Эксперт № 48 (2014) - Эксперт Эксперт
Шрифт:
Интервал:
Закладка:
На этот раз все иначе. Как указали в «РусГидро», в нормативные документы после аварии внесено более 100 изменений, направленных на повышение безопасности как Саяно-Шушенской ГЭС, так и всех гидроэлектростанций страны. Эти изменения касаются всего жизненного цикла ГЭС — проектирования, строительства, эксплуатации, ремонта и модернизации.
Возведение плотины началось еще в брежневские времена
Фото: ПРЕДОСТАВЛЕНО КОМПАНИЕЙ «РУСГИДРО»
Появилось требование обеспечения гарантированного резервного энергоснабжения станции, что должно исключить потерю электропитания критически важных систем ГЭС в аварийных ситуациях. Как правило, эта задача решается использованием автоматически включающихся автономных дизель-генераторных установок.
Требуется обеспечить сброс аварийно-ремонтных затворов не только с щита управления агрегатами в машинном зале, но и с центрального пульта управления.
Нужно обеспечить автоматическую и не зависящую от наличия электропитания систему остановки гидроагрегата при исчезновении напряжения в сети.
Появилось требование обязательной периодической диагностики шпилек крышки турбины ультразвуковым методом — для обнаружения возможных дефектов, а также требование внедрения устройств, предотвращающих самораскручивание шпилек. Инструментально контролировать состояние шпилек станут ежегодно, а раз в 20 лет и при каждом капитальном ремонте гидроагрегата шпильки будут менять.
Также необходимо внедрить технологическое телевидение, позволяющее минимизировать нахождение персонала на потенциально затопляемых отметках и вести постоянное наблюдение за сооружением и оборудованием. Внедряются на ГЭС и защищенные системы регистрации технологической информации («черные ящики»).
Стационарная система виброконтроля стала обязательным элементом диагностики гидросилового оборудования. Она интегрирована с системой автоматического управления, так что в случае превышения вибрацией допустимых пределов во избежание разрушений гидроагрегат будет останавливаться автоматически.
Выводы из случившегося в августе 2009 года этим, понятно, не ограничились. По итогам расследования причин аварии Следственным комитетом России в отношении ряда сотрудников Саяно-Шушенской ГЭС были выдвинуты обвинения в нарушении правил безопасности при ведении работ, повлекшем смерть более двух лиц и причинение крупного ущерба. В список обвиняемых попали бывший директор ГЭС Николай Неволько , главный инженер станции Андрей Митрофанов , его заместители Евгений Шерварли и Геннадий Никитенко , руководители СЛУЖБЫ мониторинга оборудования Саяно-Шушенской ГЭС Александр Матвиенко , Владимир Белобородов и Александр Клюкач . Фигуранты дела находятся под подпиской о невыезде, за исключением арестованных в сентябре за нарушение режима Николая Неволько и Евгения Шерварли.
С октября прошлого года идет судебный процесс, который пока ни к чему не привел. Срок давности по делу истекает 17 августа 2015 года.
«РусГидро» направила 185 млн рублей на программу социальной помощи пострадавшим и членам семей погибших в аварии. Еще 1,3 млрд рублей были направлены на программу комплексного развития социальной инфраструктуры поселка Черемушки.
Великое обновление
Ввиду исключительной важности Саяно-Шушенской ГЭС для энергосистемы Сибирского региона, да и всей страны в целом к восстановлению станции приступили немедленно. Была сформирована даже правительственная комиссия во главе с Игорем Сечиным, курировавшая программу восстановления.
Работы проходили в три этапа.
На первом отремонтировали и пустили в работу четыре наименее пострадавших гидроагрегата. Первым был пущен гидроагрегат номер 6. На момент аварии он не работал — находился на ремонте, — поэтому получил наименьшие повреждения, и его смогли запустить уже 24 февраля 2010 года. Гидроагрегат номер 5 во время аварии был отключен автоматикой — единственный из девяти работавших. Он тоже получил относительно малые повреждения и был запущен 22 марта 2010 года. До конца года были пущены гидроагрегат номер 4 (2 августа) и номер 3 (25 декабря). Итого, к концу года станция смогла выдавать в энергосистему 2560 МВт мощностей.
Начавшийся в 2011 году второй этап представлял собой комплексную реконструкцию станции.
Еще в ноябре 2009 года «РусГидро» заключила с «Силовыми машинами» контракт на поставку за 11,7 млрд рублей новых гидроагрегатов для Саяно-Шушенской ГЭС. Машины были доставлены за 5900 км из Петербурга в Хакассию — уникальная транспортная операция. Действительно, рабочие колеса турбин весят 145 тонн, не так-то просто такое отвезти. Однако отвезли: по Северному морскому пути, далее вверх по Енисею, через судоподъемник Красноярской ГЭС до Майнской ГЭС (контррегулирующего «партнера» Саяно-Шушенской, чуть ниже ее по течению), откуда автотранспортом доставили на станцию.
Во время восстановительных работ и реконструкции после аварии были заменены все гидроагрегаты Саяно- Шушенской ГЭС
Фото: ПРЕДОСТАВЛЕНО КОМПАНИЕЙ «РУСГИДРО»
И на месте старых сильно разрушенных гидроагрегатов были смонтированы новые. Первый, он же гидроагрегат номер 1, был запущен 19 декабря 2011 года. Далее, 15 марта 2012 года последовал пуск гидроагрегата номер 7, 12 июня — гидроагрегата номер 8, 1 декабря — гидроагрегата номер 9. На следующий год, 14 марта 2013-го, заработал гидроагрегат номер 10.
Итого — 3200 МВт новых мощностей. Это позволило «выключить» восстановленные старые гидроагрегаты и приступить к их замене на новые машины. Что и было проделано на третьем этапе. 15 июня 2013 года был пущен новый гидроагрегат номер 6, 20 ноября — гидроагрегат номер 5, 31 марта 2014 года — гидроагрегат номер 4, и, наконец,30 июня этого года — гидроагрегат номер 3.
Оставался последний гидроагрегат, номер 2, тот самый, где и произошла авария. 12 ноября он был торжественно запущен, станция вышла на полную мощность.
В ходе реконструкции было заменено и другое оборудование, даже не пострадавшее при аварии. В центральном пульте управления станцией вместо традиционного щита сигнализации была установлена современная видеостена. Как отмечают в «РусГидро», это единственное оборудование подобного типа, установленное на ГЭС в России.
Все, но не сразу
Сибирская энергосистема, или вторая ценовая зона, протянувшаяся восточнее Тюменской области до Дальнего Востока, на начало этого года располагала 49,2 ГВт установленных мощностей по электрогенерации. Из них 49,3% приходилось на гидрогенерацию. Это очень высокий показатель, в среднем по России роль гидрогенерации заметно меньше (см. график 3).
Львиная доля сибирской гидрогенерации приходится на несколько крупнейших ГЭС енисейского и ангарского каскадов. Территориально это Красноярский край, Иркутская область и Хакассия. В частности, ввод в этом году трех гидроагрегатов на Саяно-Шушенской ГЭС увеличивает установленные мощности региона по сравнению с началом года на 1920 МВт, при этом на Саяно-Шушенскую ГЭС в полном ее сборе будет приходиться 12,5% всех сибирских энергомощностей.
Неудивительно, что аварийное выпадение таких крупных мощностей в 2009 году стало для Сибири апокалипсисом регионального масштаба. И хотя серьезных перебоев с энергией благодаря профессиональной работе сетевиков удалось избежать, хотя через восемь часов после аварии все ограничения были сняты за счет переброски электроэнергии из других регионов, на цене это сказалось. Ведь цены в первой («европейско-тюменской») ценовой зоне традиционно выше за счет иной структуры генерации, преобладания более дорогих тепловых мощностей. Цены на балансирующем рынке электроэнергии сразу после аварии подскочили в пять раз. Тариф для населения в Хакассии вырос на 21,5%. Сильнее, чем планировалось, увеличились тарифы для промышленных потребителей
Во время восстановительных работ и реконструкции после аварии были заменены все гидроагрегаты Саяно- Шушенской ГЭС
Фото: ПРЕДОСТАВЛЕНО КОМПАНИЕЙ «РУСГИДРО»
Важно отметить также, что сибирская энергосистема в целом энергодефицитна (см. график 4). Несмотря на наличие дешевой гидроэнергии на востоке, Западная Сибирь — практически эталонный пример энергодефицтного региона. По оценкам энергетиков, потребители Западной Сибири ежегодно переплачивают до 15 млрд рублей из-за ограничения доступа к энергии восточносибирских ГЭС.
Это хорошо видно еще и по тому, что для зоны сложился весьма высокий уровень стоимости мегаватта по конкурентному отбору мощностей (см. график 5): системный оператор смирялся с существованием «дорогих», неэффективных генерирующих мощностей.
