭС России и СНГ, но и разработчики и носители этой информации — инженеры и ученые Гидропроекта.

Проводимая новым собственником политика на получение необоснованной сверхприбыли привела к нарушению проектно-изыскательного процесса, дестабилизации обстановки в институте, уходу ведущих специалистов.[10]

Справочно: Общая численность сотрудников ОАО «Институт Гидропроект» на текущий момент составляет 722 человека.

7.1.2. Кадровый состав проектных и научно-исследовательских институтов Российской Федерации[править]

Кадровый состав институтов группы компаний «РусГидро» по категориям работников.
Таблица 3.
Институты Ленгидропроект ВНИИГ НИИЭС Мособлгидро-проект Всего
Категории работников 2007 2008 2009 2007 2008 2009 2007 2008 2009 2007 2008 2009 2007 2008 2009
Среднесписочная численность работающих всего, в т. ч., чел. 582 648 566 438 427 431 269 305 318 153 167 179 1441 1546 1492
ГИП 21 21 20 1 1 1 0 1 1 4 5 5 25 27 26
Проектный и изыскательский персонал 435 446 389 2 12 12 49 70 61 98 112 123 584 640 586
Научный персонал 0 0 0 283 282 286 136 150 166 0 0 0 419 432 452
АУП 67 69 76 59 54 55 38 23 25 23 22 20 187 168 175
Вспомогательный персонал 59 113 81 93 78 77 46 61 66 28 28 31 226 280 254

Текущая ситуация по кадрам институтов характеризуется дефицитом квалифицированных кадров, способных выполнять проектно-изыскательские, научно-исследовательские работы на современном уровне. Одной из основных причин возникновения дефицита кадров явилась продолжительная пауза в гидроэнергетическом строительстве в конце 20 века и, как следствие, невостребованность специалистов-гидростроителей.

7.1.3. Объемы деятельности институтов, основные характеристики[править]

Объем совокупной выручки институтов, входящих в состав группы компаний «РусГидро», за последние годы может быть охарактеризован следующими величинами:

Таблица 4.
Наименование института Объем выручки, тыс.руб.
2007 год 2008 год 2009 год
ОАО «НИИЭС» 136 025 386 599 379 462
ОАО «ВНИИГ имени Б. Е. Веденеева» 308 737 449 092 366 025
ОАО «Ленгидропроект» 667 617 1 812 288 1 137 066
ОАО «Мособлгидропроект» 177 448 206 081 219 816
ВСЕГО 1 289 827 2 854 061 2 102 369

7.1.4. Сопоставление уровня развития отечественных институтов с мировыми лидерами[править]

В настоящее время проектные и научно-исследовательские российские институты, работающие в гидроэнергетике, находятся на сравнительно низком технологическом уровне, недостаточном для обеспечения потребностей заказчиков в области проектирования. К основным негативным последствиям низкого технологического уровня проектных институтов можно отнести длительные по сравнению с мировым аналогами сроки реализации проектов электроэнергетики, вызванные, в первую очередь:

  • длительными сроками и дороговизной предпроектных и проектных исследований;
  • значительной погрешностью стоимостных расчетов на различных этапах реализации проекта. Так, в частности, фактическая стоимость строительства объекта гидроэнергетики может превышать сметную стоимость на 30-50 %.

Длительность сроков проектирования предопределяется следующими факторами:

  • неэффективным использованием существующих наработок (проектных решений, опыта эксплуатации действующих объектов);
  • наличием большого количества дублирующих функций;
  • транзакционными издержками на границах этапов работы и при взаимодействии участников процесса;
  • низким качеством проектно-конструкторской и сметной документации;
  • низким уровнем технического оснащения и автоматизации проектных и научно-исследовательских институтов;
  • использованием морально устаревших технологий проектирования.

Недостатки проектирования сказываются на качестве проектно-сметной документации, что приводит к возрастанию сроков строительства, вызывает многочисленные простои на строительной площадке и значительный объем непредвиденных работ. В проектную документацию закладываются морально устаревшие, часто плохо согласованные между собой технические решения.

Показательным может являться сравнение Институтов, входящих в состав группы компаний «РусГидро», с аналогичными проектными организациями мирового уровня по показателю «Годовая выработка на 1 работника» (в тыс.рублей).

Годовой объем выработки на 1 работника (тыс.рублей)
Таблица 5.
Организация: 2007 год 2008 год 2009 год
ОАО «Ленгидропроект» 1 216 2 814 2 064
ОАО «Мособлгидропроект» 1 160 1 234 1 228
ОАО «НИИЭС» 553 1 406 1 283
ОАО «ВНИИГ имени Б. Е. Веденеева» 711 1 062 865
Lavalin 7 722 7 834 н/д
Worley Parsons 3 795 3 780 н/д
Poyry 3 532 3 904 н/д

Представленные значения показателей, характеризующих выработку на 1 работника института, определяются, в первую очередь, применяемыми технологиями.

Зарубежные проектные организации в основном используют технологии многомерного моделирования, соответствующие программно-аппаратные комплексы, в то время как основой российского проектировщика являются технологии двухмерного моделирования.

Работа в рыночных условиях, как показала практика, не позволяет институтам самостоятельно изыскивать необходимые средства на новые технологии проектирования, обновление парка компьютерной техники и программного обеспечения, подготовку персонала. Для выхода на современный технологический уровень, отечественные проектные и научно-исследовательские институты нуждаются в финансовой поддержке государства и собственника.

РЕКОМЕНДАЦИИ Правительству Российской Федерации
  1. Обратить особое внимание на низкое качество проектно-конструкторской и сметной документации проектных и научно-исследовательских российских институтов, резкое отставание от мировых лидеров проектирования гидроэлектростанций.
  2. В целях концентрации проектно-изыскательского и научно-исследовательского потенциала в гидроэнергетической отрасли страны восстановить организационную целостность проектно-изыскательских институтов, входящих ранее в систему Объединения «Гидропроект», поручив компании ОАО «РусГидро» формирование единого отраслевого научно-проектного комплекса, в том числе путем приобретения ранее приватизированных проектных институтов, включая институт «Гидропроект им. С. Я. Жука» в Москве, Красноярский «Гидропроект» и МособлГидропроект в Дедовске; возвратить «Гидропроекту им. С. Я. Жука» производственное здание по адресу: Москва, Волоколамское шоссе, д. 2.
  3. Ускорить принятие дополнений в градостроительное законодательство о включении в состав проектной документации обязательного раздела «Инженерно-технические мероприятия по гражданской обороне и предупреждению чрезвычайных ситуаций».
ПРЕДЛОЖЕНИЯ специализированным институтам
'
  • по проектированию здания ГЭС и плотины
    1. Исключить размещение административных, бытовых и ремонтных помещений на отметках ниже уровня нижнего бьефа.
    2. Проектно обеспечить защиту от затопления систем управления, связи, защит, расположенных на отметке машинного зала и ниже, а также в административных зданиях и служебно-технологических корпусах СШ ГЭС, и предусмотреть их автономное электроснабжение.
    3. Запроектировать установку на гребне плотины автономных источников питания с автоматическим запуском для электроснабжения кранов верхнего бьефа, механизмов управления затворами станционной и водосливной части, а также других механизмов, обеспечивающих безопасность гидротехнического сооружения.
    4. Запроектировать системы видеонаблюдения и беспроводной связи в технологических помещениях машзала, на площадке трансформаторов, ОРУ-500, а также организацию связи, вывод информации на ЦПУ и резервным архивированием.
    5. Внести изменения в Правила проектирования гидроэлектростанций с учетом результатов расследования аварии на СШ ГЭС.
  • по проектированию системы противоаварийных защит
    1. Выполнить доработку системы управления направляющих аппаратов гидроагрегатов, предусмотрев их автоматическое закрытие при потере электропитания в цепях управления.
    2. Спроектировать схему управления аварийными затворами турбинных водоводов СШ ГЭС, обеспечивающую их гарантированное закрытие при возникновении нештатных ситуаций, а также по команде с ключа управления на центральном пульте управления (ЦПУ) СШ ГЭС.
    3. Изменить проектные решения, заложенные в АСУ ТП, в части управления турбинами, условиями защит и блокировок для обеспечения безопасного и надежного отключения оборудования при возникновении нештатных ситуаций.
    4. Разработать типовую систему вибродиагностики для каждого типа гидроагрегата. До 01.01.2011 г. оснастить гидроагрегаты действующих ГЭС типовыми системами вибродиагностики. Учитывать результаты диагностики при принятии управленческих решений. Обеспечить взаимодействие технических служб ГЭС с заводами-изготовителями гидроагрегатов по оценке текущего состояния оборудования на весь период его жизненного цикла.
    5. В АСУ ТП проектно должна быть обеспечена синхронизация работы всех подсистем от единого источника точного времени. Запроектировать оснащение каждого блока автономной системой мониторинга режимов работы, сбора и хранения информации. Конструкция и место расположения данной системы должны исключать уничтожение информации при аварийных ситуациях.

7.2. Анализ и выводы в сфере технической политики в части производства основного оборудования (в т. ч. модернизация)[править]

Особенности конструкции гидротурбин РО-230/833-В-677 подробно описаны в п.3.2 данного доклада.

Изначально качество и надежность работы гидроэнергетического оборудования на СШ ГЭС закладывалось на всех этапах «исследование — разработка — производство — транспортировка — монтаж-внедрение — стыковка с системами управления, контроля и запуска — сопровождение».

Существующие в настоящее время требования государства к собственникам гидроэнергетических объектов не обеспечивают соблюдения условий их безопасного функционирования.

Ранее нормативными документами ПТЭ Минэнерго СССР регламентировались обязательное участие завода-изготовителя в эксплуатации, особенно при внесении каких-либо изменений.

При нарушении этого ГОСТа 1973 г. вся дальнейшая ответственность за эффективность и безопасность возлагалась на ГЭС.

То же самое касалось и генерального проектировщика станции. Любые изменения, связанные с оборудованием, с режимами его эксплуатации, конструкцией, с системами управления не допускались без согласования с авторами проекта, разработчиками и изготовителями.

Введение группового регулятора активной и реактивной мощностей без согласования завода-изготовителя позволила заложить снижение и увеличение мощности 30 МВт/сек, что не соответствовало возможностям оборудования (завод-изготовитель установил плавное снижение от 2 МВт/сек до 30). В Генпроекте были заложены условия 0,7 пуска установки в сутки без захода в зону, неблагоприятную для работы оборудования.

Системный оператор приступил к собственному установлению режимов без согласования с заводом-изготовителем гидротурбин (ЛМЗ) и проектной организацией (Ленгидропроект) с внедрением ГРАРМа.

В среднем по уровню маневренности, по отношению к проектному режиму это в 20 раз превышало проектный уровень маневренности.

На этом примере видна безответственность ОАО «РусГидро» в вопросах утраты взаимодействия и авторского сопровождения находящихся в одном холдинге проектной организации «Ленгидропроект» и СШ ГЭС. Это отчетливо проявилось при внедрении существенных изменений в АСУ ТП и отклонений от проектно-технологических решений на примере взаимодействия с Системным оператором.

Изменение условий работы осуществлялось на оборудовании с заканчивающимся 30-летним сроком службы.

Переход в диапазон неизученных и неисследованных режимов работы, при которых такое мощное оборудование с очень большой массой начинает принудительно замедляться и ускоряться, повлекло возникновение вибрации высокой частоты, что привело к аварийной ситуации.

Существенным фактором служит неинформированность Системного оператора о фактическом состоянии оборудования. Формальное отношение, основанное на подаче заявки «гидроагрегат в ремонте», служит основанием для введения малообоснованных режимов регулирования, воплощающихся в ручно-автоматических манипуляциях дежурного персонала.

Выявились недостатки в разработке и реализации государственной политики и ее нормативно-правового обеспечения в сфере научных и прикладных исследований и разработок гидроэнергетического оборудования, организации повышения его качества, надежности и технического уровня, государственного и корпоративного надзора за соблюдением условий его безопасной эксплуатации при разных формах собственности в ГЭС. В этой связи имеется целесообразность большей координации электротехнической промышленности и Министерства энергетики России.

Отсутствует планирование своевременного заказа замены оборудования СШ ГЭС, приближающегося к завершению срока службы, заводы-изготовители гидроэнергетического оборудования имеют длительные технологические сроки его изготовления и согласований. Без средне- и долгосрочного, поэтапно разнесенного заказа СШ ГЭС проблематично удовлетворить вне чрезвычайной мобилизационной директивной ситуации «внезапно» заявленную потребность ГЭС в замене 10 гидротурбин, запчастях, комплектующих. Положение усугубляется многолетним разрывом долгосрочных связей ГЭС с заводами-изготовителями оборудования, генеральным проектантом «Ленгидропроект» и несложившейся практикой организационного взаимодействия с ними.

Базовые модели гидротурбин и гидрогенераторов, спроектированные и изготовленные более 30 лет, нуждаются в переходе к современным методам проектирования и изготовления с учетом обнаруженных при эксплуатации конструкторско-технических недостатков, что требует непрерывной связи исследовательских и проектных институтов, КБ, предприятий-изготовителей с ГЭС. Устаревшие ГА нуждаются в соответствующей модернизации с учетом новых подходов. Новые гидроагрегаты (не только гидротурбины) нуждаются в модернизации и продлении срока службы, т. к. их замена завершится в 2014—2015 гг. (с учетом пуска и сдачи в эксплуатацию). Следует учесть, что модернизация должна происходить с учетом требований системного оператора, в противном случае, гидроагрегат не сможет исполнять функции регулирования мощности.

Эксплуатантами оборудования отмечено снижение научно-технического уровня «Ленгидропроекта».

Целесообразно предусмотреть федеральное нормативно-правовое обеспечение по регламентации опасных производственных объектов (к которым де-факто относятся ГЭС) в целях регулирования вопросов научных исследований, опытно-конструкторских разработок, производства гидроэнергетического оборудования, транспортировки, монтажа, внедрения (сдачу в эксплуатацию), эксплуатации, научно-технического сопровождения, модернизации, внесения изменений, систем защиты, продления срока их службы, средне- и долгосрочного планирования деятельности.

Требуется аттестация ведущих разработчиков научно-технических и проектных институтов «РусГидро», «Силовых машин» на соответствие знаниям и возможностям внедрения передового международного опыта, разработки современных оборудования и технологий, включая системы управления процессом производства электроэнергии и защиты ГЭС. При этом важную роль играет консолидация усилий Минэнерго России и Отделения энергетики, машиностроения, механики и процессов управления РАН в создании при их участии на базе существующих проектных и исследовательских институтов Центра современной гидроэнергетики с организацией государственной научно-технической экспертизы. Одну из ведущих ролей здесь может сыграть ЦКТИ.


С учетом вышеизложенного целесообразно поручить Министерству энергетики Российской Федерации, Министерству экономического развития Российской Федерации, а также проектным институтам проведение следующих мероприятий.

  1. Разработать гидроагрегат (турбину) с широким регулировочным диапазоном активной мощности с целью обеспечения участия станции в регулировании нагрузки в Единой энергетической системе.
  2. Организовать обследования и испытания гидроагрегатов с привлечением специализированных научно-исследовательских организаций, заводов-изготовителей, экспертных организаций.
  3. Оснастить гидроагрегаты штатными системами постоянного контроля вибрации и теплового контроля. По каждому каналу измерения вибрации выбрать установку предупредительной и аварийной сигнализации. Установить регистраторы аварийных состояний событий, выбрав для их установки места наименее подверженные воздействиям от аварий.
  4. Провести комплексный расчет прочности и долговечности шпилек при различных возможных сочетаниях эксплуатационных нагрузок с целью установления безопасного ресурса. Установить (выборочно) систему мониторинга нагруженности шпилек крепления крышки гидротурбины. Внедрить специальные гидравлические ключи отечественной разработки (НПО ЦКТИ), обеспечивающие равномерную затяжку шпилек.
  5. Изменить проектные решения, заложенные в АСУ ТП, в части управления турбинами, условиями защит и блокировок для обеспечения безопасного и надежного отключения оборудования при возникновении нештатных ситуаций. Проектирование и создание АСУ ТП ГЭС необходимо осуществлять как для систем повышенной опасности, например, АСУ АЭС, с заимствованием правил и технологий создания систем управления из области атомной, авиационно-космической и оборонной промышленности. В частности, рекомендуется:
    • включать в состав АСУ ТП системы регистрации важных параметров эксплуатации («черный ящик»);
    • использовать математические модели, имитирующие аварийные ситуации, для выбора проектных решений и обоснования безопасности;
    • разработать и применять функциональные и полномасштабные тренажеры для обучения операторов действиям в аварийных ситуациях;
    • разработать и поставлять на ГЭС экспертные системы поддержки управленческих решений.
  6. Согласовать с заводом-изготовителем алгоритм группового регулирования мощности и установки приоритетов нагрузки гидроагрегатов с учетом их технического состояния.
  7. С учетом эксплуатационных ограничений и особенностей исключить участие гидроагрегатов с турбинами РО-230/833-В-677 во вторичном регулировании активной мощности и частоты.
  8. Наиболее приемлемым изготовителем новых гидроагрегатов для СШГЭС является ОАО «Силовые машины». Преимущества выбора ОАО «Силовые машины» по сравнению с другими ведущими мировыми производителями (Альстом, Фойт Гидро, Андриц Гидро):
    • наиболее короткие сроки изготовления;
    • проведена научно-исследовательская работа, по итогам которой создана модель нового рабочего колеса с улучшенными энергетическими, кавитационными и прочностными характеристиками;
    • наличие модели гидротурбины и проведение соответствующих испытаний;
    • опыт изготовления подобных гидроагрегатов.

7.3. Анализ и выводы в сфере технической политики в части автоматизированных систем управления технологическими процессами и диагностики[править]

Система автоматического контроля и управление технологическими процессами и диагностики на Саяно-Шушенской ГЭС проектировалась ООО "НПФ «Ракурс». Число сотрудников компании — 178 человек, высшее техническое образование имеют 98 человек, квалификацию «инженер-механик» 7 человек, 7 кандидатов и 2 доктора технических наук. Компания организована в 1991 году. На СШ ГЭС специалисты компании работали в составе местных бригад с производителем работ. Компания сотрудничает с ЛМЗ по турбинам, начиная с 2000 года. При работе над системой визуализации информация на СШ ГЭС компанией использовалось программное обеспечение «Омрон».

При беседе с руководством компании 16.10.2009 г. выяснилось, что техническое задание на разработку программно-технического комплекса и устройства автоматического управления «АСУ ТП Саяно-Шушенской и Майнской ГЭС» не были согласованы с «Ленгидропроектом». Заказчиком технических требований явилась Саяно-Шушенская ГЭС.

В процессе исполнения договора на работы по АСУ ТП СШ ГЭС неоднократно применялись решения по изменению структуры, состава АСУ ТП датчиков и механизмов, технологических алгоритмов и других технических решений.

Следует особо отметить, что в системе АСУ ТП был заложен только контроль и визуализация рассогласования положения лопаток направляющего аппарата. В проекте АСУ ТП не было предусмотрено защиты от рассогласования положения лопаток направляющего аппарата. ООО «Ракурс» при разработке АСУ ТП для СШ ГЭС не обеспечило точную фиксацию времени возникновения событий.

Не был детально проработан вопрос резервного электропитания шкафов управления. Основное питания системы управления и регулирования предусмотрено от источников переменного тока 220 В. В качестве резервного источника использовались аккумуляторные батареи постоянного тока 220 В.

Во время аварии система питания была полностью выведена из строя.

Руководство монтажными пуско-наладочными работами АСУ ТП выполнялось непосредственно специалистами ООО «НПФ „Ракурс“».

Одним из важнейших вопросов для понимания причин и последствий аварии на СШ ГЭС является разбор работы автоматики группового регулятора активной и реактивной мощности — ГРАРМ. Проектирование и поставка этих устройств осуществлялась фирмой «Промавтоматика». Число работающих на фирме — 65 человек. Из них занято на сборочном производстве − 20 человек, программистов — 25 человек, электриков по основному оборудованию — 6 человек, гидравликов — 4 человека и электриков по блокам − 5 человек.

Техническое задание по ГРАРМу разрабатывалось Саяно-Шушенской ГЭС. В техническом задании на разработку ГРАРМ не были сформулированы критерии, определяющие приоритеты работы гидроагрегата при групповом регулировании мощности, индивидуальное ограничение по мощности и зонам не рекомендованным к работе, не учитывались особенности режимов работы и конструкции гидроагрегатов. Не были установлены критерии выбора приоритетного агрегата и сроки сохранения приоритета. Алгоритм воздействия ГРАРМ на гидроагрегат в ходе автоматического регулирования мощности и частоты не согласовывался с заводом — изготовителем гидротурбин (согласно письма ОАО «Силовые машины» № 7/03-192 от 14.09.2009).

Система ГРАРМ запущена в опытную эксплуатацию в 2006 году и через полгода введена в промышленную эксплуатацию.

Следует отметить, что договор на сервисное обслуживание ГРАРМа отсутствует. Последний приезд специалистов по ГРАРМу на СШ ГЭС был в 2006 году. Позже специалисты по ГРАРМу на станцию не приезжали.

Без участия специалистов «Промавтоматики» в 2006 году были заменены штатные регулятора ИГР2И, с которыми стыкуется система ГРАРМ, на регуляторы ИКРМП.

Проект привязки новых регуляторов был сделан самой СШ ГЭС без участия «Промавтоматики».

У системы ГРАРМ две основные функции. Это, в первую очередь, распределение по агрегатам станции заданий плановой и внеплановой мощности, полученных от АРЧМ из ОДУ «Сибирь». Прибор должен рассчитать новое задание и раздать задания по агрегатам на индивидуальные регуляторы самих уже турбин. И второе — обеспечение поддержки заданной мощности станции при любых действиях оператора на агрегатах, которые не задействованы в ГРАРМ.

Необходимо отметить следующие особенности. Эта система не является обязательной системой; может быть выключена.

Если для ОДУ «Сибирь» необходимо для управления выключить систему ГРАРМ, то оператору выдается команда на выключение.

Система ГРАРМ спроектирована и выполнена так, что она не предназначена для выполнения каких либо функций защиты. Повторим, в ней нет никаких функций защиты оборудования.

Данная система не ведет учет переходов через зону нежелательной работы.

На всех агрегатах режим закрытия направляющего аппарата в алгоритме работы электрогидравлического регулятора частоты вращения турбины при потере электропитания не был предусмотрен.

На СШ ГЭС ранее отмечали случаи, когда в работе ГРАРМа наблюдались сбои: случаи уменьшения мощности не санкционированные из ОДУ. Были попытки устранить эти ошибки в ГРАРМе путем добавления количества защит по несанкционированной работе.

Следует отметить, что работа велась не на основании технического задания, а по техническим требованиям, которые многократно пересогласовывались СШ ГЭС, как заказчиком.

«Ленгидропроектом» были разработаны технические требования, к составлению технического задания институт не привлекался.


Фундаментальным, по мнению Комиссии, является следующий вопрос.

Первоначально АСУ ТП была реализована таким образом, что имелась возможность реализовать сигнал в систему защиты с выводом на остановку агрегатов.

В качестве опции была сделана предупредительная сигнализация. Но после проведенных испытаний и ремонта система автоматики эксплуатировалась станцией исключительно в информационном режиме.

Таким образом, руководство СШ ГЭС не использовало систему в режиме автоматики.

Более того. В системе специально предусмотрена возможность, когда не все агрегаты одновременно управляются ГРАРМом. Например, десятый агрегат не управлялся из системы по технологическим ограничениям. Оператор вывел его из-под ГРАРМа. Второй гидроагрегат операторы считали вполне исправным, потому что он только что прошел капремонт. Но виброхарактеристики этого агрегата были на пределе допустимого.

В систему ГРАРМ не заводится никакой информации по вибрации. Механизм защиты реализуется через локальную АСУ ТП непосредственно от локальной системы управления, работа которой осуществлялась следующим образом. Когда групповой регулятор делает запрос на подключение агрегатов к ГРАРМ, локальная система должна дать подтверждение о том, что агрегат можно вводить (или отказать во вводе).

У агрегатов, поставленных на СШ ГЭС, зона запрещенной работы очень большая. При росте напора резко сокращается зона благоприятной работы. При уровне 214, эта зона всего 70 МВт. Когда станцию нагружают на пределе плановой мощности, то все агрегаты начинают уходить в верхнюю зону и работают в диапазоне 70 МВт.

Регулирование со скоростью 30 МВт в секунду означает переход через зону запрещенной работы. За 10 секунд агрегаты набирали и сбрасывали по 300 МВт при ширине зоны регулировки всего в 70 МВт в разрешенной к эксплуатации зоне.

Предельно важным для понимания причин аварии является алгоритм работы оператора станции при регулировании в ручном режиме и взаимодействии оператора с системой ГРАРМ. Оператор ключом-регулятором ЭГР-2И в ручном режиме подает управляющий сигнал на МИМ. МИМ — механизм, автоматически двигающийся с постоянной скоростью 30 МВт/сек. У ключа отсутствует регулировочный механизм.

В таком режиме основная функция ГРАРМа заключается в том, чтобы проинформировать оператора и помочь удержать мощность с остальными агрегатами. То есть, вместо режима автоматического управления система ГРАРМ работает как информационная система.

Работать в ручном режиме оператору достаточно тяжело. Он должен левой рукой взять агрегат, а правой рукой другим каким-то агрегатом пытаться удержать суммарную мощность при регулировании частоты.

Установлено, что в момент аварии под ГРАРМом находилось 6 агрегатов, 3 — вне ГРАРМа, один агрегат (шестой) был выключен. Таким образом, три агрегата работали в ручном режиме регулирования.


Развитие аварии с гибелью большого количества людей и разрушением технических устройств, эксплуатируемых на СШГЭС, явилось следствием несоответствия комплекса защитных мер в отношении оборудования и персонала СШГЭС видам опасности, в частности:

  • отсутствие резервного источника питания и ключа управления на главном щите ЦПУ приводов сброса аварийно-ремонтных затворов напорных водоводов;
  • отсутствие в алгоритме работ гидромеханической колонки регулятора режима закрытия направляющего аппарата при потере электроснабжения;
  • применения оборудования и линий питания, связи, управления, контроля и защиты не во влагопылезащищенном исполнении.

В итоге в предаварийной и аварийной ситуации АСУ ТП не обеспечила:

  • отключение турбогенератора № 2 при повышенной вибрации, зафиксированной датчиками вибрации до аварии;
  • перекрытия аварийного затвора после разрушения турбогенератора № 2;
  • отключения всех турбогенераторов от внешней энергосистемы после поступления воды в машинный зал.
РЕКОМЕНДАЦИИ Правительству Российской Федерации

Дать поручение Министерству энергетики Российской Федерации в кратчайшие сроки разработать современную систему автоматического регулирования и защиты генерирующих мощностей с учетом особенностей режимов работы и конструкций технического оборудования, которая позволит оптимизировать участие человеческого фактора в выработке и принятии управленческих решений.

РЕКОМЕНДАЦИИ Министерству энергетики Российской Федерации, проектным институтам

Проектирование и создание АСУ ТП ГЭС целесообразно осуществлять по аналогии с системами повышенной опасности с заимствованием правил и технологий создания систем управления из области авиационной, космической и атомной промышленности.

В частности, рекомендуется:

  • включать в состав АСУ ТП системы регистрации важных параметров эксплуатации «черный ящик»;
  • использовать математические модели, имитирующие аварийные ситуации для выбора проектных решений и обоснования безопасности;
  • применять функциональные и полномасштабные тренажеры для обучения операторов действиям в аварийных ситуациях;
  • размещать оборудование АСУ ТП на ГЭС в защищенных от проникновения воды помещениях;
  • устанавливать источники бесперебойного питания АСУ ТП и важных электроприводов с защитой от попадания воды под давлением.
РЕКОМЕНДАЦИИ ОАО «РусГидро»-«СШГЭС им. П. С. Непорожнего»
  1. При модернизации АСУ ТП Саяно-Шушенской ГЭС необходимо:
    • выполнить доработки колонки электрогидравлического регулятора турбины, предусмотрев закрытие направляющего аппарата при потере электропитания;
    • оснастить гидроагрегаты штатными системами постоянного контроля вибрации и теплового контроля. Определить места установки датчиков и установки предупредительной и аварийной сигнализации, а также обеспечить учет данных вибрационного и теплового контроля гидроагрегатов в системе группового регулирования с реализацией функции предупредительной и аварийной сигнализации и автоматической остановки гидроагрегатов;
    • выполнить схему управления аварийными затворами турбинных водоводов СШГЭС, обеспечивающую их гарантированное закрытие при возникновении нештатных ситуаций, а также по команде с ключа управления на центральном пульте управления;
    • разработать проект системы мониторинга режимов работы и состояния гидроагрегата с фиксацией и сохранением параметров.
  2. Провести научно-исследовательские и опытно-конструкторские работы по созданию современных автоматических систем управления ГЭС, оснащенных дополнительным контуром, включающим:
    • системы мониторинга спектрального анализа вибраций основного оборудования и определения его реального ресурса;
    • системы опережающего моделирования для раннего обнаружения аварийных ситуаций;
    • системы поддержки и принятия решений с подсказкой оператору о необходимых действиях.

7.4. Анализ и выводы в сфере технической политики в части обеспечения системной надежности[править]

Разностороннее изучение причин возникновения аварии на Саяно-Шушенской ГЭС показало, что при эксплуатации объекта энергетики необходимо учитывать не только требования к техническому состоянию его оборудования и возможной угрозы жизни и здоровью людей при работе такого объекта, но и требования, учитывающие техническую и технологическую готовность и способность отдельного объекта выполнять свои функции в качестве элемента единой энергетической системы. В результате оценки работы Саяно-Шушенской ГЭС в качестве элемента единой энергетической системы выявлены следующие проблемы:

  1. Необходимость совершенствования нормативной правовой базы, определяющей параметры и регулирующей контроль за надежностью и эффективной работой энергосистемы.
  2. Необходимость создания федерального органа исполнительной власти, осуществляющего функции контроля за надежной работой энергосистемы и составляющих ее энергообъектов, включая контроль за организацией специфического процесса эксплуатации.
  3. Необходимость совершенствования межправительственных отношений в области обеспечения параллельной работы ЕЭС России с энергосистемами сопредельных государств.

7.4.1. Необходимость совершенствования нормативной правовой базы, определяющей параметры и регулирующей контроль за надежностью энергосистемы[править]

Для обеспечения общеобязательных требований к техническому состоянию и эксплуатации объектов электроэнергетики разработаны проекты трех технических регламентов:

  • о безопасности электрических станций и сетей;
  • о безопасности электроустановок;
  • о безопасности высоковольтного оборудования.

Указанные проекты устанавливают на уровне федерального закона обязательные требования к проектированию, строительству, эксплуатации объектов электроэнергетики, а также правилам и формам оценки соответствия объектов регулирования требованиям технического регламента, в том числе путем осуществления государственного контроля и надзора за соблюдением требований технического регламента.

Вместе с тем, установление требований только к процессам создания и эксплуатации отдельных объектов электроэнергетики и энергопринимающих установок потребителей электрической энергии без учета требований, предъявляемых к этим объектам в качестве элементов единой энергосистемы, не может обеспечить безопасной и надежной работы всей электроэнергетической системы России.

Единая энергосистема России состоит из 7 объединенных энергосистем: Востока, Сибири, Урала, Средней Волги, Юга, Центра и Северо-Запада. Все энергосистемы соединены межсистемными высоковольтными линиями электропередачи напряжением 220—500 кВ и выше и работают в синхронном режиме (параллельно).

Выработка электроэнергии по ЕЭС России в 2008 году составила более 1 023 414 млн кВт.ч.

Потребление электроэнергии по ЕЭС России в 2008 году составило 1 006 536 млн кВт.ч.

Единая энергосистема состоит из:

  • электростанций общей установленной мощностью более 210 тыс. МВт, в том числе 595 электростанций мощностью свыше 5 МВт, из которых: 302 — ТЭС, 86 — ГЭ, 9 — АЭС (Билибинская АЭС не входит в ЕЭС России).
  • электрических подстанций 110—500 МВт — 8725
  • электрических линий 110—1150 МВт — 10 262 общей протяженностью более 448 тыс.км.
  • микропроцессорных устройств релейной защиты и противоаварийной автоматики:
    • для ЛЭП и оборудования 330—750 кВ составляет — 5616,
    • для оборудования и ЛЭП 110—220 кВ составляет — 22235.

В энергосистему России помимо единой энергетической системы России входят следующие изолированные энергосистемы:

  • «Камчатэнерго»;
  • «Магаданэнерго»;
  • «Сахалинэнерго»;
  • «Таймырэнерго»;
  • «Чукотскэнерго»;
  • Западный и Центральный районы электроэнергетической системы Республики Саха (Якутия).

Технические свойства энергетических систем определяются быстротой протекания электромагнитных переходных процессов и невозможностью накопления в экономически значимом количестве основного продукта производства — электрической энергии. Эти особенности превращают множество территориально распределенных технических объектов, которые могут быть удалены друг от друга на тысячи километров, в единый функциональный комплекс, все элементы которого влияют друг на друга и взаимодействуют.

Энергосистема является самостоятельным техническим объектом, поскольку она обладает свойствами, отсутствующими в каждом из составных элементов. Характерным примером таких свойств является живучесть — способность надежно обеспечивать электроснабжение потребителей, несмотря на неработоспособность одного или нескольких объектов электроэнергетики.

Реализация такого свойства осуществляется путем использования возможностей оставшихся в работе элементов для компенсации выбывших. Такие процессы обуславливают дополнительные требования к оборудованию всех элементов системы, без учета которых их безопасная эксплуатация невозможна.

Установление требований к энергосистеме как к самостоятельному объекту регулирования не входит в предмет и сферу законодательства о техническом регулировании.

В соответствии со ст. 1 Федерального закона «О техническом регулировании», указанный федеральный закон регулирует отношения, возникающие при разработке, принятии, применении и исполнении обязательных требований к продукции или к связанным с ними процессам проектирования, производства, строительства, монтажа, наладки, эксплуатации, хранения, перевозки, реализации и утилизации.

Таким образом, объектом технического регулирования могут являться только требования к продукции и связанные с продукцией требования к процессам ее производства, эксплуатации и т.п.

В отличие от электрических станций и сетей, энергосистему невозможно рассматривать как продукцию и установить требования к процессам ее производства, эксплуатации, утилизации и т.п., т. е. те требования, которые могут быть включены в технические регламенты в соответствии со ст. 1 Федерального закона «О техническом регулировании».

Кроме того, в соответствии с Федеральным законом «О техническом регулировании» не включенные в технические регламенты требования к объектам электроэнергетики и процессам их эксплуатации не могут носить обязательный характер.

Требования указанных документов в соответствии с п. 1 ст. 46 Федерального закона «О техническом регулировании» подлежат обязательному исполнению только в части, соответствующей целям:

  • защиты жизни и здоровья граждан, имущества физических и юридических лиц, государственного или муниципального имущества;
  • охраны окружающей среды, жизни или здоровья животных и растений;
  • предупреждения действий, вводящих в заблуждение приобретателей.

В соответствии с Федеральным законом «О техническом регулировании» все обязательные требования к продукции, процессам производства, эксплуатации, хранения, перевозки, реализации и утилизации, в отношении которых в течение 7 лет со дня вступления в силу Федерального закона «О техническом регулировании» не были приняты технические регламенты, прекращают свое действие.

Таким образом, с 1 июля 2010 года нормативно-технические документы, принятые в отрасли до вступления в силу Федерального закона «О техническом регулировании» и регулирующие взаимоотношения объектов электроэнергетики, утрачивают обязательность своего исполнения в части, не предусмотренной Федеральным законом «О техническом регулировании».

Необходимо отметить, что Федеральный закон «Об электроэнергетике» также не содержит положений, наделяющих Правительство Российской Федерации полномочиями по утверждению отдельного нормативного правового акта, устанавливающего технологические требования (правила) работы электроэнергетических систем.

Выводы

В качестве первоочередных мер по нормативному правовому обеспечению надежного функционирования ЕЭС России предлагается:

а) внести изменения в Федеральный закон «О техническом регулировании», направленные на продление установленного срока для прекращения действия существующих нормативно-технических документов в отрасли на дополнительные два года;

б) внести изменения в Федеральный закон «Об электроэнергетике», направленные на наделение Правительства Российской Федерации полномочиями по утверждению технологических правил работы электроэнергетических систем, энергетических объектов, устанавливающих системообразующий комплекс норм и требований, обеспечивающих надежность и безопасность работы энергосистемы в целом

в) после принятия изменений в Федеральный закон «Об электроэнергетике» Министерству энергетики Российской Федерации разработать и представить в установленном порядке на утверждение Правительству Российской Федерации до конца 2010 года Правила технологической работы электроэнергетических систем, а также пакет основных сопровождающих нормативно-технических документов в сфере обеспечения системной надежности.

7.4.2. Необходимость создания федерального органа исполнительной власти, осуществляющего функции контроля за надежной работой энергосистемы и энергетических объектов[править]

После ликвидации ОАО "РАО «ЕЭС России» возник административный вакуум в вопросах контроля за деятельностью энергосистемы, как отдельного технологического объекта, и отдельных ее элементов с учетом системных характеристик оборудования.

До мая 2008 года система контроля в электроэнергетике выглядела следующим образом:

Министерство промышленности и энергетики Российской Федерации (Минпромэнерго России) выполняло функции федерального органа исполнительной власти, осуществляющего функции по выработке государственной политики и нормативно-правовому регулированию

Федеральное агентство по энергетике России (Росэнерго), подведомственное Минпромэнерго России, осуществляло функции по оказанию государственных услуг, управлению государственным имуществом в сфере производства и использования топливно-энергетических ресурсов.

Федеральная служба по экологическому, технологическому и атомному надзору (Ростехнадзор) осуществляло функции по контролю и надзору в сфере безопасности электрических и тепловых установок и сетей.

РАО «ЕЭС России» в соответствии с Постановлением Правительства Российской Федерации от 30 декабря 2003 г. N 792 «О перечне услуг по организации функционирования и развитию единой энергетической системы России», осуществляло следующие функции:

  1. организация деятельности субъектов оптового рынка электрической энергии (мощности) в области производства, передачи, распределения и потребления электрической энергии;
  2. анализ, разработка и систематический пересмотр нормативных характеристик генерирующего оборудования электростанций независимо от их организационно-правовой формы;
  3. осуществление координации и контроля топливообеспечения производителей энергии — субъектов оптового рынка электрической энергии (мощности);
  4. обеспечение координации инвестиционной деятельности субъектов оптового рынка электрической энергии (мощности) в области производства, передачи и распределения электрической энергии, финансирования строительства важнейших генерирующих объектов Единой энергетической системы России;
  5. организация работы по формированию плановых балансов электрической энергии и мощности, а также балансов стоимости электрической энергии и мощности на оптовом рынке электрической энергии (мощности);
  6. проведение ежегодно оценки готовности организаций к работе на оптовом рынке электрической энергии (мощности) с выдачей соответствующих паспортов готовности в порядке, установленном Федеральной энергетической комиссией Российской Федерации;
  7. анализ работы Единой энергетической системы России и оптового рынка электрической энергии (мощности) и доведение его результатов до всех субъектов этого рынка;
  8. обеспечение развития конкурентных рынков электрической энергии;
  9. осуществление мониторинга работы Единой энергетической системы России для раннего выявления признаков и предотвращения нарушений и кризисов энергоснабжения, а также организация проведения на объектах электроэнергетики аварийно-восстановительных работ;
  10. организация проведения научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ.

В соответствии с полномочиями, предоставленными Постановлением Правительства Российской Федерации от 30 декабря 2003 г. N 792, а также используя корпоративные рычаги влияния на дочерние и зависимые общества, в которых было сосредоточено ориентировочно 90 % объектов электроэнергетики Российской Федерации, РАО ЕЭС России фактически осуществляло контроль за надежностью единой энергосистемы России при выполнении следующих функции:

  • управление ЕЭС;
  • оказание услуг по организации функционирования и развитию ЕЭС и иных услуг, предоставляемых на федеральном (общероссийском) оптовом рынке электрической энергии (мощности);
  • эксплуатация электростанций, линий электропередачи и подстанций ЕЭС;
  • разработка долгосрочных прогнозов, перспективных и текущих планов экономического, социального и технологического развития электроэнергетического комплекса, целевых комплексных научно-технических, экономических и социальных программ;
  • разработка плановых и перспективных балансов электрической энергии и мощности;
  • реализация единой стратегии в области инвестиций и привлечения капитала для решения общесистемных задач развития ЕЭС;
  • формирование текущих и перспективных топливных балансов, организация и контроль за топливообеспечением и топливоиспользованием в рамках ЕЭС;
  • проектирование, строительство, расширение, реконструкция, техническое перевооружение и ремонт объектов ЕЭС;
  • проведение научно-исследовательских работ и опытно-конструкторских разработок в области технологии, техники, экологии, экономики энергетики и энергостроительстве;
  • взаимодействие с международными финансовыми и экономическими организациями; осуществление торгово-экономического и научно-технического сотрудничества с иностранными государственными и негосударственными организациями;
  • проведение технического контроля за состоянием оборудования, зданий, сооружений электростанций и сетей, независимо от их форм собственности и отраслевой принадлежности;
  • проведение энергосберегающей политики и внедрение нетрадиционных возобновляемых источников энергии.

После изменения структуры Правительства Российской Федерации в мае 2008 года и ликвидации РАО «ЕЭС России» в июле 2008 года система управления и контроля в электроэнергетике стала выглядеть следующим образом:

Министерство энергетики Российской Федерации (Минэнерго России) выполняет функции по выработке и реализации государственной политики и нормативно-правовому регулированию в сфере топливно-энергетического комплекса, в том числе по вопросам электроэнергетики, нефтедобывающей, нефтеперерабатывающей, газовой, угольной, сланцевой и торфяной промышленности, магистральных трубопроводов нефти, газа и продуктов их переработки, возобновляемых источников энергии, освоения месторождений углеводородов на основе соглашений о разделе продукции, и в сфере нефтехимической промышленности, а также функции по оказанию государственных услуг, управлению государственным имуществом в сфере производства и использования топливно-энергетических ресурсов.

Минэнерго России на основании федеральных законов, актов Президента Российской Федерации и Правительства Российской Федерации осуществляет полномочия по контролю в установленной сфере деятельности:

  • за соблюдением субъектами оптового и розничных рынков электрической энергии и мощности требований законодательства Российской Федерации в пределах своей компетенции;
  • за деятельностью организаций коммерческой инфраструктуры оптового рынка электрической энергии и мощности в пределах своей компетенции;
  • за системой оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике;
  • за реализацией инвестиционных программ субъектов электроэнергетики;
  • за реализацией мероприятий по реструктуризации угольной промышленности.

Минэнерго также осуществляет в соответствии с Положением:

  • разработку программ перспективного развития электроэнергетики с учетом требований по обеспечению безопасности Российской Федерации и на основе прогноза ее социально-экономического развития;
  • формирование и обеспечение функционирования государственной системы долгосрочного прогнозирования спроса и предложения на оптовом и розничных рынках электрической энергии и мощности, в том числе разработку прогноза топливно-энергетического баланса и системы мер, направленных на обеспечение потребностей экономики в электрической и тепловой энергии;
  • утверждение инвестиционных программ субъектов электроэнергетики, в уставных капиталах которых участвует государство, а также инвестиционных программ территориальных сетевых организаций, отнесенных к числу субъектов, инвестиционные программы которых утверждаются Министерством;
  • прогнозирование возможного дефицита электрической мощности в отдельных ценовых зонах оптового рынка электрической энергии и мощности и формирование благоприятных условий для капиталовложений или при необходимости для государственных инвестиций в строительство объектов электроэнергетики в целях предотвращения возникновения дефицита электрической мощности;
  • согласование передачи объектов электросетевого хозяйства единой национальной (общероссийской) электрической сети в аренду территориальным сетевым организациям.

Федеральная служба по экологическому, технологическому и атомному надзору (Ростехнадзор) выполняет функции по контролю и надзору в сфере безопасности электрических и тепловых установок и сетей.

В сформировавшейся системе остались неохваченными следующие функции:

  • контроль и надзор за качеством проектирования энергосистемы;
  • контроль и надзор за развитием энергосистемы;
  • контроль и надзор за формированием и распределением необходимых резервов мощностей в энергосистеме;
  • контроль и надзор за порядком формирования перспективной структуры электрических сетей и оценки пропускной способности межсистемных электрических связей;
  • контроль и надзор за уровнем организации и качеством ремонтного обслуживания объектов;
  • контроль и надзор за системой оценки остаточного ресурса работы основного энергетического оборудования;
  • контроль и надзор за состоянием оборудования, предназначенного для автоматического противоаварийного управления;
  • контроль и надзор за системными характеристиками электроэнергетического оборудования и т. д.;
  • контроль и надзор за организацией надежной эксплуатации энергообъектов.

В ряде министерств и ведомств Российской Федерации, курирующих специфические отрасли экономики страны (Минсвязи, Минтранс) для осуществления контроля и надзора за специфическими функциями подотчетных отраслей созданы специализированные органы исполнительной власти в форме федеральных служб.

Например, Федеральная служба по надзору в сфере связи, информационных технологий и массовых коммуникаций (Роскомнадзор), подведомственная Минсвязи России, выполняет функции государственного контроля в области связи по следующим направлениям:

  • за соблюдением требований к построению сетей электросвязи и почтовой связи, требований к проектированию, строительству, реконструкции и эксплуатации сетей и сооружений связи;
  • за соблюдением операторами связи требований к пропуску трафика и его маршрутизации;
  • за соблюдением порядка распределения ресурса нумерации единой сети электросвязи Российской Федерации;
  • за соответствием использования операторами связи выделенного им ресурса нумерации установленному порядку использования ресурса нумерации единой сети электросвязи Российской Федерации;
  • за соблюдением организациями федеральной почтовой связи порядка фиксирования, хранения и представления информации о денежных операциях, подлежащих в соответствии с законодательством Российской Федерации контролю, а также организацией ими внутреннего контроля;
  • за соблюдением пользователями радиочастотного спектра порядка, требований и условий, относящихся к использованию радиоэлектронных средств или высокочастотных устройств, включая надзор с учетом сообщений (данных), полученных в процессе проведения радиочастотной службой радиоконтроля;
  • за выполнением правил присоединения сетей электросвязи к сети связи общего пользования, в том числе условий присоединения.
Вывод

Учитывая практику, применяемую в ряде министерств, осуществляющих контроль за деятельностью специфических отраслей экономики, для установления контроля за деятельностью энергосистемы, как отдельного технологического объекта, и отдельных ее элементов с учетом системных характеристик оборудования, предлагается рассмотреть возможность создания федерального органа исполнительной власти в форме федеральной службы, подведомственной Министерству энергетики Российской Федерации, наделив ее полномочиями по контролю за деятельностью особого технологического объекта, которым является энергосистема России (Госинспекция Минэнерго РФ).

7.4.3. Повышение роли ОАО «СО ЕЭС»[править]

Действующим законодательством, нормативно-правовыми актами обеспечение системной надежности возложено на системного оператора. Проведение реформы в электроэнергетике позволило перейти от организационной разобщенности оперативно-диспетчерского управления (что исключало возможность формирования единых методов и деловых процессов на всех уровнях диспетчеризации) к созданию Системного оператора.

Это обеспечило административный каркас и организационное единство оперативно-диспетчерского управления. Созданы и продолжают совершенствоваться рыночные механизмы управления энергосистемой, при которых соблюдение требований надежности стало для участников рынка экономически выгодным.

Весь спектр задач можно разделить по трем основным направлениям: первое — обеспечение надежной работы ЕЭС путем непрерывного управления технологическими режимами, второе — обеспечение технологического функционирования оптового рынка и третье — координация инвестиционной деятельности в электроэнергетике.

Для обеспечения надежности работы ЕЭС в непрерывном, постоянном режиме ведется анализ устойчивости энергосистемы, расчет допустимых потоков мощности по отдельным сетевым элементам и их группам, расчет и анализ ожидаемых балансов электроэнергии и мощности. Заблаговременно координируются плановые ремонты оборудования электростанций и сетей.

В тоже время стали проявляться тенденции в том, что в новых условиях энергетические компании, не смотря на возможные экономические санкции, выполнение требований надежности подменяют финансовыми результатами. При наделении системного оператора функцией координации инвестиционных программ в отрасли, для создания условий надежного и бесперебойного функционирования единой энергосистемы России, законодательством был определен основной принцип возложенных на Системного оператора контролирующих функций — не вмешательство в хозяйственную деятельность собственников, а только информирование рыночного сообщества и органов государственной власти о фактическом ходе реализации инвестиционных проектов (имеющихся отклонениях).

В тоже время для обеспечения системной надежности в отрасли необходимо соблюдение жестких требований по срокам ввода объектов, заданных технических параметров при реализации инвестиционных программ генерирующих и сетевых компаний. В противном случае фактические параметры работы ЕЭС не будут соответствовать целевым, надежность ее работы станет непредсказуемой, а на рынке электроэнергии могут возникать броски цен, дисбаланс спроса и предложения электроэнергии и перебои в доставке товара от производителя к покупателю.

В настоящее время невыполнение инвесторами взятых на себя обязательств наносит удар не только по системной надежности электроэнергетике, а по всем субъектам экономической деятельности. Полномочия системного оператора необходимо расширить, давая возможность не только информировать, но и инициировать неотложные меры для обеспечения системной надежности.

7.4.4. Проблемы регулирования частоты и мощности[править]

Произошедшая авария на Саяно-Шушенской ГЭС выявила необходимость пересмотра организации регулирования мощности для обеспечения системной надёжности за счёт обеспечения ЕЭС России необходимым объёмом маневренных мощностей.

Саяно-Шушенская ГЭС является одной из двух гидроэлектростанций, используемых для регулирования мощности в единой энергосистеме Сибири. Разрешение на подключение ГРАМ Саяно-Шушенской ГЭС к системе АРЧМ ОДУ Сибири в качестве регулирующей электростанции было предоставлено 29.11.1988 г.

Согласно проектной документации Саяно-Шушенский гидроэнергетический комплекс в энергообъединении выполняет следующие функции:

  • выдачи в систему активной и реактивной мощности и энергии;
  • частотного резерва мощности и аварийного резерва системы.

Регулирование частоты и мощности является приоритетной обязанностью электростанций.

Однако по информации системного оператора, Красноярская ГЭС в режиме ГРАМ работать полноценно не может. С 2005 года Красноярская ГЭС представляет собой фактически две электрических станций, расположенных на одной плотине. Одна часть электрической станции работает на сеть 220 кВт, вторая часть электрической, Красноярской ГЭС, работает на сеть 500 кВт. Та часть, которая работает на 220 кВт, оснащена устройством ГРАМ, но её использование в автоматическом регулировании невозможно по режимным ограничениям в сети 220 кВт. Возможно использование той части Красноярской ГЭС, которая работает на сеть 500 кВт, но на текущий момент ГРАМ отсутствует, т. к. с 2005 года находится на реконструкции; ввод его ожидается в конце этого года либо в начале следующего.

Несмотря на то, что использование ГЭС, особенно крупных, сопряжено с рядом серьезных проблем, до изменения баланса генерирующих мощностей именно ГЭС будут по-прежнему играть роль регулятора качественных характеристик: напряжения, частоты и мощности.

Произошедшая авария выявила необходимость внесения изменений в действующий порядок организации регулирования частоты и мощности:

  • утверждения требований и осуществлению владельцами электростанций на постоянной основе контроля за техническим состоянием оборудования, обеспечивающего участие во вторичном регулировании частоты и перетоков мощности (в составе технического регламента «О безопасности электрических станций и сетей»);
  • согласование с заводом изготовителем гидротурбин алгоритмов управления мощностью гидроагрегатов ГЭС от устройств ГРАМ и параметров настройки ГРАМ для управления гидроагрегатами, а также условий, запрещающих или ограничивающих эксплуатацию гидроагрегата с управлением от ГРАМ;
  • учета заводом- изготовителем гидротурбин обязательного наличия устройства ГРАМ на ГЭС с количеством гидроагрегата более трех, для участия во вторичном регулировании частоты и перетоков активной мощности, в том числе автоматическом;
  • увеличение количества электростанций, подключенных к управлению от системы АВРЧМ, для снижения величины управляющих воздействий на каждый объект управления режимами ЕЭС России;
  • утверждения правил оказания услуг по обеспечению системной надежности, создающих экономические стимулы увеличения числа электростанций, участвующих в автоматическом вторичном регулировании частоты и перетоков активной мощности.

Кроме того, в целях повышения ответственности за установку оборудования для обеспечения участия в регулировании и поддержания его в рабочем состоянии Минэнерго России совместно с системным оператором пересмотреть порядок выдачи Паспортов готовности к работе в ОЗП. Решение о выдаче Паспорта для электростанций, не выполнивших требования по участию в первичном регулировании принимать только после рассмотрения и решения Штаба по надежности.

Выполнение системных требований по регулированию должно являться одним из основных условий подключения к ЕЭС России новых генерирующих мощностей.

В целях дальнейшего создания необходимых условий по обязательному участию электростанций в регулирования частоты и мощности Министерству энергетики Российской Федерации рекомендовать ОАО «СО ЕЭС»:

  • Разработать предложения в нормативно техническую документацию по планированию и ведению режимов регулирования частоты и мощности, с учетом специфики, срока службы и фактического состояния используемого гидроэнергетического оборудования и внести их в Министерство энергетики Российской Федерации.
  • Согласовать с заводом изготовителем алгоритм группового регулирования мощности и установки приоритетов нагрузки гидроагрегатов с учетом их технического состояния.
  • При установке новых гидроагрегатов учесть их конструктивные и эксплуатационные особенности при участии ГЭС во вторичном регулировании.
РЕКОМЕНДАЦИИ Министерству энергетики Российской Федерации
  1. Минэнерго России совместно с уполномоченными организациями стран СНГ проработать вопрос участия их энергосистем в первичном и вторичном регулировании, выработать согласованные технические и организационные решения.
  2. Разработать регламентные документы — выпуск новой редакции «Норм технологического проектирования гидроэлектростанций» и внесении изменений в «Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей».
  3. Подготовить и внести в Правительство Российской Федерации документы, устанавливающие персональную ответственность руководителей станций и руководителей энергетических компаний за соблюдение правил технической эксплуатации, за соблюдение и выполнение необходимых объёмов ремонтов.

Согласно действующему межгосударственному стандарту ГОСТ 13109-97 «Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения» (введен в действие постановлением Госстандарта РФ от 28 августа 1998 года № 338) одним из показателей качества электроэнергии является частота переменного тока в электрических сетях. Применяются нормы отклонения частоты, которые составляют для двадцатисекундных средних значений:

50,00 + 0,20 Гц — нормально допустимое значение отклонения частоты;

50,00 + 0,40 Гц — предельно допустимое значение отклонения частоты;

причем допустимое время работы энергосистемы с отклонением частоты в диапазоне от 0,20 до 0,40 Гц не должно превышать 72 мин. в сутки.

Работа с частотой выше предельно допустимой не соответствует требованию качества электрической энергии.

На сегодняшний день отклонение частоты на 0,2 Гц в ЕЭС возможно при потере приблизительно 4000 МВт зимой и 3000 МВт летом (без учета работы противоаварийной автоматики), или таким же резким ростом потребления (что не представляется возможным).


Осуществляемый в настоящее время Системным Оператором переход к регулированию частоты в соответствие со стандартом ИСТЕ:

  • 50,00 + 0,05 Гц — (нормальное значение)
  • для отклонений длительностью не более 15 мин: 50,00 + 0,2 Гц необходимо дополнительно изучить в части влияния на повреждаемость генерирующего оборудования.

Необходимо также провести комплексную оценку перехода на стандарты ИСТЕ от требований ГОСТ 13109-97 с учетом надежности работы оборудования и повышения затрат потребителей электроэнергии.


7.4.5. Необходимость совершенствования международных межправительственных отношений в области обеспечения параллельной работы ЕЭС России с энергосистемами сопредельных государств[править]

В связи с прекращением выдачи мощности Саяно-Шушенской ГЭС для обеспечения баланса электроэнергии (мощности) ОЭС Сибири в ряде схемно-режимных ситуаций может возникнуть необходимость передачи электроэнергии (мощности) в ОЭС Сибири из Европейской части ЕЭС России и ОЭС Урала.

Электрические связи ЕЭС России с ОЭС Сибири замкнуты через энергосистему Казахстана, поэтому режим ее работы определяет возможность передачи электроэнергии в ОЭС Сибири.

Возможность транзита определяется условиями статической и динамической устойчивости, обуславливающими величину максимально допустимых перетоков мощности по следующим направлениям:

  • Урал—Казахстан;
  • внутри северной части Казахстана;
  • Казахстан—Сибирь.

Величины максимально допустимых перетоков по всем указанным направлениям уменьшаются:

  • при отключении линий электропередачи на территории России и Казахстана в ремонт или аварийно;
  • при дефицитном балансе мощности в энергосистемах Казахстана или Центральной Азии.

Транзит Урал — Казахстан — Сибирь образуют 31 ВЛ 500 кВ, из них 15 ограничивают величины максимально допустимых перетоков. Отключение любой из этих 15 ВЛ 500 кВ снижает максимально допустимые перетоки на 400—700 МВт. Дополнительные отключения ВЛ 500 кВ могут снизить величину максимально допустимого перетока до нуля.

Если все ВЛ 500 кВ включены, максимально допустимые перетоки мощности в контролируемых сечениях имеют следующие значения:

  • из Урала в Казахстан — 1300 МВт;
  • из Казахстана в Сибирь — 1700 МВт;
  • из Сибири в Казахстан — 1700 МВт;
  • из Казахстана в Урал — 1500 МВт;

В условиях ограниченной пропускной способности транзита Урал — Казахстан — Сибирь важнейшее значение имеет поддержание Казахстаном согласованного баланса мощности. Это необходимо, чтобы не допускать перегрузок связей с ограниченной пропускной способностью неплановыми перетоками.

В настоящее время Казахстан не обеспечивает этого ключевого для организации параллельной работы условия. В 2008—2009 гг. допускались значительные отклонения фактических значений мощности сальдо перетоков между ЕЭС Казахстана и ЕЭС России от согласованного диспетчерского графика. Указанные отклонения происходили систематически. При допустимом диапазоне + 50 МВт с января по август 2009 г. отклонения фактического среднего почасового сальдо перетоков от планового значения составляли: свыше 200 МВт — 49 % интервала времени, свыше 500 МВт — 10 %, свыше 800 МВт — 1,5 % интервала времени.

В отдельные периоды средние почасовые отклонения фактических перетоков между ЕЭС Казахстана и ЕЭС России от согласованного диспетчерского графика достигали 1200 МВт (с 25.02.2009 по 27.02.2009) и 1248 МВт (12.05.2009 с 22:00 до 23:00).

С момента прекращения выработки электроэнергии Саяно-Шушенской ГЭС ситуация ухудшилась. 09.11.2009 г. в 15:час. 32мин. отклонения доходили до 1530 МВт, при этом ЕЭС Казахстана работала отдельно от ОЭС Центральной Азии.


Фактически вместо регулирования собственного баланса Казахстан компенсирует дисбалансы мощности за счет ЕЭС России.

Неплановые отклонения перетоков мощности создают непосредственную угрозу надежности работы ЕЭС России, поскольку их величина сопоставима с максимально допустимыми перетоками в межгосударственных и во внутренних контролируемых сечениях. Необходимость дополнительного резервирования пропускной способности из-за неплановых перетоков мощности приводит к невозможности корректного планирования передачи электроэнергии (мощности) в ОЭС Сибири из основной части ЕЭС России.

В условиях прекращения выработки электроэнергии Саяно-Шушенской ГЭС надежное электроснабжение потребителей энергосистем Западной Сибири при прохождении ОЗП 2009—2010 обеспечивается только при всех включенных линиях электропередач 220—500 кВ в западной части ОЭС Сибири и на транзите Урал — Казахстан — Сибирь. Любое аварийное отключение одной из этих передач при невыполнении казахстанской стороной плановых значений сальдо перетоков может приводить к необходимости ввода ограничения потребителей в энергосистемах западной части ОЭС Сибири.

Размещение резервов мощности на конкретных электростанциях ЕЭС Казахстана для оказания помощи ОЭС Сибири без решения вопроса ответственности казахстанской стороны не имеет смысла. В этом случае российская сторона будет оплачивать эти резервы, но не сможет их эффективно использовать, так как в любой момент времени казахстанская сторона может допускать небаланс в своей энергосистеме, и резерв мощности, поддерживаемый для ОЭС Сибири, фактически будет компенсировать этот небаланс, а не обеспечивать переток электроэнергии и мощности в российские энергосистемы.

Базовыми документами, устанавливающими основные условия параллельной работы ЕЭС России и энергосистем иностранных государств, объединенных с ЕЭС России на параллельную работу, в настоящее время являются:

  • Договор об обеспечении параллельной работы электроэнергетических систем государств-участников СНГ от 25.11.1998 года;
  • Соглашение о транзите электрической энергии и мощности государств-участников СНГ от 25.01.2000 г.

Указанные документы носят рамочный характер и не предусматривают применения каких-либо санкций при их неисполнении.

Взаимодействие субъектов электроэнергетики при осуществлении параллельной работы ЕЭС России и энергосистемы Казахстана регламентируется Договором о параллельной работе электроэнергетических систем Республики Казахстан и Российской Федерации от 01.10.1999 г., подписанным ОАО «KEGOC» и ОАО РАО «ЕЭС России», и дополнительными соглашениями к нему.

Данный документ, как и межправительственные договоры, не предусматривает юридические механизмы, обеспечивающие выполнение обязательств казахстанской стороной и побуждающие ее к соблюдению технологических условий параллельной работы ЕЭС Казахстана и ЕЭС России. В нем также отсутствуют экономические стимулы для выполнения участниками параллельной работы своих обязательств.

Использование межгосударственных электрических связей Сибирь — Казахстан и Урал — Казахстан в целях повышения надежности работы ОЭС Сибири в составе ЕЭС России и снабжения потребителей на территории Сибирского региона в настоящее время не может быть гарантировано по следующим причинам:

Во-первых, электрические связи ЕЭС России с ОЭС Сибири через ЕЭС Казахстана в любой момент могут быть отключены по инициативе казахстанской стороны, как по техническим, так и по иным причинам ввиду отсутствия юридически обязывающих документов по сохранению их в работе.

Во-вторых, диапазон пропускной способности транзита Урал — Казахстан — Сибирь не может быть гарантированно использован российской стороной для передачи электроэнергии (мощности) в ОЭС Сибири из Европейской части ЕЭС России ввиду систематической несогласованной загрузки его казахстанской стороной из-за дисбалансов мощности в ЕЭС Казахстана.

Необходимо отметить, что аналогичная энергетическая зависимость отдельных энергосистем России от режимов работы зарубежных энергосистем наблюдается и в других частях ЕЭС России. Только при параллельной работе с ОЭС Украины могут быть обеспечены надежность электроснабжения потребителей ОЭС Юга, выдача мощности Курской АЭС и возможность поставок электроэнергии в энергосистемы Закавказья. От параллельной работы с энергосистемами Беларуси и стран Балтии зависит надежность электроснабжения потребителей Калининградской и Псковской областей и возможность более полного использования пропускной способности электропередачи Россия — Финляндия. Для недопущения ограничения потребителей энергосистемы Дагестана при ремонтах в электрической сети 330 кВ ОЭС Юга необходима работа электропередачи 330 кВ Дербент — Яшма и передача электроэнергии из энергосистемы Азербайджана. Для электроснабжения Сочи-Адлерского узла в отдельных схемах требуется включение в работу ВЛ 220 кВ Псоу — Бзыбь и передача электроэнергии из энергосистем Грузии или Абхазии.

Выводы
  1. Обеспечение надежной работы энергосистем западной части ОЭС Сибири и электроснабжения потребителей и предотвращение негативного влияния режимов работы ЕЭС Казахстана на надежность работы ЕЭС России в долгосрочной перспективе возможно путем строительства межсистемных связей ОЭС Сибири с ОЭС Урала, шунтирующих транзит Урал — Казахстан — Сибирь по территории России. Данные мероприятия требуют весьма значительных капитальных вложений и длительны по срокам (10 — 15 лет). Использование электрических сетей ЕЭС Казахстана в условиях параллельной работы позволяет минимизировать указанные капитальные затраты и реализовывать их в оптимальные сроки.
  2. Для обеспечения полноценного использования транзита Урал — Казахстан — Сибирь для обеспечения передачи электроэнергии в ОЭС Сибири необходимо:
    • подготовить и заключить на межправительственном уровне юридически обязывающее соглашение об организации параллельной работы ЕЭС России и ЕЭС Казахстана, устанавливающее взаимную ответственность участников параллельной работы за выполнение технологических и коммерческих требований к участникам параллельной работы.
    • разработать с участием инфраструктурных организаций электроэнергетики и подписать между ОАО «ИНТЕР РАО ЕЭС» (Россия) и АО «KEGOC» (Казахстан) договор о финансовом урегулировании отклонений фактических сальдо перетоков электрической энергии (мощности) между ЕЭС Казахстана и ЕЭС России от согласованного диспетчерского графика.
    • ОАО «ФСК ЕЭС» и ОАО «СО ЕЭС» разработать и подписать договор, устанавливающий механизм компенсации затрат на поддержание в работе и эксплуатацию электрических сетей ЕЭС Казахстана для передачи электроэнергии (мощности) между Европейской частью ЕЭС России и ОЭС Сибири.
  3. В целях создания экономических механизмов регулирования балансов и управления режимами параллельной работы внести необходимые изменения в правила и регламенты оптового рынка электрической энергии (мощности) и таможенное законодательство, предусматривающие создание работоспособных механизмов купли-продажи электроэнергии для компенсации небалансов, купли-продажи электроэнергии в целях оказания взаимопомощи в режиме параллельной работы (в том числе при встречных поставках), легитимных механизмов осуществления перемещения электроэнергии через сети соседних государств и т. п.

7.4.6. О продлении срока службы оборудования[править]

Комиссия предлагает пересмотреть принятые подходы к продлению ресурса энергетического оборудования после того, как истекает нормативный, гарантированный заводом срок службы.

В настоящее время в энергетике России неуклонно обостряется проблема физического и морального старения оборудования электростанций, тепловых и электрических сетей на фоне резкого снижения темпов воспроизводства основных фондов. В условиях ограниченности инвестиционных ресурсов задача определения эффективного срока службы оборудования особенно актуальна, поскольку нарастание объемов энергетического оборудования, выработавшего свой ресурс, превышает темпы его замены на новое.

Отраслевыми организациями: ВТИ и ОРГРЭС с привлечением предприятий и НИИ энергомашиностроения, институтов Академии Наук и вузов проведен комплекс научно-исследовательских работ и накоплен материал, позволивший более чем в 2 раза увеличить проектный срок службы основных элементов котлов, турбин и трубопроводов. Выработались определенные подходы к продлению срока службы оборудования, находящегося на разных стадиях исчерпания физических возможностей металла.

В связи с необходимостью технического перевооружения энергетики и заменой действующего оборудования необходимо внести изменения в нормативно-правовые акты в части повышении роли Минэнерго России и Ростехнадзора в порядке выдачи разрешений на его применение.

Выводы

Окончательное решение о продлении срока службы оборудования и утверждение необходимых документов должно осуществляться уполномоченными должностными лицами Министерства энергетики Российской Федерации и Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору при согласии проектных организаций и заводов-изготовителей.

Предлагаемый порядок позволит Министерству энергетики правильно регулировать вывод из работы тех основных фондов, которые имеют высокий физический и моральный износ.


7.4.7. О лицензировании в электроэнергетике[править]

На этапе реформирования отрасли руководством РАО «ЕЭС России» при поддержке Федеральной антимонопольной службы и Минэкономразвития РФ было принято решение об отказе от лицензирования в электроэнергетике с целью снижения административных барьеров для привлечения инвесторов в отрасль, сохранив возможность возврата к лицензированию отдельных видов деятельности как методу государственного регулирования в ст. 20 ФЗ-35 «Об электроэнергетике».

Общее снижение единой технологической дисциплины, качества и своевременности проводимых ремонтов, технического перевооружения, предоставления мощности требуют введения лицензирования видов деятельности по производству электроэнергии, передаче электроэнергии, производству ремонта и наладки энергетического оборудования, проектирования и строительства энергетических объектов.

Выводы
  1. Необходимо внести изменения в Федеральные законы «О лицензировании отдельных видов деятельности», «Об электроэнергетике», Кодекс об административных нарушениях.
  2. Для генерирующих и сетевых компаний необходимо включить как неотъемлемую часть лицензии специальные условия:
    • по модернизации действующих объектов и строительству новых в целях своевременного обеспечения экономики и населения электроэнергией;
    • квалификации и своевременной переподготовке управляющего персонала энергетических объектов, периодичности подтверждения квалификационных требований.

Глава 8. Технический контроль и надзор[править]

Впервые государственная инспекция по промышленной энергетике и энергонадзору была создана при Наркомате электростанций СССР 18 мая 1944 года постановлением Государственного комитета обороны.

8 мая 1996 года Постановлением Правительства Российской Федерации органы государственного надзора реорганизованы в единую централизованную систему, включающую структурное подразделение центрального аппарата Министерства, региональные управления и территориальные органы.

12 августа 1998 года Постановлением Правительства Российской Федерации № 938 утверждено положение «О государственном энергетическом надзоре Российской Федерации», которое ввело ныне действующую систему государственного энергетического надзора в Российской Федерации.

Государственный энергетический надзор являлся частью единой энергетической системы России и объединял действующие в топливно-энергетическом комплексе надзорные организации и инспекции в целях обеспечения эффективного использования топливно-энергетических ресурсов в Российской Федерации и безопасной эксплуатации энергетических установок.

В систему государственного энергетического надзора входили:

Центральный аппарат — численностью 150 человек, в том числе:

  • структурное подразделение по управлению государственным энергетическим надзором центрального аппарата Минэнерго России — Департамент государственного энергетического надзора и энергосбережения (Госэнергонадзор) численностью 42 человека;
  • 7 региональных управлений государственного энергетического надзора — территориальных органов Минэнерго России численностью 108 человек;
  • 74 управления государственного энергетического надзора в субъектах Российской Федерации — государственных учреждений (УГЭН).

Общая численность работников, занятых в системе государственного энергетического надзора по состоянию на 1 октября 2001 года — 11 162 человека.

В настоящее время общая численность работников в системе государственного энергетического надзора не превышает 1500 человек.

Основная задача, стоящая перед Госэнергнадзором — осуществление контроля за техническим состоянием и безопасным обслуживанием электрических и теплопотребляющих установок потребителей электрической и тепловой энергии, оборудования и основных сооружений электростанций, электрических и тепловых сетей энергоснабжающих организаций, рациональным и эффективным использованием топливно-энергетических ресурсов на предприятиях, в организациях и учреждениях независимо от формы собственности.

Государственный надзор и контроль за соблюдением организациями правил устройства электроустановок, технической эксплуатации энергоустановок и правил безопасности при их эксплуатации осуществлялся на основании Гражданского кодекса, Кодекса законов о труде в Российской Федерации, Основ законодательства РФ об охране труда (Федеральный закон от 17.07.99 г. «Об основах охраны труда в Российской Федерации» № 181-ФЗ), Федерального закона «О безопасности гидротехнических сооружений».

Технический надзор осуществлялся через исполнение функций:'
  • разработки, введения в действие и последующего контроля за исполнением нормативно-технических документов (ПУЭ, ПТЭ, ПЭЭП, правил безопасности, правил пользования ТЭР и т. д.);
  • лицензирования работ в области энергетики и использования нефтепродуктов в пределах своих полномочий;
  • обязательных для исполнения предписаний вплоть до отключения энергоустановок, в том числе по установке приборов и систем учета расхода ТЭР;
  • допуска в эксплуатацию новых и реконструированных энергоустановок;
  • лимитирования топливно-энергетических ресурсов для организаций, финансируемых из федерального бюджета;
  • административных штрафов за нерациональное использование ТЭР;
  • организации работ по энергосбережению, включающих разработку и координацию отраслевых и региональных программ энергосбережения;
  • осуществления контроля за рациональным и эффективным использованием ТЭР.

В среднем за год органы Госэнергонадзора проводили комплексные обследования 120 электростанций АО-энерго различных мощностей, проверяли до 4000 малых электростанций, 320 предприятий электрических и 360 предприятий тепловых сетей энергоснабжающих организаций, до 9500 организаций — потребителей электрической энергии и до 5500 обследований теплопотребляющих установок и тепловых сетей потребителей тепловой энергии.

За год плановым проверкам (обследованиям) подвергалось 15-20 % организаций — объектов проверки. В соответствии с «Инструкцией по проведению обследования оборудования, зданий и сооружений электрических и тепловых установок, электростанций, котельных, электрических и тепловых сетей энергоснабжающих организаций и потребителей тепловой и электрической энергии» периодичность плановых комплексных обследований крупных организаций (с присоединенной мощностью электроустановок 750 кВА или тепловых установок 1 Гкал/час и выше) — не реже 1 раза в 5 лет, для мелких организаций периодичность устанавливал начальник управления Госэнергонадзора в субъекте Российской Федерации, исходя из их количества и штатной численности инспекторского персонала (практически это от 5 до 10 лет).

Статьей 7 Федерального закона «О защите прав юридических лиц и индивидуальных предпринимателей при проведении государственного контроля (надзора)» (редакция от 8 августа 2001 года № 134-ФЗ) было определено, что в отношении одного юридического лица или индивидуального предпринимателя каждым органом государственного контроля (надзора) плановое мероприятие по контролю может быть проведено не более чем один раз в два года.

В соответствии со статьей 9 гл. 2 федерального закона «О защите прав юридических лиц и индивидуальных предпринимателей при осуществлении государственного контроля (надзора) и муниципального контроля» (современная редакция от 26 декабря 2008 года № 294-ФЗ, норма вступает в силу с 1 января 2010 г.), плановые проверки проводятся не чаще, чем один раз в три года.

В марте 2004 г. Указом Президента Российской Федерации от 09.03.2004 № 314 «О системе и структуре федеральных органов исполнительной власти» образована Федеральная служба по технологическому надзору, подведомственная Министерству промышленности и энергетики Российской Федерации.

В мае 2004 г. Федеральная служба по технологическому надзору и Федеральная служба по атомному надзору преобразована в Федеральную службу по экологическому, технологическому и атомному надзору, руководство которой осуществляло Правительство Российской Федерации (Указ Президента Российской Федерации от 20.05.2004 г. № 649 «Вопросы структуры федеральных органов исполнительной власти»).

В июле 2004 года Постановлением Правительства Российской Федерации от 30.07.2004 г. № 401 «О Федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору», Ростехнадзор был определен как орган государственного энергетического надзора, и одновременно признано утратившим силу Постановление Правительства Российской Федерации от 12 августа 1998 г. № 938 «О государственном энергетическом надзоре в Российской Федерации».

Постановлением Правительства Российской Федерации от 29.05.2008 г. № 404 внесены изменения в Положение о Федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору, утвержденное Постановлением Правительства Российской Федерации от 30.07.2004 г. № 401, исключив из него определение Ростехнадзора как органа государственного энергетического надзора.

Полномочия Ростехнадзора в области государственного энергетического надзора, определены только в сфере безопасности электрических и тепловых установок и сетей (кроме бытовых установок и сетей). Ликвидированы функции:

  • технического контроля и надзора;
  • подготовки и проверки знаний энергетического персонала;
  • контроля и надзора за системой оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике (осталась функция только по аттестации диспетчеров по правилам Минэнерго России);
  • рассмотрения и согласования схем развития городов и населенных пунктов;
  • нормативно-правового регулирования в энергетике;
  • лицензирования работ в области энергетики (отменено лицензирование деятельности по эксплуатации электрических и тепловых сетей);
  • контроля за рациональным и эффективным использованием ТЭР;
  • лимитирования топливно-энергетических ресурсов, согласования брони газопотребления.
Государственный надзор за Саяно-Шушенской ГЭС.'

В период надзора Саянским отделом Енисейского управления «Хакасгосэнергонадзор» проведены следующие проверки СШГЭС:

  • 01.11.2001 г., 03.11.2005г и 09.10.2006 г. проводились целевые проверки готовности ГЭС к осенне-зимнему периоду.
  • 25.04.2002 г. — проводилась плановая проверка комплекса электроизмерительных лабораторий. На момент проверки СШГЭС располагала большим комплексом электроизмерительных лабораторий которые впоследствии были выведены за штат электростанции. Это решение также отрицательно сказалось на обеспечении безопасности функционирования станции.
  • 15.05.2002 г., 24.05.2006 г. и 25.04.2007 г. — проводились комплексные проверки технического состояния электромеханического оборудования станции от гидроагрегатов до трансформаторов и распредустройств, расположенных внутри станции.
  • 11.04.2006 г. и 02.04.2008 г. — были проведены целевые проверки по подготовке к паводку.
  • 12.02.2003 г. — была проведена целевая проверка выполнения выданных ранее органами государственного надзора предписаний.
  • 04.07.2008 г. — была проведена комплексная проверка оборудования станции по плану «Русгидро», включавшая в себя экологический, энергонадзор, промышленный и строительный надзор, вопросы взрывопожаробезопасности, котлонадзор и надзор гидротехнических сооружений.

Также за период с 2006 по 2009 годы проведено 63 проверки по вопросам выполнения законодательства о промышленной безопасности.

РЕКОМЕНДАЦИИ Правительству Российской Федерации.
  1. Для осуществления функций государственного энергетического надзора в полном объеме необходимы Указ Президента Российской Федерации об определении Ростехнадзора уполномоченным федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим государственный надзор за эффективным использованием энергетических ресурсов, и Постановление Правительства Российской Федерации «О государственном энергетическом надзоре в Российской Федерации».
  2. Необходимо рассмотреть вопрос о преобразовании Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору в Федеральную службу по атомному, технологическому и энергетическому надзору с консолидацией в рамках ее деятельности всех функций энергетического надзора и контроля. При этом, учитывая важность и объем возложенных задач, Федеральную службу по атомному, технологическому и энергетическому надзору целесообразно закрепить в ведении Правительства Российской Федерации.
  3. Необходимо наделить орган государственного энергетического надзора полномочиями по обобщению практики применения законодательства в области безопасности объектов энергетики, разработке предложений по его совершенствованию и внесению их в установленном порядке.
  4. Требуется ввести обязательное декларирование безопасности в организациях, осуществляющих деятельность по производству, продаже и распределению электрической и тепловой энергии страхование, а также обязательное страхование гражданской ответственности.
  5. Вернуть в структуру Саяно-Шушенской ГЭС комплекс электроизмерительных лабораторий.

Глава 9. Анализ экономической целесообразности создания ОАО «РусГидро»[править]

Хронология и философия создания ОАО «РусГидро».

В мире большая часть гидрогенерирующих мощностей находится в общественной собственности, либо под общественным контролем. Как правило, крупные гидроэлектростанции контролируются федеральной (в унитарных государствах — центральной) властью. Нередко контроль делится с региональными (Канада, Швейцария) или муниципальными (Норвегия) властями.

21 мая 2002 года Комиссия Правительства Российской Федерации по реформированию электроэнергетики (Протокол № 9) одобрила критерии формирования оптовых гидрогенерирующих компаний, к числу которых относятся:

  • отдельная компоновка от тепловых станций;
  • компоновка гидроэлектростанций по каскадному принципу в условиях технологической зависимости друг от друга;
  • надежность работы компаний в переходный период и при запуске конкурентного рынка электроэнергии.

Следствием этого решения стала разработка и принятие 26 марта 2003 г. Федерального закона «Об особенностях функционирования электроэнергетики в переходный период» (ФЗ-№ 36), статья 9 которого устанавливает требование о недопущении в процессе преобразования РАО «ЕЭС России» снижения доли участия Российской Федерации в уставном капитале (если указанная доля составляет 50 %).

1 сентября 2003 г. Распоряжением Председателя Правительства Российской Федерации № 1254-р утверждены цели формирования, состав и перечень генерирующих компаний оптового рынка электроэнергии (ОГК). В соответствии с распоряжением предусмотрено создание четырех гидрогенерирующих ОГК на базе ГЭС и ГАЭС.

К целям формирования ОГК были отнесены:

  • обеспечение надежного функционирования электроэнергетического комплекса;
  • создание равных стартовых условий деятельности генерирующих энергетических компаний;
  • недопущение доминирующего положения отдельных генерирующих энергетических компаний на оптовом рынке электрической энергии.

Данная группа критериев играла приоритетную роль для формирования состава ГидроОГК и должна была обеспечить «сглаживание» возможных проблем переходного периода, необходимого для формирования новой структуры отрасли и отладки новых хозяйственных отношений. С этой целью на формирование ОГК были наложены следующие ограничения: крупные гидравлические электростанции включаются в состав отдельных (без тепловых генерирующих мощностей) гидрогенерирующих компаний. Гидравлические электростанции одного каскада, функционирующие в условиях существенной технологической зависимости друг от друга, должны включаться в состав одной генерирующей компании.

Стоящие перед государством задачи по строительству новых гидроэлектростанций по всей территории России, реконструкции действующих, изыскание средств на эти цели, предопределили решение о создании единой ГидроОГК.

С точки зрения государства, как собственника гидрогенерирующих активов, создание единой ГидроОГК обеспечивало:

  • распределение корпоративных средств, полученных в результате котловой производственной деятельности согласно государственному плану развития гидроэнергетики на территории России;
  • усиление защищенности гидрогенерирующих активов, находящихся в преимущественной собственности государства (федерального центра), от попыток установления акционерного и иного видов контроля со стороны финансово-промышленных групп и содействующих им представителям региональных и местных органов власти и координации действий органов государственной власти и государственного регулирования при судебной защите имущественных интересов государства;
  • повышение капитализации гидроэнергетических активов (дробление государственных активов в случае создания четырех гидро-ОГК на данном этапе ведет к их значительной недооценке);
  • увеличение конкурентоспособности на рынке капитала подконтрольной государству гидрогенерации, с учетом высокой концентрации генерирующих мощностей под контролем частных структур (например, ФПГ, производящие алюминий, контролируют гидрогенерирующие активы установленной мощностью более 15000 МВт);
  • упрощение задачи участия в проектах строительства и модернизации гидроэнергетических объектов стран СНГ;
  • устранение дублирования управленческих структур и схем, и, вследствие этого, повышение эффективности управления и снижение издержек;
  • возможность повышения концентрации ресурсов на обслуживающие и вспомогательные функции, в частности, для создания научной и инженерной базы гидрогенерации;
  • снижение издержек с учетом эффекта масштаба производственной деятельности, в т. ч. управленческих расходов, фонда оплаты труда, снижение цены привлекаемых инвестиционных ресурсов;
  • упрощение процесса управления государственным имуществом путем сокращения управленческих издержек государства. То есть минимизируется, как численность госаппарата, ответственного за принятие решения в отношении государственной собственности в гидрогенерации, так и объем трудозатрат, связанных с подготовкой государственных директив, решений и т. д.
  • надежную работу гидроэнергетических объектов в составе ЕЭС России, выполняющих кроме выработки электроэнергии еще и защитную противопаводковую функцию, функции регулирования судоходства, мелиорации, сохранения и транспорта рыбных ресурсов,
  • поддержание необходимого уровня частоты электрического тока в ЕЭС России, в том числе для обеспечения параллельной работы энергосистем России, стран СНГ, Европы, Центральной и Юго-Восточной Азии, Ближнего Востока — ГЭС являются основными поставщиками услуг по вторичному регулированию частоты;
  • повышение надежности энергоснабжения за счет концентрации ресурсов на создание программ по управлению надежностью, мобильных резервов оборудования ГЭС;
  • оптимизацию ремонтных компаний;
  • достройку масштабных гидроэнергетических объектов, предназначенных для покрытия растущего уровня электропотребления в Сибири, Юге России, Дальнем Востоке.

26 декабря 2004 г. было создано ОАО «ГидроОГК», которое со временем преобразовалась в ОАО «РусГидро».

Саяно-Шушенская ГЭС, генерировавшая 29,3 % производства и 17 % выручки «РусГидро» (по итогам 2008 г.), в настоящее время остановлена.

В результате аварии наблюдается спад объема производства на 29 % (до 16,9 млрд.кВт.ч. в 2009 г.), тогда как ранее средний годовой объем производства составлял 24 млрд.кВт.ч.

Несмотря на намерения Правительства Российской Федерации сократить объем инвестиций в энергетический сектор примерно на 14 % в период 2009—2011 гг. вследствие неблагоприятного экономического климата, инвестиционную программу ОАО «РусГидро» можно назвать амбициозной. Финансовый кризис сократил бюджет инвестпрграммы ОАО «РусГидро» на 2009 финансовый год на 45 % до 65 млрд руб. Тем не менее, менеджмент компании определил следующие приоритетные проекты инвестпрограммы:


Инвестиционная программа ОАО «РусГидро»

Таблица 6.
Станция Установл. мощность, МВт Прогноз инвестиций Произв. Гвт-ч. Дата запуска
Бурейская 335 18,1 1 550 2008—2009
Богучанская 3000 132,1 17790 2011-2013
Зарамагские 352 12,8 812 2011
Кашхатау 65 2,9 241 2009
Саяно-Шушенская - 48,2 - 2012
Ирганайская . 1,9 .
Загорская ГАЭС-2 840 65,6 1 100 2010—2012
Малые ГЭС 210 15,3 2008—2010
Усть-Среднеканская 570 15,9 2012

Совокупный бюджет инвестпрограммы ОАО «РусГидро» может достигнуть порядка 234 млрд руб. в период 2008—2012 гг., в течение которого может быть введено в строй 4,5 ГВт мощностей. В соответствии с предварительными прогнозами Правительства Российской Федерации, дополнительные капвложения в размере 40 млрд руб. потребуются для ремонта турбин Саяно-Шушенской ГЭС. Средства, необходимые для строительства запланированного строительство водосброса на Саяно-Шушенской ГЭС, будут выделены государством.

Остановка Саяно-Шушенской ГЭС обязывает ускорить строительство первой очереди Богучанской ГЭС с целью стабилизации электроснабжения Сибири. В результате, четыре гидроагрегата Богучанской ГЭС уже готовы к установке. ОАО «РусГидро» может запускать в эксплуатацию по три гидроагрегата Богучанской ГЭС ежегодно в период 2010—2012 гг. Ранний ввод в эксплуатацию первой очереди Богучанской ГЭС сможет компенсировать 5,9 млрд кВт.ч в 2011 г. и 11,8 млрд кВт.ч в 2012 г. Таким образом, объем электроэнергии, вырабатываемой компанией, может вернуться на доаварийный уровень к 2011 г.

Выводы
  1. При формировании единой ГидроОГК появляются основные преимущества у государства для повышения капитализации гидроэнергетических активов, распределения корпоративных средств, полученных в результате производственной деятельности на достройку масштабных объектов для покрытия растущего уровня электропотребления в Сибири, Юга, Поволжья, Дальнем Востоке, оптимизации ремонтных компаний.
  2. ОАО «РусГидро» увеличивает способность привлекать крупные долгосрочные займы (объемом 500 млн долларов и выше на срок 5 лет и более — с учетом длительного цикла стоящих перед компанией инвестиционных задач) по относительно низким ставкам. Рост денежного потока компании дает возможность осуществлять более крупные займы без отрицательного влияния на кредитный рейтинг. Привлечение займов консолидированной компанией так же представляется более предпочтительным по причине более низких транзакционных издержек.
  3. Вместе с тем анализ событий на Саяно-Шушенской ГЭС обязывает Министерство энергетики Российской Федерации установить более эффективный контроль за деятельностью государственных компаний в целом во избежании таких инцидентов в будущем.
  4. Считать целесообразным провести изменения в Уставе ОАО «РусГидро» в части определения безопасности и надежности оборудования, зданий и сооружений как приоритетной цели компании. Ввести в структуру управления должность главного инженера (технического директора). Внести изменения в функциональные обязанности членов органов управления (Совет директоров, Правление), обеспечивающие баланс их прав и ответственности за обеспечение безопасной и надежной эксплуатации основных фондов.

Глава 10. Экология, безопасность эксплуатации плотины Саяно-Шушенского водохранилища, проблемы и задачи[править]

10.1. Общие данные по водному объекту[править]

Саяно-Шушенский гидроэнергокомплекс имеет комплексное назначение. Помимо регулирования стока преимущественно в энергетических целях, он используется для нужд водного транспорта, коммунального хозяйства, ирригации и срезки максимальных расходов воды для предотвращения наводнений.

В состав энергокомплекса входят два водохранилища, находящиеся на балансе и в ведении Росводресурсов: Саяно-Шушенское и Майнское.

Водохранилище Саяно-Шушенской ГЭС осуществляет суточное, недельное и годичное регулирование в интересах энергосистемы и других водопользователей. Водохранилище Майнской ГЭС перерегулирует эксплуатационные расходы воды Саяно-Шушенской ГЭС, сглаживая последствия суточного и частично недельного регулирования, т. е. является контррегулятором.

Общая площадь земель, отведенных под Саяно-Шушенское водохранилище распоряжением Совет Министров РСФСР от 05.10.1984 г. № 1390-Р, составляет 59 994 га, в том числе: Красноярский край — 29 065 га, Республика Хакасия — 4767 га, Республика Тыва — 26 162 га.

В проектной «Разработке требований гидроэнергетики к режиму работы ГЭС Енисейского каскада» 2007 г. максимальный расчетный расход обеспеченностью 0,1 % определён в 17 500 м³/с, поверочный расход обеспеченностью 0,01 % с гарантийной поправкой 24 400 м³/с.

Среднемноголетний сток, поступающий в нижний бьеф Саяно-Шушенской ГЭС равен 46,8 км³, в том числе через турбины 44,2 км³.

Установление режимов пропуска паводков, специальных попусков, наполнения и сработки водохранилищ отнесено к полномочиям Росводресурсов, в целях реализации которых в важнейших водных бассейнах созданы и работают Межведомственные оперативные (рабочие) группы по регулированию режимов работы водохранилищ и водохозяйственных систем.

Приказом Федерального агентства водных ресурсов от 30.03.2005 г. № 42 на Енисейское бассейновое водное управление (Енисейское БВУ) возложено установление режимов специальных попусков, наполнения и сработки десяти водохранилищ Ангаро-Енисейского каскада.

10.2. Авария и последующая эксплуатация гидроузла в непроектных режимах[править]

10.2.1. Режимы эксплуатации[править]

После аварии, произошедшей 17 августа 2009 года, Саяно-Шушенское водохранилище эксплуатируется в непроектном режиме. При этом, по данным Росводресурсов, согласованное с Ростехнадзором заключение Минэнерго России по безопасным режимам работы Саяно-Шушенского гидроузла в настоящее время отсутствует.

В этой ситуации Росводресурсами организована работа по проведению оперативных вариантных расчетов режимов работы Саяно-Шушенского водохранилища в осенне-зимний период 2009—2010 годов и проведению оперативных вариантных расчетов режимов работы Ангаро-Енисейского каскада на период непроектной эксплуатации Саяно-Шушенского гидроузла.

Принят режим интенсивной сработки Саяно-Шушенского водохранилища, что позволит:

  • в случае невозможности работы эксплуатационного водосброса при отрицательных температурах — с закрытием водосбросных сооружений вплоть до начала весеннего половодья обеспечить свободную емкость в водохранилище для принятия стока воды с расходами 1 % обеспеченности;
  • в случае возможности работы эксплуатационного водосброса при отрицательных температурах — обеспечить в нижнем бьефе СШ ГЭС санитарные попуски расходами 1100—750 м³/с.

Учитывая риски, возникающие в связи с обледенением, было принято решение о сработке водохранилища до возможно более низких отметок в октябре и дальнейшей работе водосброса с минимальными расходами воды, примерно 900 м³/с (минимальный расход двух агрегатов Майнского гидроузла и расход, обеспечивающий работу водозаборов г. Минусинска).

К началу декабря водохранилище сработано до отметки 529 м. Эта отметка обеспечивает равномерную работу всех 11 пролетов водосброса с открытием щитов на половину первой ступени в условиях маловодного притока.

Правительствами Красноярского края и Республики Хакасия разработаны планы подготовки субъектов к возможным нештатным ситуациям (ограничениям водопотребления) при работе Саяно-Шушенской ГЭС в непроектных режимах.

Водосбросные сооружения СШГЭС представлены бетонной водосбросной плотиной и водобойным колодцем. По данным ОАО «Ленгидропроект», в период восстановительных работ по зданию ГЭС не предполагается работа водосброса в режимах превышающих расчётные:

  • в период октября — ноября 2009 г. сбросные расходы не более 3200 м³/с;
  • с декабря 2009 г. по май 2010 г. расходы через водосброс в пределах 1200—700 м³/с;
  • в нюне 2010 г намечен ввод первой очереди берегового водосброса с расчетной пропускной способностью 1800 м³/с;
  • в первом полугодии 2010 г. намечен ввод восстановленных ГА6 и ГА5;
  • во втором полугодии 2010 г, намечен ввод восстановленных ГА4 и ГА3;
  • в 2011 г. намечен ввод берегового водосброса в полном объёме (Q = 3600 м³/с). Опыт пропуска паводка 2006 г. показал возможность безаварийного сброса значительных масс воды (Qсбp = 5000 м³/с).

Ввод берегового водосброса позволит выводить на определенное время основной эксплуатационный водосброс из работы с целью освидетельствования состояния крепления дна водобойного колодца и проведения, при необходимости, ремонтных работ.

В настоящее время этот объем пропускается через эксплуатационный водосброс, а в дальнейшем, с вводом агрегатов и берегового водосброса, через них и эксплуатационный водосброс. Распределение, пропускаемой воды в нижний бьеф будет зависеть от готовности водопропускных сооружений.

После аварии на Саяно-Шушенской ГЭС Енисейское БВУ на основании приказа Росводресурсов от 19.08.2009 № 176 «О мерах по обеспечению устойчивого функционирования водохозяйственного комплекса Ангаро-Енисейского каскада водохранилищ в период ликвидации последствий аварии на Саяно-Шушенской ГЭС» устанавливает по согласованию с Росводресурсами режимы работы Ангаро-Енисейского каскада ГЭС с учетом рекомендаций МРГ, фактической и прогнозной приточности, состояния сооружений и иных факторов.

Росводресурсы организуют рассмотрение полученных материалов на заседании образованной распоряжением Министерства природных ресурсов и экологии Российской Федерации от 27.08.2009 № 38-р рабочей подгруппы по установлению безопасных режимов наполнения и сработки Саяно-Шушенского водохранилища и обеспечению оптимальных режимов работы водохранилищ Ангаро-Енисейского каскада гидроэлектростанций для нужд гидроэнергетики. Руководство рабочей подгруппой осуществляет руководитель Федерального агентства водных ресурсов М. В. Селиверстова. В состав рабочей подгруппы включены ответственные представители Минприроды России, Минэнерго России, Росгидромета, Ростехнадзора, Росприроднадзора, ОАО «РусГидро», ОАО «СО ЕЭС».

На заседаниях рабочей подгруппы по результатам всестороннего анализа и обсуждения представляемой информации и предложений участников принимаются рекомендации по установлению режимов работы Саяно-Шушенского водохранилища и ГЭС Енисейского каскада.

Таким образом, действиями Росводресурсов и подчинённых ему организаций обеспечивается безаварийная эксплуатация водохранилища в непроектном режиме.

10.2.2. Экологические последствия.[править]

Аварийный сброс нефтепродуктов вызвал формирование очага загрязнения воды и берегов Майнского водохранилища.

Для оперативного реагирования на экологические последствия аварии 18.08.2009 Департаментом Росприроднадзора по СФО в Управление Росприроднадзора по Республике Хакасия был направлен План мероприятий по организации контроля и мониторинга за устранением негативных последствий. Управлением Росприроднадзора по Республике Хакасия разработана схема отбора проб на загрязнение нефтепродуктами акватории р. Енисей. Лабораторные исследования осуществлялись лабораторией ФГУЗ «Центр гигиены и эпидемиологии в Республике Хакасия», ФГУ «ЦЛАТИ по СФО» и ГУ «ЦГМС».

Своевременно принятые МЧС России и другими ведомствами меры позволили локализовать основной очаг загрязнения нефтепродуктами в пределах водохранилища Майнской ГЭС.

С 13 сентября 2009 г., по информации Росприроднадзора, превышений предельно допустимых концентраций по нефтепродуктам в районе аварии не обнаружено.

В результате оперативно принятых мер экологическая ситуация в районе аварии стабилизировалась. По информации Росприроднадзора, в районе Красноярского водохранилища загрязнения нефтепродуктами также не наблюдается. Содержание нефтепродуктов в акваториях Саяно-Шушенского и Майнского водохранилищ не превышает предельно допустимые концентрации для рыбохозяйственных водоемов.

10.3. Состояние экологии водохранилища СШ ГЭС[править]

10.3.1. Качество воды[править]

Качество воды водохранилища СШ ГЭС по данным Федеральной службы по гидрометеорологии и мониторингу окружающей среды определяется состоянием воды верховьев р. Енисей, отличающимся высоким фоновым содержанием меди, железа общего и фенолов. В водохранилище содержание фенолов в несколько раз ниже по сравнению с р. Енисей, у плотины их фоновые концентрации составляют 0,001 мг/л;

Среднее содержание органических веществ в целом по водохранилищу в течение года не превышает нормативов.

Основное влияние на качество воды оказывает затопленная древесина в местах ее локального скопления. Качество воды в местах скопления древесины оценивается как «сильно загрязненная» — «предельно грязная» по содержанию аммонийного азота, нитратов и нитритов, фосфатов, органического вещества (по бихроматной окисляемости и БПК5), фенолов.

Приплотинный участок акватории водохранилища свободен от скоплений древесины и имеет показатели качества воды, определяющие ее пригодность для всех видов водопользования.

10.3.2. Борта водохранилища[править]

Состояние бортов водохранилища последний раз детально обследовалось в 1990 г. При этом было отмечено, что за 15-летний период эксплуатации они подверглись процессам переработки (волновое, гравитационное, эрозионное воздействие) береговой полосы в соответствии с расчетными величинами, принятыми в проекте. В пределах Тувинского плеса абразионные берега составили 1/6 часть его периметра (около 30 км) с величиной переработки за 15-летний период от 13 до 25 м. Переработка абразионно-денудационных берегов составила от 2 до 7 м. В пределах Енисейского каньона абразия имела место лишь в головной части водохранилища и составила 1-3 м.

В соответствии с нормативными требованиями обследование береговой полосы водохранилища следует выполнять перед составлением «Декларации безопасности ГТС», т. е. через каждые 5 лет эксплуатации гидроузла и созданного водохранилища.

Очевидна необходимость проведения в 2010—2011 гг. детальных работ по обследованию бортов водохранилища.

10.3.3. Плавающая древесина[править]

Основной проблемой при эксплуатации водохранилища Саяно-Шушенской ГЭС является наличие на акватории плавающей древесины, на что в 2008 году обращала внимание Счетная палата Российской Федерации.

По данным Рослесхоза, общий объем плавающей и разнесенной древесины в целом по водохранилищу составляет 696 тыс. м³, в том числе плавающая древесина 675 тыс. м³ и разнесенная по берегам 21 тыс. м³. В составе древесины преобладают сортименты (38 %) и деревья с корнями (33 %). Качество древесины очень низкое.

Во исполнение распоряжения Минэнерго СССР и для обеспечения надежности работы гидротехнического узла Саяно-Шушенской ГЭС (исключения возможного засорения водоприемных решеток), в 1988 году были установлены две лесозащитные (№ 1 и № 2) и три лесоудерживающие запани с боновыми заграждениями, расположенные в 7-км зоне гидроузла. Все пять запаней являются собственностью ОАО «РусГидро» и поддерживаются в рабочем состоянии путем проведения периодического технического обслуживания, ремонта и выполнения регулярных профилактических осмотров. Техническое состояние запаней в соответствии с последним актом осмотра, по сведению филиала ОАО «РусГидро» — «Саяно-Шушенская ГЭС имени П. С. Непорожнего» (письмо от 02.09.2009 № 102/2554), оценивается как работоспособное, исправное и не препятствующее дальнейшей эксплуатации.

С 2000 г. финансирование работ по очистке водохранилища осуществляется Федеральным агентством водных ресурсов (Росводресурсы). В ведении Управления эксплуатации Саяно-Шушенского водохранилища (структура Росводресурсов) находится 8 запаней, установленных на водохранилище и в заливах притоков первого порядка. Две запани, расположенные в нижней части водохранилища, находятся в ведении Саяно-Шушенской ГЭС. Работы проводятся в соответствии с доводимыми ежегодно лимитами бюджетных ассигнований Росводресурсами непосредственно, а также через свой территориальный орган — Енисейское БВУ и через подведомственное федеральное государственное учреждение (ФГУ) «Управление эксплуатации Саянских водохранилищ». Мероприятия по очистке акватории водохранилища осуществлялись как собственными силами ФГУ, так и путем размещения государственного заказа на услуги сторонних организаций.

Росводресурсы осуществляет мероприятия по очистке акватории Саяно-Шушенского водохранилища от древесины и древесного хлама в соответствии с доводимыми ежегодно лимитами бюджетных ассигнований непосредственно, а также через свой территориальный орган — Енисейское БВУ и через подведомственное федеральное государственное учреждение «Управление эксплуатации Саянских водохранилищ».

Общий объем собранной древесины составил 192 тыс. м³ с обустройством 2 временных лесоудерживающих запаней. На эти цели в 2005—2007 гг. выделено 48 млн руб. В 2008 г. Счетная палата отметила недостаточный объем выполненных работ и наличие потенциальной угрозы для СШ ГЭС от плавающей древесины.

За период 2005—2007 гг. собранная древесина в основном накапливалась во временных запанях в акватории водохранилища. Отсутствовала возможность складирования извлекаемой древесины на суше, так как водохранилище находится на территории заповедника. По мнению Росводресурсов, размещение плавника в запанях недостаточно эффективно решало проблему. В связи с чем было принято решение о временной приостановке реализации рабочего проекта за счет средств федерального бюджета. Решен вопрос о выделении земельного участка под захоронение плавника. В январе 2009 года Росводресурсы выделили 4500 тыс. рублей средств федерального бюджета на разработку нового проекта по сбору, извлечению из водохранилища и захоронению древесины и древесного хлама общим объемом 696 тыс. куб.м. Стоимость реализации проекта составит около 500 млн рублей. Начало его реализации планируется на 2010 год.

10.4. Состояние плотины и других элементов конструкции гидроузла[править]

В представленном Ростехнадзором "Акте технического расследования причин аварии, происшедшей 17 августа 2009 года, в филиале ОАО «РусГидро» — «Саяно-Шушенская ГЭС имени П. С. Непорожнего», в разделе 4 «События, предшествующие аварии, включая технические и организационные причины» на стр. 31 и далее отмечается: «В процессе освоения гидрокомплекса было выявлено, что в напорной грани и скальном основании плотины Саяно-Шушенской ГЭС происходят негативные процессы, связанные с нарушением плотности бетона и разуплотнением скального основания в масштабах, существенно превышающих проектные предположения».

Инъекционные работы по ликвидации протечек воды через тело плотины выполнялись в период 1995—1996 гг.; 2001 и 2004 гг. и к 2009 г. полностью завершены. По мнению ОАО «Ленгидропроект», ремонтные работы по восстановлению противофильтрационной способности цемзавесы в основании и бортовых примыканиях проведены эффективно, что обеспечило повышение надежности системы плотина-основание. Послеремонтные циклы нагружения и разгрузки плотины не выявили тенденции к увеличению фильтрационных расходов на отремонтированных участках. Наблюдения за фильтрацией и напряжённо-деформированным состоянием плотины, проведенные после аварии, отклонений от обычного хода показаний не выявили.

10.5. Общие проблемы проектирования, строительства и эксплуатации водохранилищ гидроузлов энергетики[править]

10.5.1. Нормативно-правовая база[править]

Подходы к проектированию водохранилищ ГЭС в СССР и России условно разделяются на три периода: до 1976 г.; 1976—1992 гг.; с 1992 г. по настоящее время.

До 1976 г. проектирование и реализация мероприятий по подготовке территорий водохранилищ осуществлялись на основании ведомственных инструкций подразделений Минэнерго СССР и регламентировалось Постановлениями Совмина СССР и Госстроя СССР по каждому конкретному гидроузлу, методическими указаниями Минфина СССР, регулирующими вопросы компенсации убытков объектам народного хозяйства, сельхозпроизводителей и др.

В 1976 г. Постановлением Совмина СССР от 02.02.1976 г. № 76 было утверждено «Положение о порядке проведения мероприятий по подготовке зон затопления водохранилищ в связи со строительством гидроэлектростанций и водохранилищ» (далее — Положение), которое конкретизировало условия реализации мероприятий по подготовке водохранилищ, законодательно подтвердило ряд льгот, учитывающих масштабы работ и их государственное значение (например, освобождение от попонной платы). С учетом этого Положения в институте «Гидропроект» были разработаны «Временные нормы по проектированию водохранилищ», которые были обязательны к исполнению во всех отделениях института, в том числе Московском, Ленинградском, Красноярском и др. Для разработки специальных разделов проекта привлекались одни и те же или близкие по профилю работ специализированные субподрядные организации (Ленгипроречтранс, Ленгипролестранс и др.). Вопросы подготовки территории водохранилищ регулируются также «Санитарными правилами проектирования, строительства и эксплуатации водохранилищ». Действующая до настоящего времени редакция СанПиН 3907-85 утверждена Минздравом в 1985 г., согласована Госстроем СССР в 1986 г.

С 1992 г. в Российской Федерации стала складываться новая система законодательства с использованием ранее принятых нормативов, в т. ч. и упомянутого выше «Положения о порядке проведения мероприятий по подготовке зон затопления водохранилищ в связи со строительством гидроэлектростанций и водохранилищ». По мере принятия законодательных актов и принимаемых в их развитие подзаконных актов, все больше статей Положения и других документов входят в противоречие действующему законодательству.

В связи с этим необходимо выполнить анализ состояния нормативно-правовой базы по проектированию, строительству и эксплуатации водохранилищ и в сжатые сроки привести её в соответствие с законодательством.

Кроме того, существуют проблемы и с проведением договорных работ согласно Федеральному закону от 21.07.05 № 94-ФЗ «О размещении заказов на поставки товаров, выполнение работ, оказание услуг для государственных и муниципальных нужд». Оказание услуг стало возможно без предварительного запрашивания у подрядчика его технического состояния и кадровой оснащенности. Данная ситуация вполне может приводить к выполнению работ неквалифицированным персоналом или с использованием неисправного технического оборудования.

10.5.2. Подготовка ложа водохранилищ[править]

В соответствии с СанПиН 3907-85 «Санитарные правила проектирования, строительства и эксплуатации водохранилищ» 3.5.3 для водохранилищ с коэффициентом водообмена менее 6 (для крупных водохранилищ коэффициент водообмена равен 2) лесосводка и лесоочистка обязательна на всей затапливаемой территории. Однако на Саяно-Шушенском водохранилище выполнение работ по лесосводке и лесоочистке было заранее запланировано не в полном объеме, что и привело к текущим проблемам.

В декабре 2010 года планируется пуск первых трех агрегатов Богучанской ГЭС. Наполнение водохранилища до отметки 185 м, необходимой для пуска агрегатов, начнется в сентябре — октябре 2010 г.

Согласно справке государственного учреждения «Дирекция по подготовке к затоплению ложа водохранилища Богучанской ГЭС», по состоянию на 01.10.2009 лесоочистка произведена на площади всего 4,2 тыс. га., тогда как общая площадь, покрытая древесной и кустарниковой растительностью и подлежащая затоплению — 126,5 тыс. га.

В случае невыполнения в полном объеме работ по лесосводке и лесоочистке, при затоплении ложа водохранилища Богучанской ГЭС может оказаться затопленной на корню древесно-кустарниковая растительность с общим запасом более 8 млн куб. м., что в 3,5 раза больше, чем в ложе водохранилища Саяно-Шушенской ГЭС. Соответственно будет и больше проблем.

10.5.3. Волновая и оползневая переработка берегов водохранилищ[править]

Колебание уровней воды водохранилищ сезонного и многолетнего регулирования стока активизирует процессы абразивной переработки береговых склонов, способствует захламлению и загрязнению акватории водохранилищ упавшими деревьями, кустарниками и карчами, а также значительными объемами взвешенных частиц и глинистых осадков, что ведет к образованию мелководий, уменьшению объема призмы регулирования, ухудшению качества водных ресурсов водохранилищ. Крайне остро проблема сокращения полезного объёма водохранилищ, переработки берегов и ухудшения качества воды стоит для р. Волга. Это требует оценки масштаба накопленных негативных явлений, а также выполнения работ по минимизации вредного воздействия вод, в том числе путем строительства берегоукрепительных сооружений капитального характера в переделах городов и поселений.

10.5.4. Застройка нижнего бьефа водохранилищ[править]

Вовлечение в хозяйственный оборот и активная застройка территорий, расположенных в нижних бьефах водохранилищ, затопляемых в период пропуска половодья и паводков, приняли массовый характер, что приводит к нарушению проектных режимов пропуска паводков через гидроузлы водохранилищ, ограничению их регулирующих возможностей.

Особенно остро эта проблема стоит для водохранилищ Волжско-Камского каскада, когда даже при соблюдении установленных Правил использования водных ресурсов соответствующих водохранилищ происходит подтопление объектов экономики и транспортной инфраструктуры, расположенных на территориях подверженных периодическому затоплению и подтоплению. К тому же значительно снижается эффективность использования регулирующих мощностей водохранилищ Волжско-Камского каскада.

10.5.5. Дефицит финансирования[править]

По мнению Росводресурсов, финансовые и технические средства, выделяемые ФГУ «Управление эксплуатации Саянских водохранилищ» достаточны для обеспечения его деятельности и выполнения уставных задач. Вместе с тем анализ представленных данных показывает, что расходы на текущую деятельность указанного ФГУ на 2010 год с учетом инфляции сокращаются более чем на 30 % (2009 г. — 22,8 млн руб., 2010 г. — 17,9 млн руб.). Не решен вопрос с финансированием утилизации плавающей и затонувшей древесины (стоимость проекта — 500 млн руб., ориентировочная потребность от 50 до 70 млн руб. в год). Реальные источники для этого есть. В частности, Саяно-Шушенской ГЭС в 2008 году внесено в бюджетную систему 69,6 млн руб. водного налога и 199,1 млн руб. платы по договорам водопользования.

Кроме того, перед Росводресурсами необходимо поставить задачу комплексного обследования состояния всех крупных водохранилищ ГЭС, оказать ведомству поддержку в техническом перевооружении и укреплении кадрового состава управлений по эксплуатации водохранилищ. В связи с этим было бы целесообразно предусмотреть восстановление объемов финансирования до уровня 2009 года и целевым назначением выделить средства на очистку водохранилища Саяно-Шушенской ГЭС. Целевое финансирование осуществлять до полного завершения указанного выше Проекта.

Выводы
  1. После аварии на Саяно-Шушенской ГЭС (17.08.2009 г.) в результате принятых мер МЧС России, Росводресурсами, правительством Республики Хакасия и РусГидро оперативно ликвидирован очаг экологического загрязнения воды и берегов Майнского водохранилища; Минприроды и Росводресурсами организована текущая работа по установлению безопасных режимов наполнения и сработки Саяно-Шушенского водохранилища с целью безаварийной его эксплуатации в непроектном режиме.
  2. В результате недостаточной очистки ложа и последующих береговых абразионных процессов опасная обстановка сложилась на водохранилище Саяно-Шушенской ГЭС, где с момента его заполнения образовалось до 1 млн куб. м. плавающей и затонувшей древесины, создающей угрозу для эксплуатации плотины, резко ограничившей возможности использования водного транспорта и отрицательно сказывающейся на качестве воды. Более или менее систематические работы по сбору, захоронению и утилизации плавающей древесины, практически потерявшей уже свои товарные свойства и превратившейся в древесный хлам, начались с начала 2000-х годов, но выполняются в малых объёмах, в условиях нерешенности вопроса статуса древесины и крайней недостаточности выделяемых на эти цели ассигнований.

Длительное время не проводятся комплексные работы по оценке состояния бортов (берегов) водохранилища.

  1. Имеются противоречивые мнения о состоянии плотины СШ ГЭС и о характере и последствиях происходящих в ней деформаций, что предопределяет необходимость специального рассмотрения всех факторов техногенного и природного свойства, оказывающих влияние на выбор режимов дальнейшей эксплуатации гидроузла. При этом должен быть рассмотрен вопрос о достаточности и необходимости развития сети станций и пунктов наблюдения за эндогеодинамическими процессами и сейсмичностью прилегающей территории.
  2. В ходе анализа состояния Саяно-Шушенского водохранилища выявлен ряд хронически накапливающихся недостатков системного характера, касающихся вопросов проектирования, строительства и эксплуатации водохранилищ.
    1. В связи с длительными и неоднократными структурными и имущественными преобразованиями в энергетике и в водохозяйственном комплексе страны, резким спадом объемов бюджетного финансирования водного хозяйства и одновременным возложением на него ответственности и финансовых обязанностей по содержанию, эксплуатации и очистке водохранилищ ГЭС, ранее осуществлявшихся с участием эксплуатирующих предприятий гидроэнергетики, к началу 2000-х годов обострились проблемы состояния таких водных объектов, а принимаемые с 2004 года Министерством природных ресурсов и экологии и Федеральным агентством водных ресурсов меры пока ещё недостаточны и нуждаются в более длительных сроках и финансовой поддержке.
    2. Обостряется проблема обновления и приведения в соответствие с законодательством, в том числе и в природоохранной сфере, старой нормативно-правовой базы, действующей с 60-х — 70-х годов в области проектирования, подготовки и эксплуатации водохранилищ ГЭС. В результате проблемы Саяно-Шушенского водохранилища, связанные с затопленной древесиной, будут повторены на подготавливаемом к заводнению водохранилище Богучанской ГЭС, но в значительно больших масштабах.
    3. За многолетний период эксплуатации водохранилищ крупных ГЭС, особенно Волжского каскада, значительно ухудшилось их состояние и сокращен полезный объём в результате переработки береговых склонов, захламления, заиления, загрязнения дна. Активизируется массовая застройка и вовлечение в хозяйственный оборот территорий, расположенных в нижних бъефах водохранилищ, затопляемых в период пропуска половодья и паводков, что приводит к огромным ущербам и к снижению водорегулирующих мощностей водохранилищ.
  3. Приведение в режим безопасной эксплуатации Саяно-Шушенского водохранилища, комплексное обследование и изучение его берегов, о бследование состояния водохранилищ других крупных ГЭС нуждается не только в обновлении и принятии новых нормативно-правовых актов, но и в значительном усилении служб наблюдения, контроля и эксплуатации, подчинённых Росводресурсам и Росгидромету и их техническом перевооружении. Необходимо восстановить часть обязанностей и ответственности организаций, эксплуатирующих ГЭС, за состоянием водохранилищ в соответствии с Водным кодексом Российской Федерации и Федеральным законом «О безопасности гидротехнических сооружений».
РЕКОМЕНДАЦИИ Правительству Российской Федерации
  1. Взять на особый контроль состояние и водный режим Саяно-Шушенского водохранилища в сложившейся нештатной ситуации, а также своевременный ввод в действие водоотводных туннелей.
  2. Организовать работу по пересмотру, обновлению и приведению в соответствие с действующим законодательством подзаконных нормативно-правовых актов, регулирующих вопросы проектирования, подготовки, эксплуатации и охраны водохранилищ ГЭС.
  3. Рассмотреть вопрос о подготовке ложа водохранилища строящейся Богучанской ГЭС, принять меры по минимизации негативных последствий с учётом опыта эксплуатации Саяно-Шушенского водохранилища, определить степень и форму постоянного участия эксплуатирующей ГЭС организации в очистке акватории водохранилища и в наблюдениях за его состоянием.
  4. Поручить Министерству энергетики Российской Федерации организовать комиссионную оценку технического состояния плотины Саяно-Шушенской ГЭС с целью выбора безопасных режимов её дальнейшей работы.
  5. Поручить Министерству природных ресурсов и экологии Российской Федерации в 2010—2011 годах выполнить оценку состояния и условий экологически безопасного использования водохранилищ крупных ГЭС, а также паводковоопасных зон с целью принятия мер по проведению восстановительных работ и упорядочения их дальнейшего использования.
  6. При рассмотрении Федерального бюджета на 2010 год предусмотреть увеличение общих ассигнований Федеральному агентству водных ресурсов как минимум до уровня 2009 года (в сопоставимом виде), в том числе целевым назначением средств на очистку водохранилища Саяно-Шушенской ГЭС от плавающей древесины.
  7. Решить вопрос о статусе плавающей древесины и древесного хлама и о возможности беспрепятственно доступа заинтересованных организаций к их использованию.
  8. Поручить Министерству природных ресурсов и экологии Российской Федерации, Российской Академии наук и другим министерствам и ведомствам, ответственным за наблюдения о состоянии сейсмической активности в регионе, создать сеть геодинамического мониторинга в 30-и километровой зоне вокруг плотины СШ ГЭС (дополнительно к существующей сейсмостанции Черёмушки, установить 3 пункта регистрации сейсмической, электромагнитной эмиссии и регистрации концентрации радона Rn); установить вдоль водохранилища сеть сейсмических станций (ориентировочно 4-5) для контроля опасных геодинамических процессов (наведенной сейсмичности и оползневых явлений); в районе Ергакского и Чингинского возможных очагов землетрясений и плотины ГЭС организовать геодинамические стационары для контроля с помощью технологии GPS («Глонасс») скорости смещения регистрируемых точек под влиянием развития геодинамических процессов.
  9. Обратить внимание, что авария на Саяно-Шушенской ГЭС выявила недостатки в системе контроля безопасности в работе крупных промышленных и гражданских объектов. В Европе усилиями ряда стран с 2009 года осуществляется разработка системы мониторинга техногенных и природных катастроф, интегрированной с сетями сейсмологических станций (http://www.globalquakemodel.org/). Подобную систему оперативного контроля в мониторинговом режиме за безопасной эксплуатацией крупных промышленных объектов, позволяющую выявлять нештатные ситуации по критериям несопоставимости данных, анализировать причины появления нештатных ситуаций, хранить регистрируемую информацию для детальной расшифровки в случае возникновении аварии («черный ящик»), необходимо создавать и на крупных объектах России.

Глава 11. Государственная и корпоративная кадровая политика в гидроэнергетике[править]

Анализ действий специалистов Саяно-Шушенской ГЭС в предаварийный и послеаварийный периоды показал недопустимо низкую ответственность и профессионализм руководителей и эксплуатирующего персонала станции, что не может не вызывать огромной озабоченности.

Планы развития компании и отрасли требуют в течение достаточно короткого времени (3 — 8 лет) подготовить специалистов:

  • Для вводимых строек (Богучанская ГЭС, Усть-Среднеканская ГЭС, Канкунская ГЭС) — всего около 1,5 — 2 тыс. человек
  • Сформировать кадровый состав инжиниринговых подразделений по разработке и строительству станций на ВИЭ
  • Подготовить персонал для работы в регионах запуска ВИЭ

В настоящее время система подготовки специалистов гидроэнергетики переживает существенный спад. Если в 80-ые годы 20 века подготовка по энергетическим специальностям велась в 20 вузах СССР, то в настоящее время такую подготовку ведут лишь в 9 вузах, причем, только в одном из них ведется подготовка специалистов для работы на гидростанциях, в четырех — гидростроителей, а в остальных доминируют специальности, связанные с тепловой энергетикой. Только в двух идет подготовка специалистов для работы с ВИЭ.

Таким образом, существующая сегодня система подготовки специалистов для работы на гидроэнергетических объектах, не способна обеспечить отрасль квалифицированными кадрами.

Вопрос подготовки и системной переподготовки инженерных кадров, специалистов всех категорий должен находиться в прямом поле зрения Министерства энергетики. Необходимо создать подразделение, отвечающее за этот важнейший участок работы.

Функциональное решение: 1 подход — разворачивать полномасштабные программы подготовки гидроэнергетиков в вузах; 2 подход — развивать системы дополнительной подготовки и переподготовки в корпоративных учебных центрах.

Преимущества и ограничения
Таблица 7.
1 подход 2 подход
Преимущества
  1. Фундаментальность подготовки
  2. Большой опыт программ инженерной подготовки
  1. Оперативность — минимальное время на разработку и изменение программы
  2. Экономичность — низкие затраты на 1 человека
  3. Практичность — ориентация на практическую деятельность конкретной компании
  4. Уникальность — погруженность в особенности компании
  5. Возможность совместить программы подготовки и развития кадрового резерва
Недостатки
  1. Затратность (стоимость обучения 1 человека, приходящего в отрасль 2-3 млн руб.)
  2. Инерционность
  3. Низкая мотивация на работу в удаленных регионах
  4. Недостаточная практичность программ
  1. Собственные затраты компании, финансируемые из ее бюджета
Краткое описание ведущих центров, осуществляющих дополнительную подготовку работников энергетических компаний
НП «КОНЦ ЕЭС».

НП «КОНЦ ЕЭС» учреждено 24.01.03г. на основании Учредительного Договора Некоммерческого Партнерства «Корпоративный образовательный и научный центр Единой энергетической системы», заключенного между учредителями — юридическими лицами:

  • Российское открытое акционерное общество энергетики и электрификации «ЕЭС России»;
  • Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Московский энергетический институт (Технический университет).
  • Организационно — Корпоративный Энергетический Университет (КЭУ), одной из «головных» организаций которой является НП «КОНЦ ЕЭС» представляет собой территориально-распределенную структуру, состоящую из головного центра в Москве и 11-ти региональных центров, находящихся в следующих городах: Москва, Санкт-Петербург, Сургут, Екатеринбург, Ессентуки, Краснодар, Омск, Благовещенск, Ростов-на-Дону, Владивосток, Челябинск.

Выстроена система дистанционного обучения (СДО), включающая в себя:

  • использование электронных методических материалов
  • применение методов учебного телевидения.
Направления подготовки

Профессиональная переподготовка:

  • Тепловые электрические станции
  • Электроэнергетические системы и сети
  • Автоматизация технологических процессов и производств.
  • Менеджмент организации (в энергетике)
  • Экономика и управление на предприятии (в электроэнергетике)
  • Управление персоналом
  • Бухгалтерский учет, анализ, аудит

Повышение квалификации технических руководителей и специалистов (программы до 112 учебных часов):

  1. Электроэнергетические системы и сети.
  2. Электроснабжение: организация эксплуатации распределительных сетей.
  3. Высоковольтные электроэнергетика и электротехника.
  4. Электрические станции: виды электростанций и организации эксплуатации электрической части станции.
  5. технологии и оборудование электроэнергетики.
  6. Автоматическое управление электроэнергетическими системами.
  7. Управление качеством электрической энергии в системах электроснабжения и электрических сетях общего назначения.
  8. Методы и средства снижения потерь электроэнергии в электрических сетях энергосистем.
  9. Основы современной электроэнергетики.
  10. Новая техника производства электроэнергии на тепловых электростанциях.
  11. Новая техника передачи электрической энергии.
  12. Новые средства оснащения электросетевых предприятий и подстанций
  13. Применение энергосберегающих технологий на предприятиях.
  14. Стандартизация и сертификация предприятий электроэнергетики для реализации задач управления качеством энергетического производства.
  15. Основы методологии и практики сертификации энергетических систем на базе внедрения передовых стандартов ИСО 9001-2000.
  16. Конкурентный оптовый рынок электроэнергии.
  17. Предэкзаменационная подготовка и аттестация в органах Ростехнадзора.

Основная часть программ ориентирована на подготовку специалистов в области теплоэнергетики и электроэнергетики и отсутствуют специализированные программы в области подготовки гидроэнергетиков.

Программы по диагностике энергетического оборудования не освещают в достаточном объеме вопросы, посвященные диагностике оборудования ГЭС и обеспечению безопасности ГТС.

Отсутствуют программы подготовки оперативного персонала гидроэлектростанций.

Результаты за последний год
  • проведено 30 практических семинаров для руководителей и специалистов энергетических компаний;
  • 12 групп технических руководителей прошли предэкзаменационную подготовку в КОНЦ ЕЭС и аттестованы региональной комиссией «Центрэнерготехнадзор»;
  • обучение прошли 700 слушателей из 150 предприятий энергетики;
  • в рамках отработки СДО проведено 4 видеоконференции более 200 тестовых подключений.
Корпоративный университет гидроэнергетики (филиал ОАО «РусГидро»)

Создан как филиал ОАО «РусГидро» в декабре 2007 года. Проведение семинаров начато в апреле 2008 года, система дистанционного обучения начала разрабатываться с конца 2008 года. В своем составе имеет 3 региональных центра: Москва, Волжская ГЭС, Саяно-Шушенская ГЭС. В 2009 году кроме заявленных центров подготовка проводилась непосредственно на ГЭС и в филиалах: Углическая ГЭС, Зейская ГЭС, Нижегородская ГЭС, Бурейская ГЭС, Карачаево-Черкесский филиал, Северо-Осетинский филиал.

Выстроена система дистанционного обучения (СДО), включающая в себя:

  • использование интерактивных учебных курсов и электронных методических материалов
  • применение методов Web-семинаров.
Направления подготовки

Программы профессиональной переподготовки: отсутствуют

Программы подготовки специалистов в объеме до 112 уч. часов:

  1. Проектирование.
  2. Организация строительства.
  3. Планирование и реализация технических воздействий.
  4. Управление режимами.
  5. Управление эксплуатацией производственных активов и фондов.
  6. Рабочие машины и оборудование ГЭС.
  7. Экология и оценка воздействия на окружающую среду.
  8. Информационные машины и оборудование.
  9. Управление ценообразованием.
  10. Управление продажами э/э и мощности.
  11. Управление финансами и экономика на предприятиях гидроэнергетики.
  12. Бухгалтерский учет.
  13. Закупочная деятельность ОАО «РусГидро» и его ДЗО.
  14. Возобновляемые источники энергии.
  15. Управление капиталом.
  16. Управление качеством и совершенствование производства.
  17. Пожарная безопасность.
  18. Предэкзаменационная подготовка и аттестация в органах Ростехнадзора.
Результаты за последний год
  • проведено 43 практических семинара для руководителей и специалистов филиалов и ДЗО компании;
  • 2 группы руководителей прошли предэкзаменационную подготовку в КОНЦ ЕЭС и аттестованы комиссией Ростехнадзора (всего 56 человек)
  • очное обучение прошли 867 слушателей из 18 филиалов и 3 ДЗО компании;
  • Дистанционное обучение прошли 980 слушателей, было осуществлено 4 семинара с элементами Web-трансляций
Предложения по развитию системы подготовки работников гидроэнергетики

Проведенные анализ, свидетельствует, что дополнительная подготовка в энергетических центрах повышения квалификации (кроме РусГидро), как и вузовская, в основном сконцентрирована на подготовке специалистов в области тепловой энергетики, промышленной энергетики, диспетчерского управления, общего менеджмента в энергетике.

Проблемы
  1. Отсутствие в программах внешних учебных центров повышения квалификации готовых программ для гидроэнергетиков и, в составе преподавателей, соответствующих специалистов, что потребует дополнительного времени и средств на проектирование таких программ
  2. Удаленность существующих учебных центров от объектов гидроэнергетики, что существенно увеличивает затраты на обучение
  3. Невозможность (в рамках существующего нормативного поля образования) лицензирования программ корпоративной подготовки, реализуемых учебными центрами коммерческих компаний
РЕКОМЕНДАЦИИ Правительству Российской Федерации

Министерству энергетики целесообразно создать управление по подготовке и переподготовке главных специалистов, инженерных кадров и специалистов всех категорий работающих в ОГК, ТГК независимо от форм собственности компаний.

В области вузовской подготовки необходимо
  1. Расширить подготовку по специальности — гидроэлектростанции (101900).
  2. Сохранить 5-летний срок подготовки специалистов-инженеров, так как 4-х летний срок подготовки и уровень образования «бакалавр» не соответствует требованиям отрасли.
  3. Увеличить количество площадок для стажировок и производственной практики на предприятиях отрасли, территориальное и административное приближение факультетов к самим ГЭС (по примеру Саяно-Шушенского филиала Сибирского Федерального университета).
В области дополнительного образования необходимо
  1. Капитализировать компетенции работников гидроэнергетических предприятий, которые на 90 % сконцентрированы в рамках РусГидро, путем включения лучших специалистов в программы обучения молодых специалистов и кадрового резерва.
  2. Развивать систему корпоративного обучения РусГидро на площадках региональных учебных центров Корпоративного университета гидроэнергетики, находящихся непосредственно на предприятиях гидроэнергетики.
  3. Расширить спектр программ, построенных по принципам дистанционного обучения с использованием интерактивных приемов, симуляций и виртуальных тренажеров, а также Web-cеминаров.
  4. Создать систему отбора и подготовки преподавателей-наставников из числа работников станций и разработка системы стимулирования за участие в программах обучения.
  5. Сформировать на базе Корпоративного университета гидроэнергетики РусГидро центр подготовке специалистов для всех ГЭС России, СНГ и тех стран дальнего зарубежья, в которых работают и строятся ГЭС по российским проектам.

Глава 12. Задачи законодательного регулирования отрасли[править]

Вопросы обеспечения безопасности в электроэнергетике (в гидроэнергетике, в частности) регулируются в рамках законодательства о техническом регулировании. В советское время было разработано большое количество государственных стандартов, строительных правил и иных нормативных документов в области безопасности, имеющих обязательный характер.

С момента принятия базового закона «О техническом регулировании» в 2003 году в стране продолжается затянувшийся переходный период, в течение которого предполагалось принять необходимые общие и специальные технические регламенты, содержащие обязательные требования в области безопасности, а также системы подзаконных актов к каждому из них, которые регламентировали бы порядок осуществления норм, сформулированных в технических регламентах.

Требования к качеству товаров и услуг должны быть сформулированы в системе стандартов, в том числе национальных стандартов, принимаемых объединениями производителей товаров и имеющих смысл добровольных обязательств, которые берут на себя производители товаров и услуг.

Система существующих ГОСТов и СНИПов должна была в этот переходный период сохраняться и постепенно заменяться принимаемыми техническими регламентами. На сегодняшний день, к концу переходного периода, истекающего к середине 2010 года, принято около десятка технических регламентов, некоторое число нормативных документов, реализующих их положения и определенная система национальных стандартов, далеко не покрывающая минимальные требования функционирования отечественной экономики.

Необходимо, в связи со сказанным выше, в кратчайшие сроки принять технические регламенты «О безопасности электрических и тепловых сетей и электрических станций», «О безопасности высоковольтного оборудования» и «О безопасности электроустановок» и включить в них необходимые положения, регулирующие порядок взаимодействия между всеми звеньями электроэнергетики.

Необходимо в кратчайший срок внести в Государственную Думу разрабатываемый Правительством Российской Федерации проект технического регламента «О безопасности гидротехнических сооружений».

Необходимость ускорения процесса принятия технических регламентов обусловлена еще и тем, что процедура принятия технического регламента занимает не менее 8 месяцев. Более того, практика показывает, что после вступления Федерального закона в силу требуется значительный период (от 6 до 24 месяцев), в течение которого Правительством Российской Федерации принимаются нормативные акты, регулирующие порядок реализации его положений.

Вопросы обеспечения безопасности тесно связаны с мерами по обеспечению государственного контроля и надзора в электроэнергетике и гидроэнергетике. В связи с этим необходимо внесение изменений в следующие законодательные акты.

Необходимо внести изменения в Федеральный закон от 26 декабря 2008 года № 294-ФЗ «О защите прав юридических лиц и индивидуальных предпринимателей при осуществлении государственного контроля (надзора) и муниципального контроля», предусматривающие возможность установления особенности организации и проведения проверок при осуществлении государственного энергетического надзора (технический контроль и надзор в энергетике) в части, касающейся вида, предмета, оснований проверок и сроков их проведения; необходимо дополнить возможностью введения постоянного контроля (надзора) за критически важными, социально значимыми, и потенциально опасными объектами энергетики с целью обеспечения надежного (бесперебойного) энергоснабжения, предотвращения чрезвычайных ситуаций и создания более эффективной системы государственного управления в чрезвычайных ситуациях.

Для определения полномочий Правительства Российской Федерации по установлению особенности организации и проведения проверок при осуществлении государственного энергетического надзора (технический контроль и надзор в энергетике) в части, касающейся вида, предмета, оснований проверок и сроков их проведения следует внести дополнение ч. 1 ст. 21 Федерального закона от 26 марта 2003 года № 35-ФЗ «Об электроэнергетике».

Разработать изменения в законодательство о государственном контроле (надзоре) по определению групп рисков (критериев возможной опасности) поднадзорных объектов в целях планирования контрольных (надзорных) мероприятий с учетом видов производственной деятельности и добросовестности (наличия или отсутствия нарушений в предыдущие периоды) субъекта проверки.

С учетом необходимости установления правовой базы для оценки готовности организаций электроэнергетики к осенне-зимнему периоду и введения инструментов воздействия на лиц, нарушающих графики ремонтов генерирующего оборудования, а также не поддерживающих на должном уровне запасы топлива, предлагается ускорить рассмотрение Государственной Думой Федерального Собрания Российской Федерации внесенного Правительством Российской Федерации и разработанного Минэнерго России проекта федерального закона «О внесении изменений в Федеральный закон „Об электроэнергетике“ и Кодекс Российской Федерации об административных правонарушениях в целях обеспечения устойчивого и надежного снабжения электрической и тепловой энергией потребителей».

В целях установления возможности осуществления муниципальными образованиями либо субъектами Российской Федерации антикризисного управления жизнеобеспечивающими объектами энергетики и коммунального хозяйства, собственники и (или) операторы которых не обеспечивают нормальное функционирование этих объектов требуется принятие Федерального закона "О временном ограничении прав владения и (или) пользования организации — собственника и (или) иного законного владельца объектов систем жизнеобеспечения населения.

Внести изменения в статью 9 Федерального закона «О безопасности гидротехнических сооружений» для приведения ее в соответствие со статьёй 11 Водного кодекса Российской Федерации, согласно которой владельцы (собственники) гидротехнических сооружений, используемых для производства электроэнергии, и других водохозяйственных систем являются водопользователями и согласно части 2 статьи 39 ВК РФ обязаны вести регулярные наблюдения за водными объектами и их водоохранными зонами.

Внести изменения в Водный и Градостроительный кодексы, регулирующие статус паводкоопасных зон и их картирования в зависимости от частоты затопления и паводковой опасности, а также режимы использования таких зон.

Ускорить согласование и принятие в установленном порядке проекта федерального закона «Об обязательном страховании гражданской ответственности за причинение вреда при эксплуатации опасного объекта», предусматривающего обязательное страхование гражданской ответственности при эксплуатации гидротехнических сооружений.

Внести изменения в Федеральный закон «О техническом регулировании» в части обязательности применения национальных стандартов для особо опасных объектов регулирования. Ввести норму, допускающую в технических регламентах прямые ссылки на национальные стандарты. Установить, что национальные стандарты разрабатываются или уточняются вместе с разработкой соответствующего технического регламента.

С учетом того, что Федеральный закон «О техническом регулировании» закрепляет установление обязательных требований безопасности только к продукции, поступающей на рынок, целесообразно ускорить согласование и принятие федерального закона «О стандартизации» с более широкой областью применения для исключения существующих правовых противоречий и пробелов в стандартизации.

Ввести в уголовное и административное законодательство изменения в части усиления ответственности исполнителей всех уровней, включая руководителей и собственников электростанций, за несоблюдение правил эксплуатации технического оборудования и нарушение требований безопасной работы.

Внести изменения в Федеральный закон «О лицензировании отдельных видов деятельности» предусматривающие включение в перечень видов деятельности, подлежащих лицензированию: эксплуатацию, проведение ремонтных и восстановительных работ в отношении оборудования гидроэлектростанций (включая гидроагрегаты), а также деятельность по производству электрической (тепловой) энергии.

Кроме приведенных выше изменений в законодательство необходимо также принять ряд важных нормативных актов, регулирующих положение в отрасли.

Принять постановлением Правительства Правила технологической работы электроэнергетических систем. Указанные Правила должны регламентировать установление общеобязательных требований к работе электроэнергетической системы в целом, в том числе требований к проектированию энергосистемы, планированию и управлению развитием энергосистемы, формированию и распределению необходимых резервов мощностей в энергосистеме, формированию перспективной структуры электрических сетей и оценке пропускной способности межсистемных электрических связей, устойчивости, регулированию частоты электрического тока и перетоков активной мощности, оптимизации установки регуляторов и регулированию напряжения и реактивной мощности в энергосистеме, автоматическому противоаварийному управлению электроэнергетической системой.

Учитывая, что в соответствии с действующими нормативно правовыми актами участие субъектов электроэнергетики в нормированном первичном регулировании частоты, автоматическом вторичном регулировании частоты и перетоков активной мощности, а также регулировании реактивной мощности не является обязательным для большинства генерирующих компаний, а для гидроэлектростанций с установленной мощностью более 100МВт расходы на такое участие не компенсируются в рамках торговли электрической энергией и мощностью (за исключением первоочередного доступа на оптовый рынок электроэнергии), требуется принятие постановления Правительства Российской Федерации «Об утверждении правил оказания услуг по обеспечению системной надежности и изменений, которые вносятся в акты Правительства Российской Федерации по вопросам оказания услуг по обеспечению системной надежности».

Для целей обеспечения эффективного контроля за безаварийным функционированием объектов электросетевого хозяйства со стороны надзорных органов требуется ускорение принятия постановления Правительства Российской Федерации «Об утверждении Порядка осуществления государственного контроля за соблюдением особых условий использования охранных зон объектов электросетевого хозяйства и особых условий использования земельных участков, расположенных в границах таких зон».

Правительством Российской Федерации принято постановление от 28 октября 2009 г. № 846 «Об утверждении Правил расследования причин аварий в электроэнергетике». Для целей его реализации требуется принятие ведомственных актов, утверждающих:

  • форму акта о расследовании причин аварий в электроэнергетике и порядок ее заполнения;
  • форму отчета об авариях в электроэнергетике и порядок ее заполнения;
  • порядок передачи оперативной информации об авариях в электроэнергетике.
  • порядок формирования комиссий по расследованию причин аварий в электроэнергетике.

Глава 13. Основные причины, приведшие к аварии[править]

Авария на СШГЭС с многочисленными человеческими жертвами стала следствием целого ряда причин технического, организационного и нормативного правового характера. Большинство этих причин носит системный многофакторный характер, включая недопустимо низкую ответственность эксплуатационного персонала, недопустимо низкую ответственность и профессионализм руководства станции, а также злоупотребление служебным положением руководством станции.

Не был должным образом организован постоянный контроль технического состояния оборудования оперативно-ремонтным персоналом (что должно предусматриваться инструкцией по эксплуатации гидроагрегатов Саяно-Шушенской ГЭС, утвержденной главным инженером СШГЭС от 18.05.2009 г.).

Основной причиной аварии стало непринятие мер к оперативной остановке второго гидроагрегата и выяснения причин вибрации.

По данным анализа архивов АСУ ТП, проверенных в период с 21 апреля 2009 года по 17 августа 2009 г., наблюдался относительный рост вибрации турбинного подшипника второго гидроагрегата примерно в 4 раза. В общей сложности с момента выхода из ремонта второй гидроагрегат находился в зоне не рекомендованной работы 210 раз, отработав в этой зоне в общей сложности 2520 сек.

За последние 13 минут работы второго гидроагрегата амплитуда вибрации подшипника крышки турбины увеличилась на 240 мкм (с 600 мкм до 840 мкм при максимальном допустимом значении 160 мкм, соответствующем, в основном, параметрам вибрации остальных гидроагрегатов станции).[1]

В этой ситуации главный инженер СШГЭС (находившийся на станции с 6 ч. 35 мин. 17.08.09 г.) обязан был в силу своей профессиональной компетенции принять решение об остановке второго гидроагрегата.

Разрушению шпилек крышки турбины, вызванного работой второго гидроагрегата с недопустимым уровнем вибрации, способствовало низкое качество проведенного в марте 2009 года аффилированной с руководством СШГЭС организацией среднего ремонта второго гидроагрегата, в процессе которого не было определено состояние шпилек крышки турбины.

Причины, приведшие к большому количеству погибших людей и катастрофическому объему поврежденного оборудования, находятся в недооценке при проектировании плотины опасности размещения помещений с постоянным либо временным персоналом на отметках, подверженных затоплению, отсутствие в указанных помещениях эвакуационных выходов на безопасные отметки.

Это в полной мере относится и к размещению оборудования систем технологических защит, связи, управления в местах, подверженных гидромеханическому воздействию, в результате чего с первых минут аварии было полностью потеряно управление оборудованием СШГЭС.

Развитие аварии от разрушения отдельного гидроагрегата до выхода из строя гидростанции и разрушением технических устройств явилось следствием отсутствия в системе управления станцией АСУ ТП необходимого комплекса защитных мер в отношении оборудования и персонала станции по видам опасности, в частности:

  • отсутствие резервного источника питания и управления на главном щите ЦПУ приводов сброса аварийно-ремонтных затворов напорных водоводов;
  • отсутствие в системе управления гидромеханической колонки регулятора режима закрытия направляющего аппарата при потере энергоснабжения.

Обстоятельствами, способствовавшими аварии стали:

  • неплановые перетоки мощности (более 1000 Мвт) в нарушение действующих соглашений между ЕЭС Казахстана и ЕЭС России, приводящие к значительным объемам регулирования СШГЭС и дополнительной необходимости перехода через не рекомендованные зоны работы;
  • алгоритм воздействия ГРАРМ на нагрузку гидроагрегатов не содержал критериев выбора приоритетности гидроагрегатов в ходе автоматического регулирования мощности и частоты и не согласовывался с заводом — изготовителем, не учитывалось количество прохождений через не рекомендованную зону работы;
  • количество переходов через не рекомендованную зону работы не регламентировалось заводом — изготовителем;
  • превышение уровня рассогласования открытия лопаток направляющего аппарата (в процессе регулирования мощности гидроагрегатов АСУ ТП, после ее модернизации МПФ «Ракурс») более разрешенных заводом-изготовителем 2,5 градусов, что ухудшило вибрационное состояние второго гидроагрегата;
  • утрата необходимого взаимодействия между заводом-изготовителем оборудования, генеральным проектировщиком и техническим персоналом СШГЭС, в результате чего проект реконструкции АСУ ТП станции не был согласован с «Ленгидропроектом», алгоритм работы ГРАРМ не согласовывался с заводом-изготовителем;
  • исключение требований лицензирования ремонтной деятельности на энергетических объектах снижает профессиональный уровень ремонтных организаций и качество проводимых работ.

Безусловный приоритет финансовых показателей над технологическими аспектами, включая качество и сроки ремонтных работ, нанес электроэнергетике колоссальный ущерб, подорвал системные основы бескризисного функционирования отрасли, привел к ослаблению технологической дисциплины и ответственности, отсутствию на электростанциях полноценного контроля за техническим состоянием оборудования.

Структура управления ОАО «РусГидро» не обеспечила должного внимания к безопасности функционирования станции.

Также к причинам аварии следует отнести снижение уровня квалификации руководящих кадров, работающих в отрасли, и принижение роли инженерных служб. Технические специалисты с опытом работы и специальным инженерным образованием составляют в составе правления ОАО «РусГидро» абсолютное меньшинство. Должность главного инженера в этой крупнейшей российской генерирующей компании отсутствует.

Одним из обстоятельств режима эксплуатации гидрогенераторов СШГЭС, негативно сказавшемся на эксплуатационном ресурсе силового оборудования, явилось перекладывание функций сетевых компенсаторов реактивной мощности на гидрогенераторы. Покрытие дефицита устойчивости устройств компенсации реактивной мощности электрической сети за счет генерации носит системный характер для большинства регионов высоковольтной электрической сети Российской Федерации. Это снижает функциональные возможности и ухудшает эксплуатационные режимы генераторов электрических станций, а также приводит к снижению надежности электроэнергетической системы в целом и осложнению послеаварийных ситуаций вплоть до развития крупных системных аварий.

С созданием акционерного общества открытого типа «Саяно-Шушенская ГЭС» в 1993 году практически прекратился авторский надзор за работой гидроагрегатов со стороны института «Ленгидроэнергопроект», а также авторский надзор за работой гидроагрегатов со стороны завода-изготовителя — производственного объединения «Ленинградский металлический завод».

В масштабах отрасли отсутствует система повышения профессиональной квалификации главных технических специалистов, как следствие занижен порог персональной ответственности технических руководителей за вверенные объекты электроэнергетики, которые являются объектами повышенной опасности для окружающей среды и человека.

Принимая во внимание вышеизложенное, парламентская комиссия обращается к Следственному комитету при Генеральной Прокуратуре Российской Федерации определить виновных лиц, причастных к аварии.

Глава 14. Рекомендации Правительству Российской Федерации[править]

В части совершенствования нормативно-правовой базы.
  1. В целях обеспечения безопасности и надежности работы единой энергетической системы (ЕЭС) разработать нормативно-правовой акт, регламентирующий правила технологической работы электроэнергетических систем. Указанные правила должны регламентировать функционирование ЕЭС на всех стадиях жизненного цикла, в частности, порядок регулирования активной и реактивной мощности системным оператором единой энергетической системы, обязанности и права участников автоматического регулирования параметров функционирования ЕЭС.
  2. Разработать нормативно-правовой акт, регламентирующий правила оказания услуг по обеспечению системной надежности. В указанном нормативном акте необходимо урегулировать вопросы оплаты услуг по участию в регулировании активной и реактивной мощности, в т. ч. в автоматическом режиме, а также урегулировать вопросы гражданской ответственности по возмещению ущерба, нанесенного в результате неправильных и неправомерных действий по управлению электроэнергетическими системами.
  3. Разработать нормативно-правовой акт, регламентирующий порядок вывода из работы (продления срока их службы) основных фондов в электроэнергетике, имеющих высокий физический и моральных износ. Регламентировать в этом нормативном акте функционирование системы заказов оборудования, производимого взамен выбывающего.
  4. Для обеспечения безопасности и надежности крупных ГЭС с гидротехническими сооружениями 1-го класса (как опасных производственных объектов) разработать нормативно-правовой акт, регламентирующий вопросы их функционирования на всех стадиях жизненного цикла, в том числе, вопросы научных исследований, опытно-конструкторских разработок, производства гидроэнергетического оборудования, транспортировки, монтажа, внедрения (сдачи в эксплуатацию), эксплуатации, научно-технического сопровождения и авторского надзора, модернизации, внесения изменений, систем защиты, средне- и долгосрочного планирования деятельности.
  5. Ввести в нормативную правовую базу новое понятие «стратегически важные для национальной безопасности производственные и технические объекты». Функционирование этих объектов связано со стратегическими рисками и требует особых условий государственного контроля за их эксплуатацией. В число таких объектов должны быть включены высоконапорные ГЭС большой мощности с гидросооружениями. Разработать и внести в Государственную Думу Федерального Собрания Российской Федерации соответствующий федеральный закон.
  6. Организовать работу по пересмотру, обновлению и приведению в соответствие с действующим законодательством подзаконных нормативно-правовых актов, регулирующих вопросы проектирования, подготовки, эксплуатации и охраны водохранилищ ГЭС.
  7. Разработать Федеральную целевую программу модернизации электроэнергетики с комплексом мер по обеспечению необходимых объемов финансирования капитальных вложений в основные фонды отрасли.
  8. Ускорить согласование и принятие федерального закона «О стандартизации», в котором предусмотреть обязательность применения национальных стандартов для особо опасных объектов регулирования.
  9. Включить Саяно-Шушенскую ГЭС в перечни критических важных для национальной безопасности опасных объектов, на которых в обязательном порядке создаются подразделения МЧС России, а также в перечень объектов, на которых требуется разработка Планов ликвидации разлития нефти и нефтепродуктов, утвержденный Постановлением Правительства Российской Федерации от 21.08.2000 г. № 613 «О неотложных мерах по предупреждению аварийных разливов нефти и нефтепродуктов».
  10. Предусмотреть нормативное финансирование основных мероприятий, проводимых в рамках единой государственной системы предупреждения и ликвидации чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера, обеспечения пожарной безопасности и безопасности людей на водных объектах.
  11. В целях повышения эффективности и уровня защищенности населения и территорий от наводнений сформировать и нормативно закрепить в рамках функциональной подсистемы Российской системы предотвращения чрезвычайных ситуаций (РСЧС) противопаводковых мероприятий и безопасности гидротехнических сооружений, создаваемых Росводресурсами, положения о создании комплексной системы мониторинга и прогнозирования состояния и опасного изменения гидрологической обстановки на объектах Росводресурсов. Проработать вопрос о восстановлении постов мониторинга Росводресурсов совместно со специалистами Росгидропоста. Подключить указанные посты мониторинга к информационным системам региональных центров мониторинга и прогнозирования чрезвычайных ситуаций, созданных в субъектах Российской Федерации.
Предложения по восстановлению объема генерирующих мощностей в Восточной Сибири.

12. Учитывая сокращение генерирующих мощностей Восточной Сибири в связи с выбытием из оборота мощностей Саяно-Шушенской ГЭС, тщательно проработать вопрос о сроках достройки и ввода в действие гидроагрегатов Богучанской ГЭС.


Предложения по совершенствованию структуры федеральных органов исполнительной власти.

13. Рассмотреть вопрос о повышении эффективности государственного управления в сфере энергетики с целью ликвидации научно-технического и промышленного отставания энергетической отрасли и повышения надежности и безопасности функционирования и развития единой энергетической системы.

14. Рассмотреть вопрос о преобразовании Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору в Федеральную службу по атомному, технологическому и энергетическому надзору с консолидацией в рамках ее деятельности всех функций энергетического надзора и контроля. При этом, учитывая важность и объем возложенных задач, Федеральную службу по атомному, технологическому и энергетическому надзору целесообразно закрепить в ведении Правительства Российской Федерации.

15. Целесообразно наделить орган государственного энергетического надзора полномочиями по обобщению практики применения законодательства в области безопасности объектов энергетики, разработке предложений по его совершенствованию и внесению их в установленном порядке.

По повышению качества проектных и изыскательских работ.

16. В целях концентрации проектно-изыскательского и научно-исследовательского потенциала в гидроэнергетике, повышения качества проектно-конструкторской и сметной документации и ликвидации существенного отставания от мировых лидеров проектирования электростанций восстановить организационную целостность системы проектно-изыскательских институтов, входивших ранее в систему Объединения «Гидропроект», сформировав единый отраслевой научно-проектный комплекс (включающий, в частности, институты «Гидропроект им. С. Я. Жука» в Москве, Красноярский «Гидропроект» и «МособлГидропроект» в г. Дедовске Московской обл.).

В части совершенствования разработки автоматизированных систем управления.

17. Определить единые проектные решения, заложенные в АСУ ТП, в части управления гидроагрегатами, условиями защит и блокировок для обеспечения безопасного и надежного отключения оборудования при возникновении нештатных ситуаций. Проектирование и создание АСУ ТП для ГЭС необходимо осуществлять с учетом того, что они являются объектами повышенной опасности, на принципах, аналогичных разработке АСУ ТП в атомной энергетике и на опасных промышленных производствах. В перечень требований к программному обеспечению АСУ ТП и системам автоматического регулирования мощности, необходимо включить:

  • наличие в составе АСУ ТП системы регистрации важных параметров эксплуатации («черный ящик»);
  • использование математических моделей, имитирующих аварийные ситуации, для выбора проектных решений и обоснования безопасности;
  • наличие в составе АСУ ТП функциональных и полномасштабных тренажеров для обучения операторов действиям в аварийных ситуациях;
  • наличие в составе АСУ ТП, поставляемых на ГЭС, экспертных систем поддержки управленческих решений.

18. Необходимо разработать (ввиду прекращения юридических оснований действительности требований к системе ГРАМ гидроэлектростанций, утвержденных Департаментом научно-технической политики и развития ОАО РАО «ЕЭС России» 15 апреля 2004 года СО 34.35.524-2004) нормативный документ, регламентирующий вышеперечисленные требования к АСУ и системам автоматического регулирования мощности. В нормативном документе должен содержаться обновляемый перечень наименований контрольно-измерительной аппаратуры, допускаемых к использованию в составе АСУ ТП и системах автоматического регулирования мощности. В нормативном документе должен также содержаться порядок и сроки замены или модернизации действующих АСУ ТП и систем автоматического регулирования мощности, не удовлетворяющих сформулированным требованиям.

19. В состав контрольно-измерительной аппаратуры АСУ ТП и систем автоматического регулирования мощности должны входить штатные системы постоянного контроля вибрации и теплового контроля гидроагрегатов, системы предупредительной и аварийной сигнализации, регистраторы аварийных состояний событий, с выбором для их установки мест, наименее подверженных опасным воздействиям.

В части регулирования функционирования электроэнергетической системы совместно с электроэнергетическими системами стран ближнего зарубежья.

20. Минэнерго России совместно с уполномоченными организациями стран СНГ проработать вопрос участия их энергосистем в первичном и вторичном регулировании, выработать согласованные технические и организационные решения.

21.Подготовить и заключить на межправительственном уровне юридически обязывающее соглашение об организации параллельной работы ЕЭС России и ЕЭС Казахстана, устанавливающее взаимную ответственность участников параллельной работы за выполнение технологических и коммерческих требований к участникам параллельной работы.

22.Разработать с участием инфраструктурных организаций электроэнергетики и подписать договор о финансовом урегулировании отклонений фактических сальдо перетоков электрической энергии (мощности) между ЕЭС Казахстана и ЕЭС России от согласованного диспетчерского графика.

23.Разработать и подписать договор, устанавливающий механизм компенсации затрат на поддержание в работе и эксплуатацию электрических сетей ЕЭС Казахстана, для передачи электроэнергии (мощности) между Европейской частью ЕЭС России и ОЭС Сибири.

24.В целях создания экономических механизмов регулирования балансов и управления режимами параллельной работы внести необходимые изменения в правила и регламенты оптового рынка электрической энергии (мощности) и таможенное законодательство, предусматривающие создание работоспособных механизмов купли-продажи электроэнергии для компенсации небалансов, купли-продажи электроэнергии в целях оказания взаимопомощи в режиме параллельной работы (в том числе при встречных поставках), легитимных механизмов осуществления перемещения электроэнергии через сети соседних государств.

В части регулирования смежных вопросов функционирования гидротехнических сооружений ГЭС, водохранилищ ГЭС и охранной зоны водохранилищ ГЭС.

25. Поручить Министерству природных ресурсов и экологии Российской Федерации организовать комиссионную оценку технического состояния плотины Саяно-Шушенской ГЭС с целью выбора безопасных режимов её дальнейшей работы; а также выполнить в 2010—2011 годах оценку состояния и условий экологически безопасного использования водохранилищ крупных ГЭС, и их паводковоопасных зон с целью принятия мер по проведению восстановительных работ и упорядочения их дальнейшего использования.

26. Поручить Министерству природных ресурсов и экологии Российской Федерации, Министерству энергетики Российской Федерации, Российской Академии наук и другим министерствам и ведомствам, ответственным за наблюдения о состоянии сейсмической активности в регионе, рассмотреть в первом квартале 2010 года вопрос о достаточности и необходимости развития сети сейсмических станций, создания пунктов и стационаров геодезического мониторинга с целью обеспечения качественных прогнозов о возможности возникновения опасных геологических процессов и оценки их влияния на состояние плотины и водохранилища Саяно-Шушенской ГЭС.

27. Создать систему инструментального контроля за напряженно-деформированным состоянием сооружений высокой капитальности и основным оборудованием в сейсмоопасных регионах, осуществить меры по снижению концентрации напряжений на элементах гидротехнических сооружений.

28. Решить вопрос о статусе плавающей древесины и древесного хлама и о возможности беспрепятственного и безвозмездного доступа заинтересованных организаций к их использованию.

29. При корректировке Федерального бюджета на 2010 год и на плановый период 2011 и 2012 годов предусмотреть увеличение общих ассигнований Федеральному агентству водных ресурсов, в том числе выделение целевым назначением средств на очистку водохранилища Саяно-Шушенской ГЭС от плавающей древесины.

30. Рассмотреть вопрос о подготовке ложа водохранилища строящейся Богучанской ГЭС, принять меры по минимизации негативных последствий с учётом опыта эксплуатации Саяно-Шушенского водохранилища, определить степень и форму постоянного участия эксплуатирующей ГЭС в организации очистки акватории водохранилища и в наблюдениях за его состоянием.

В части совершенствования кадровой политики.

31. Министерству энергетики создать управление по подготовке и переподготовке главных специалистов, инженерных кадров и специалистов всех категорий работающих в генерирующих и сетевых компаниях, независимо от их форм собственности, проведению периодических аттестаций управленческого персонала энергетических объектов и ремонтных служб на предмет их соответствия занимаемым должностям.

32. Министерству энергетики и Отделению энергетики, машиностроения, механики и процессов управления РАН создать на базе существующих проектных и исследовательских институтов Центр современной гидроэнергетики с организацией государственной научно-технической экспертизы и аттестации ведущих разработчиков научно-технических и проектных институтов «РусГидро», ОАО «Силовые машины» на соответствие знаниям и возможностям внедрения передового международного опыта, разработки современного оборудования и технологий, включая автоматизированные системы управления и защиты ГЭС.

33. Восстановить в электроэнергетике систему профессионального образования рабочих кадров путем организации специализированных профессионально-технических училищ. Создать на электростанциях страны условия для постоянной рабочей практики учащихся энергетических специальностей и повышения квалификации действующего оперативного и ремонтного персонала.

34. Предусмотреть, что в энергетических компаниях ремонт и модернизация являются их профильной деятельностью. В области социальной политики.

35. Парламентская комиссия считает, что социальная поддержка не должна носить разовый характер. Для оказания государством помощи семьям погибших и пострадавшим в аварии на Саяно-Шушенской ГЭС необходимо решить долгосрочные жизненные проблемы, проработав критерии подхода в обеспечении жильем, образовании детей, выпустив отдельное Постановление Правительства Российской Федерации.

36. Рассмотреть возможность закрепления Фондом социального страхования бесплатных путевок на санаторно-курортное лечение родственникам погибших и пострадавшим в техногенных катастрофах, включая родителей и совершеннолетних детей, не реже одного раза в два года, без всяких ограничений.

37. Во исполнение пункта 8 раздела III протокола заседания Правительственной комиссии по ликвидации последствий аварии в филиале ОАО «РусГидро» — «Саяно-Шушенская ГЭС имени П. С. Непорожнего» и организации работ по обеспечению устойчивого энергоснабжения потребителей объединенной энергосистемы Сибири от 3 октября 2009 года № 2, для аварийного электроснабжения категорийных потребителей поддержать предложение о поставке в Республику Хакасия мобильных дизельных электростанций (ДЭС) в количестве 35 штук, суммарной мощностью не менее 3,5 МВт.

38. По результатам исполнения федерального бюджета в первом полугодии 2010 года рассмотреть возможность внесения изменений в федеральный закон «О федеральном бюджете на 2010 год и на плановый период 2011 и 2012 годов», предусматривающих выделение ассигнований на:

  • реконструкцию водозабора п. Майна и г. Саяногорска (в связи с минимальным пропуском воды через плотину СШ ГЭС);
  • модернизацию электрокотельных в п. Черемушки.

Глава 15. Рекомендации Федеральному Собранию Российской Федерации[править]

1. Доработать и принять в рамках весенней сессии 2010 г. находящиеся на рассмотрении в Государственной Думе проекты специальных технических регламентов, регулирующие вопросы безопасности в электроэнергетике:

  • а) «О безопасности электрических станций и сетей»;
  • б) «О безопасности высоковольтного оборудования»;
  • в) «О безопасности электроустановок».

При доработке технического регламента «О безопасности электрических станций и сетей», для определения необходимости регулирования активной и реактивной мощности, урегулировать вопрос о безопасных допусках изменения частоты тока и напряжения в высоковольтных линиях электропередачи, исходя из большей, по сравнению с европейскими масштабами, протяженностью линий единой энергетической системы и многолетнего опыта применения отечественных стандартов.

2. Внести в Государственную Думу разрабатываемый Правительством Российской Федерации проект технического регламента, регулирующий, в том числе, вопросы безопасности гидросооружений ГЭС, «О безопасности гидротехнических сооружений».

3. Разработать в 2010 году специальный технический регламент «О безопасности энергетических систем», в котором установить требования безопасности по поддержанию надежности энергетических систем, регламентировать вопросы ответственности субъектов диспетчерского управления, электросетевых компаний и объектов генерации электроэнергии, механизмы сохранения надежности при регулировании активной и реактивной мощности.

4. Внести дополнение в ч. 1 ст. 21 Федерального закона от 26 марта 2003 года № 35-ФЗ «Об электроэнергетике», определяющее полномочия Правительства Российской Федерации по установлению особенности организации и проведения проверок при осуществлении государственного энергетического надзора (технический контроль и надзор в энергетике) в части, касающейся вида, предмета, оснований и сроков проведения проверок.

5. Подготовить и внести изменения в Федеральный закон «О безопасности гидротехнических сооружений», регламентирующие основные формы государственного надзора в гидроэнергетике для реализации положений указанного в п. 4 законопроекта. Предусмотреть в нем плановые и внеплановые комплексные, целевые и оперативные проверки; постоянный надзор, осуществляющийся через функционирование в оперативном режиме подразделений осуществляющих государственный надзор за безопасностью гидротехнических и гидроэнергетических сооружений; постоянный мониторинг и анализ информации о состоянии обеспечения безопасности гидротехнических сооружений, применяемых на них оборудования и технических устройств, а также информации о соблюдении требований законодательства и нормативных технических документов в области безопасности гидротехнических и гидроэнергетических сооружений.

6. Внести изменения в Федеральный закон от 26 декабря 2008 года № 294-ФЗ «О защите прав юридических лиц и индивидуальных предпринимателей при осуществлении государственного контроля (надзора) и муниципального контроля» для реализации положений указанного в п.4 законопроекта, касающиеся возможности проведения проверок при осуществлении государственного энергетического надзора (технический контроль и надзор в энергетике).

7. Внести на рассмотрение Государственной Думой Федерального Собрания Российской Федерации проект федерального закона "О внесении изменений в Федеральный закон «Об электроэнергетике» (в части обеспечения устойчивого и надежного снабжения электрической и тепловой энергией потребителей), устанавливающий правовую базу для оценки готовности организаций электроэнергетики к прохождению осенне-зимнего максимума потребления энергии и введения инструментов воздействия на лиц, нарушающих графики ремонтов генерирующего оборудования, а также не поддерживающих на должном уровне запасы топлива. Предлагается также внести в связи с принятием указанного федерального закона необходимые изменения в Кодекс Российской Федерации об административных правонарушениях.

8. Внести изменения в Федеральный закон «Об электроэнергетике» и соответствующие изменения в Федеральный закон «О лицензировании отдельных видов деятельности», предусматривающие включение в перечень видов деятельности, подлежащих лицензированию: деятельность по производству и передаче тепловой и электрической энергии, проведение ремонтных и восстановительных работ в отношении оборудования объектов электроэнергетики.

9. Внести изменения в статью 9 Федерального закона «О безопасности гидротехнических сооружений» для приведения ее в соответствие со статьёй 11 Водного кодекса Российской Федерации по которой владельцы (собственники) гидротехнических сооружений, используемых для производства электроэнергии, и других водохозяйственных систем являются водопользователями и согласно части 2 статьи 39 Водного кодекса Российской Федерации обязаны вести регулярные наблюдения за водными объектами и их водоохранными зонами.

10. Внести изменения в Водный и Градостроительный кодексы, регулирующие статус паводкоопасных зон и их картирования в зависимости от частоты затопления и паводковой опасности, а также режимы использования таких зон.

11. Ускорить рассмотрение внесенного в Государственную Думу проекта федерального закона «Об обязательном страховании гражданской ответственности за причинение вреда при эксплуатации опасного объекта».

Примечания[править]

  1. а б в г д е ё Акт технического расследования причин аварии, происшедшей 17 августа 2009 года в филиале Открытого Акционерного Общества «РусГидро» — «Саяно-Шушенская ГЭС имени П. С. Непорожнего», Москва, 2009 г.
  2. Рабочая документация гидроагрегатов не предусматривает стопорения гаек на шпильках. Письмо СШГЭС от 27.09.2009 № 001/2438, подписанное директором СШГЭС А. В. Кяри
  3. обязательства выполнены (2 862 750 руб.)
  4. обязательства выполнены (4 318 918 руб.)
  5. обязательства выполнены (75 000 000 руб.)
  6. обязательства выполняются в отношении 76 человек. Из них — 24 отсроченных по достижению пенсионного возраста.
  7. обязательства выполняются по мере подтверждения оснований. Выплачены компенсации 12 пострадавшим (1 009 788 руб.)
  8. обязательства выполняются по мере предоставления документов; выплачено 29 семьям (239 382 руб.)
  9. Выводы и рекомендации членов Экспертной группы изложены в Приложении 1 к настоящему докладу.
  10. Информация экспертов парламентской комиссии В. Д. Новоженина, Ю. Б. Мгалобелова

См. также[править]


PD-icon.svg Это произведение не охраняется авторским правом.
В соответствии со статьёй 1259 Гражданского кодекса Российской Федерации не являются объектами авторских прав официальные документы государственных органов и органов местного самоуправления муниципальных образований, в том числе законы, другие нормативные акты, судебные решения, иные материалы законодательного, административного и судебного характера, официальные документы международных организаций, а также их официальные переводы, произведения народного творчества (фольклор), сообщения о событиях и фактах, имеющие исключительно информационный характер (сообщения о новостях дня, программы телепередач, расписания движения транспортных средств и тому подобное).
Россия