Institute for globalization and

 social movements

(IGSO)

Как сообщает Пресс-служба ИГСО, без света и тепла в ближайшие годы могут остаться многие россияне, что станет результатом разрушения энергосистемы страны.

Изношенность инфраструктуры в России выросла до критического уровня: средний износ трубопроводов составляет 70–80%. «Раздробление и приватизация единой энергетической системы поставила на первое место не энергетическую безопасность людей, а получение прибыли. Теперь мы на грани полного коллапса системы», – считает глава экспертной группы ИГСО Людмила Бычкова. По ее словам, замена профессионалов-энергетиков на руководящих должностях не разбирающимися в технических вопросах менеджерами сыграла значительную роль в развитии кризиса энергетики. Вымывались кадры и в среднем звене. В сумме это привело к учащению аварий. Но, кроме «человеческого фактора», на аварийность повлияло отсутствие единой системы мониторинга и ремонта, а также порядок тендеров.

«Отсутствует стройная экономическая система – инженерные сети приватизированы, деньги на ремонт изыскиваются из тарифов, этих денег постоянно не хватает, что является обоснованием для повышения тарифов», – отмечает директор ИГСО Борис Кагарлицкий. 

В крайне плохом состоянии находится производство энергетического оборудования. Зачастую заказчики при проектировании новых мощностей и замене изношенных установок предпочитают западное оборудование.

Об этом и многом другом говорится в аналитическом докладе Института глобализации и социальных движений (ИГСО) «Кризисно-аварийная ситуация на энергетических объектах в России». 

Кризисно-аварийная ситуация

на энергетических объектах в России

Аналитический доклад

Два десятилетия неолиберальных преобразований привели объекты российской энергетики в кризисно-аварийное состояние. Из года в год проблемы накапливались, но не решались. Ни «невидимая рука рынка», ни государство не остановили разрушительных процессов. В итоге кризис достиг критического уровня развития и страна вошла в эпоху, когда угрозы легко могут обернуться катастрофами, а некогда единая энергетическая система – полностью разрушиться.

I. Основные выводы:

1. Изношенность инфраструктуры в России выросла до критического уровня: средний износ трубопроводов составляет 70–80%. Этот результат достигнут благодаря неолиберальным реформам.

2. Раздробление и приватизация единой энергетической системы поставили на первое место не энергетическую безопасность людей, а получение прибыли. Именно вульгарная рыночная стратегия привела отрасль в состояние постепенного распада.

3. Замена профессионалов-энергетиков на руководящих должностях менеджерами, не разбирающимися в технических вопросах, также сыграла значительную роль в развитии кризиса энергетики.

4. В среднем звене российской энергетики в 1990–2000-х годах проходило вымывание профессионалов. Продолжается отток кадров в поисках зарплаты в другие сферы, старые специалисты уходят на пенсию, взамен приходит мало молодежи, которая  также часто слабо подготовлена. Все это приводит к учащению аварий, вызванных "человеческим фактором".

5. Отсутствие единой системы мониторинга и ремонта. Вместо того чтобы, как раньше, одна и та же организация вела объект долгое время, каждый раз устраиваются тендеры и приходят новые эксплуатационщики, вынужденные изучать объект с нуля.

6. Во многих регионах (например, в Твери) уже несколько лет подряд не проводятся гидравлические испытания (опрессовка) трубопроводов перед началом отопительного сезона. Или же в связи с большой изношенностью инфраструктуры часто в результате опрессовки трубопроводы прорываются. Много таких случаев отмечено в Санкт-Петербурге.

7. Отсутствует стройная экономическая система – инженерные сети приватизированы, деньги на ремонт изыскиваются из тарифов, этих денег постоянно не хватает, что является обоснованием для  повышения тарифов.

8. Так как постоянно повышать тарифы невозможно, изыскиваются различные завуалированные схемы, ярким примером которых являются вводимые в настоящее время "социальные нормы": до определенного уровня энергопотребления тариф ниже, сверх него – тариф выше ныне установленного. Так как уложиться в "социальный лимит" практически невозможно, это означает, что за электричество (а в перспективе и за тепло) мы будем платить еще больше (между тем как уже сейчас мы платим за кВт-ч в 3–5 раз больше себестоимости).

9. В кризисе находится производство энергетического оборудования. Зачастую заказчики при проектировании новых мощностей и замене изношенных установок предпочитают западное оборудование. Кроме того, впервые в истории западная компания (Alstom) спроектировала и построила блок ТЭЦ в России (ТЭЦ-26 в Москве). До этого к услугам западных специалистов отечественной энергетике прибегать не приходилось.

10. При сохранении сегодняшних тенденций все популярнее будет автономное энергоснабжение: люди по возможности станут обзаводиться собственными генераторами и тепловыми пунктами. Это явный регресс, и разумеется, такая возможность будет далеко не у всех, так что многие могут столкнуться с перспективой остаться без света и тепла.

II. Введение: приватизационный путь к проблемам

Для России – страны с большой территорией и холодным климатом – энергетика является одним из краеугольных камней экономики. В советское время это хорошо понимали. Практически сразу после окончания Гражданской войны начал выполняться план ГОЭЛРО, наметки которого разрабатывались еще до революции. В результате была построена сеть теплоэлектростанций и активно шло развитие фундаментальной теплоэнергетики: Всесоюзный (Всероссийский) теплотехнический институт был основан еще в 1921 году.

Как же могло случиться, что Россия потеряла уровень технического обслуживания и эксплуатации, позволявший советской энергетической отрасли быть среди лучших энергокомплексов мира? Для того чтобы ответить на этот и другие вопросы, необходимо вспомнить историю приватизации энергетической отрасли в России, уже затем оценив ее разрушительные последствия.

РАО «ЕЭС России» было создано в 1992 году на основании указа президента РФ № 923 от 15 августа 1992 года «Об организации управления электроэнергетическим комплексом Российской Федерации в условиях приватизации» путем частичной приватизации отдельных объектов, используемых для выработки, передачи и распределения электроэнергии, до этого находившихся под контролем Комитета электроэнергетики Министерства топлива и энергетики Российской Федерации и корпорации «Росэнерго».

В мае 1997 года по рекомендации недавно назначенного министра топлива и энергетики Бориса Немцова и при содействии Анатолия Чубайса 29-летний Борис Бревнов, бывший в окружении Немцова в Нижнем Новгороде, входит в руководство РАО ЕЭС. Позднее Счетная палата России обнаружила в деятельности Бревнова многочисленные финансовые нарушения, и в 1998 году он потерял пост.

Академик РАН Владимир Накоряков, характеризуя деятельность Немцова и его выдвиженца, писал: «Распад энергетической отрасли России начался с прихода в руководство абсолютных непрофессионалов. Точкой отсчета можно назвать приход в энергетику в середине 90-х Б. Немцова, Б. Бревнова и их команды. До определенного времени технологического задела, созданного за предыдущие годы, было достаточно, чтобы выдержать те усилия, которые прилагала пришедшая команда абсолютных дилетантов в энергетике и экономике к разрушению энергокомплекса и потере управления им» (Накоряков В. Энергетический кризис. «Наука в Сибири» № 37, сентябрь 2005 г.). Последствия проделанной ими работы продолжают нарастать, что позволяет ставить ряд важных для страны вопросов.

Аварийные ситуации возникают постоянно. Они имеют различные аспекты. Важнейшие из них: износ трубопроводов теплосетей, износ оборудования электростанций (теоретические и социальные аспекты), история и предпосылки крупнейших аварий на энергетических объектах, рекомендации и прогнозы. Всё это необходимо внимательно рассмотреть, оценив масштаб кризиса и создаваемой угрозы обществу.

Страна пережила в 1990-е годы жесткие неолиберальные реформы. Они нанесли огромный урон экономике и всему обществу. Улучшение мировой конъюнктуры дало российским монополиям огромные прибыли от экспорта сырьевых ресурсов. Но средства эти не пошли на решение проблем, а помогли закреплению периферийной модели экономики. Это привело с началом мирового экономического кризиса в 2008 году к обострению всех проблем в отечественной энергетике.

III. Прогноз затрат на аварийно-восстановительные работы при аварийных отказах теплосетей и оценка степени износа трубопроводов

Известно, что из всех инженерных коммуникаций городской застройки (при централизованном теплоснабжении) наиболее дорогостоящими, наименее долговечными и обладающими наибольшей степенью аварийности являются трубопроводы тепловых сетей (Октябрьский Р.Д. Прогноз затрат на аварийно-восстановительные работы при аварийных отказах сетей и оценки степени износа трубопроводов. «Тепловые сети», информационный бюллетень № 3, 2003 г.).

Анализ повреждаемости (отказов) стальных трубопроводов городских теплосетей показывает, что основным вредным воздействием является наружная коррозия труб из-за доступа влаги к поверхности, влияния электрических полей, агрессивности грунтов и т.д. Наиболее неблагоприятные условия и наибольшая интенсивность отказов наблюдаются при бесканальной прокладке труб и при прокладке в непроходных каналах из-за низкого качества антикоррозионной защиты и теплоизоляции, отсутствия дренажа, затопления каналов. В результате фактические сроки эксплуатации стальных трубопроводов в условиях, например, Москвы, составляют менее трети от расчетного срока – около 30 лет, то есть всего около 10 лет.

Теоретически принято считать, что в период нормальной эксплуатации (в отличие от начального периода «приработки» и конечного периода «старения») интенсивность отказов примерно постоянна, а распределение отказов близко к закону Пуассона (редких событий).

В действительности интенсивность отказов имеет тенденцию к росту. Например, в условиях Москвы наблюдается постепенный рост с темпом отказов, равным 0,0015 случая на 1 км в год, а при наступлении периода старения он резко возрастает, то есть характер распределения отказов меняется.

При наступлении этого периода требуется реконструкция или полная замена трубопроводов, иначе затраты на устранение отказов превысят разумные пределы. В связи с этим возникают задачи по прогнозу затрат на аварийно-восстановительные работы и прогнозу ущерба от аварии, а также оценки состояния теплосети или ее участка (перехода в стадию старения). <...>

IV. Взгляд на ситуацию глазами чиновников на примере Красноярского края

...Методика расчета затрат на ремонт аварийных участков трубопроводов имеется. На практике всё сложнее. Возьмем, например, Красноярский край. 15 января 2012 года радио «Комсомольская правда» в Красноярске взяло интервью у А. Матюшенко, депутата Заксобрания, бывшего главы «КрасКома», и заместителя руководителя департамента городского хозяйства администрации Красноярска А. Островского. Поводом послужила трагедия, случившаяся на другом конце страны: в Брянске провалился в коллектор и погиб ребенок. А. Островский прокомментировал ситуацию так: «У нас порядка 50 км заменяются. Меняются там, где потенциально есть возможность аварии. В последние 2–3 года стала использоваться диагностика сетей, которая позволяет выявить проблемы в тех местах, где <аварий> не ожидается. По тепловым сетям изношенность составляет порядка 30 процентов. По водопроводно-канализационным – около 40 процентов. В Красноярске все инженерные компании – частные. Все работы они выполняют в объемах тех средств, которые у них формируются в результате получения денег за тариф, за их счет формируются программы».

А. Матюшенко дал следующий комментарий: «Должен быть надзор со стороны служб, которые эксплуатируют сети. Но бывают случаи, когда вроде бы на новом участке, но при некачественно выполненных строительных работах может произойти незапланированное повреждение из-за гидравлического удара в сетях. Существуют методы диагностирования тепловых сетей. Тепловые сети, отслужившие нормативный срок – 25 лет, должны подвергаться обязательной диагностике на предмет гарантированного обеспечения в зимний период. [При этом, см. выше, фактический срок эксплуатации трубопроводов составляет треть от расчетного. – Экспертная группа.] Сказать, что все 100 процентов таких сетей диагностируются и в Красноярске, не могу, потому что это нереально. Всё регулируется тарифом, который рассчитан на качественные сети. Все дефекты и неприятности в сетях тариф не учитывает. Ремонт производится только за счет тарифа, но если говорить об объеме существующих сетей, нуждающихся в полной замене, то объем тарифа явно ниже. На тепловые сети обращали больше внимания, добавляли бюджетные деньги, чтобы обеспечить качественное теплоснабжение в зимнее время.

Сети примерно одинаковы по объемам износа, что водопроводные, что канализационные. Тепловые чуть получше. Тариф ежегодно утверждается в том объеме, который реально может оплатить население. А если сказать, что за пять лет нужно переложить все сети, нуждающиеся в перекладке, то тариф должен вырасти в разы. Это нереально для населения. Поэтому идет лавирование между возможностями оплаты населением и необходимостью реальных затрат в ремонте и реконструкции инженерного хозяйства в городах. В разных городах своя степень изношенности. Красноярск находится в лучшем состоянии по сравнению с многими городами России и края.

Есть большие камеры на тепловых сетях. Если говорить о канализационных коллекторах, то в городе имеется несколько магистральных коллекторов до 2 метров диаметром, в случае повреждения может случиться непредвиденное ЧП.

За происшествия юридически будет отвечать эксплуатационная организация. Когда следователь начнет разбираться в причинах, он не будет слушать, были деньги или нет на замену участков. У нас были случаи, когда происходило повреждение, наблюдался перерыв в подаче ресурса, прокуратура делала запрос: «Объясните, почему не ремонтировали этот участок?» Когда объясняли, что не ремонтировали, потому что в плане стояли другие участки, следователь не обращал на это внимания. Тем не менее без реальной федеральной бюджетной помощи ремонт инженерных коммуникаций городов России крайне сложен. Страна никогда не выйдет из этого коллапса. Потому что доходы не вырастут мгновенно, а тарифы наращивать тоже невозможно. Ситуация является замороженной».

V. Взгляд специалистов. Авария на Чагинской подстанции 25 мая 2005 года

Системный кризис энергетики уже давно очевиден специалистам. Если чиновники говорят о тарифах и сиюминутных тактических вопросах, энергетики смотрят стратегически. Виктор Васильевич Кудрявый, руководитель Центра оптимизации управления в электроэнергетике, д.т.н., профессор, так описывает ситуацию (Кудрявый В.В. Энергетика работает с перенаряжением. «Новая газета», 2 сентября 2009 г.): существует два основных фактора, определяющих надежность, – уровень технического обслуживания (ремонта) и уровень эксплуатации оборудования, зданий и сооружений.

Альтернатива техническому обслуживанию, обновление отрасли за счет нового строительства, к сожалению, отсутствует. При росте энергопотребления за последние 10 лет на уровне 2,7% в год ввод новых мощностей не превышал 1,0%. Отрасль интенсивно стареет.

Сегодня нет уверенности, что техническое обслуживание обеспечивает надежность российских энергообъектов. Ремонтная деятельность на электростанциях и электрических сетях в последние 10–12 лет стала разменной монетой при решении финансовых проблем самих энергокомпаний и получении коррупционных доходов. Часто она недофинансируется для оплаты затрат по другим статьям себестоимости и обеспечения отчетной прибыли, необходимой для поощрения менеджеров и выплаты дивидендов. С другой стороны, – и это основная утечка средств, – ремонт стал предельно криминальным. Ведь это подрядная деятельность, трудно учитываемая по реально выполненным работам. Российские откаты в 30–40 процентов стали обычным явлением. Объективным подтверждением того, что ремонтный фонд реально потерял миллиарды рублей, можно назвать резкое сокращение численности ремонтного персонала при явном ухудшении состояния оборудования. Это означает, что работы в отрасли – непочатый край, а ремонтники-энергетики ищут заработок на стороне.

Из-за отсутствия средств самоликвидировались специализированные ремонтные организации отрасли: Ростовэнергоремонт, Мосэнергоремонт, Уралэнергоремонт, Сибирьэнергоремонт, Дальэнергоремонт. За каждым из этих предприятий было закреплено 10–20 регионов. В их составе был укомплектованный набор инженерных служб: металлов, сварки, вибрации, регулирования, электрических испытаний. Это были реальные многотысячные силы быстрого реагирования отрасли, способные выполнить плановые и аварийные ремонты любой сложности, на любом объекте, в любом уголке страны. Именно эти предприятия провели реконструкцию турбогенераторов Волжско-Камского каскада, электростанций Заинской ГРЭС, Рязанской ГРЭС и др. А сегодня со всей страны собирают по несколько десятков человек, чтобы провести аварийные ремонты оборудования в Улан-Удэ, Якутске, Владивостоке.

Серьезные потери квалифицированного персонала произошли в ремонтных организациях генерирующих  компаний (ОГК). По экспертной оценке, не более 10 процентов энергокомпаний имеют достаточную квалификацию и численность персонала для выполнения регламента планово-предупредительных работ.

В этих условиях крайне негативной оценки заслуживает повсеместное внедрение тендеров для выбора подрядных организаций. Во-первых, тендеры проводятся в условиях, когда на рынке труда нет избыточности предложения от компаний, имеющих инженерные службы и опытных специалистов. Во-вторых, приоритет минимальных цен при тендерах на ремонт устаревшего оборудования есть не что иное, как провокация приписок. В-третьих, в электроэнергетике важно знать историю предыдущих ремонтов, что нельзя обеспечить при смене подрядчиков. В-четвертых, квалифицированный шеф-персонал нужен не только во время плановых работ, но и при контроле текущего состояния оборудования. Приглашение случайных подрядчиков и ангажированных посредников не позволяет обеспечить надежность.

Наконец, оценка деятельности ремонтных организаций по стоимости отдельных плановых работ – это шаг назад от собственного и мирового опыта. Необходимы как минимум пятилетние договоры на техническое обслуживание с ответственностью за надежность и эффективность работы оборудования на весь межремонтный период.

За последние несколько лет почти на 10 процентов упало количество проведенных капитальных и средних ремонтов оборудования. Фактически несколько миллионов кВт установленной электрической мощности ежегодно не проходит полноценного технического обслуживания, а значит, гарантировать их надежную работу нельзя.

Рейтинговое агентство «Тейдер», работающее с партнером IT Energy Analytics, на основании анализа, с учетом использования имитационной модели Mod En-gen, определило состояние основного оборудования электростанций ОГК и ТГК на начало 2009 года. Оказалось, что остатки паркового ресурса турбин до его продления или вывода из эксплуатации крайне незначительны. Для электростанций ОГК треть установленной мощности турбин имеют ресурс менее 10 процентов, для электростанций ТГК в десятипроцентной зоне находится более половины турбин (55,7 проц.). Состояние генерации сегодня создает реальную угрозу энергетической безопасности страны.

Но ремонт не гарантирует надежности. Так, авария на Каширской ГРЭС (2003 год) с полным повреждением турбогенератора 300 МВт произошла сразу после капитального ремонта. В 2009 году энергоблок был так и не восстановлен.

В 2007 году неоднократные повторные ремонты для устранения дефектов проводились в первый месяц эксплуатации: на Тюменской ТЭЦ-2, Кармановской, Верхнетагильской и Шатурской ГРЭС – по 4 останова на каждой электростанции; на Рефтинской, Томь-Усинской, Троицкой ГРЭС и ТЭЦ-26 Мосэнерго – по 2 останова (в результате впервые в истории отечественной энергетики новый блок ТЭЦ-26 строила иностранная компания  – франко-швейцарская Alstom), Сургутской, Каширской ГРЭС и Новосибирской ТЭЦ-5 – по 1 останову. Общий срок повторных ремонтов этих энергоблоков в 2007 году составил около 100 суток. Это объективный показатель низкой квалификации персонала, неполноценного ремонта и некачественной инженерной диагностики.

Второй важнейший фактор надежности – уровень эксплуатации оборудования. Безусловно, сохранение среднего и рабочего звена оперативного персонала позволяет считать, что положение в эксплуатации в целом лучше, чем в ремонте. Но насколько хорошо подготовлен персонал к выполнению основных эксплуатационных операций, знает ли он схемы и инструкции, внимателен ли он во время дежурства – эти характеристики операторов и руководителей энергокомпаний не могут быть объективны до тех пор, пока не происходит авария.

Последние 10 лет российской электроэнергетики – сплошная череда аварий, подобных которым в советской электроэнергетике не было. Вплоть до лета 2009 года их произошло как минимум семь, в том числе крупнейшая – 25 мая 2005 года в Москве.

Причем случилась авария не в зимний максимум нагрузок, не мгновенно – из-за удара молнии или взрыва, а в рабочее время, когда весь персонал электроподстанции и электросетей, так же как и руководство энергокомпании и энергохолдинга, были на рабочих местах. Из-за безграмотных действий (и бездействия) руководства при повреждении оборудования на электростанции и перегрузке ЛЭП московская энергосистема в течение долгих 35 часов и на глазах руководства отрасли буквально вползала в беспрецедентную катастрофу, подобной которой не было в истории нашей электроэнергетики. В зону отключения электроэнергии попали 6,5 млн человек в пяти регионах – Москве, Московской, Тульской, Калужской и Рязанской областях. Было полностью остановлено 12 электростанций и сотни электроподстанций напряжением от 35 до 500 кВ.

Столь тяжелая авария была не случайна. Ей предшествовала коренная ломка, которой подвергся, невзирая на мнение экспертов, стратегически важный для ЕЭС России единый столичный энергокомплекс. Он был разделен по видам бизнеса: генерация, транспорт, распределение, сбыт. Отдельные виды бизнеса в Московском регионе были дополнительно раздроблены между собственниками (в том числе генерация – на 4 части).

Всего, с учетом предприятий обслуживания, ОАО «Мосэнерго» было разделено на 12 частей. При этом было выделено и передано Системному оператору диспетчерское управление Мосэнерго. Генерирующая компания мощностью 12 тыс. МВт осталась без своей диспетчерской службы, а управление теплоснабжением, от режима которого зависят все электрические нагрузки ТЭЦ, вообще повисло в воздухе. Авария показала, что таким региональным энергокомплексом, где единое и контрактное право было разрушено, управлять в аварийной ситуации невозможно. Усложнилась работа электрических диспетчеров Системного оператора, команды которых доходят до разных собственников с большой задержкой. Обратная связь теряет объективность, не позволяя оперативно управлять режимом.

Первый руководитель ОАО «Мосэнерго», так же как и топ-менеджеры холдинга, от устранения аварии устранились, информирование их о положении дел приводило лишь к потере времени. Организующим центром для устранения аварии стал не энергохолдинг РАО «ЕЭС России», а городской штаб под руководством Владимира Ресина.

Прежде всего во главе энергохолдинга, а затем ведущих энергокомпаний были поставлены управленцы общего профиля. Следом за этим было проведено «упорядочение» бизнеса – с целью взять под контроль все денежные потоки через централизованную закупку топлива, ремонт, капитальное строительство, консалтинговые услуги. Однако переход к оптовым закупкам и централизации подрядных тендеров дал не снижение, а повышение цен. Анализ, проведенный профессором В.В. Платоновым, выявил, что основная производственная деятельность холдинга недополучила 9,5 млрд долларов за 7 лет.

В правлении и совете директоров РАО ЕЭС к моменту ликвидации не было энергетиков с положительным опытом управления крупными энергокомпаниями. По государственным и ныне независимым компаниям картина аналогичная.

В межрегиональных представительствах энергохолдинга на территории объединенных энергосистем (Центра, Урала, Сибири, Востока и др.) были службы технологов, возглавляемые главными инженерами. Они отвечали за надежность и эффективность работы энергокомпаний, исходя из особенностей режимов, местных углей (для оборудования, работающего на угле) и состава оборудования. На них же был возложен технический контроль ремонта и проведения работ по модернизации, обеспечивающей продление ресурса работы агрегатов. Главный инженер отвечал за стратегию развития соответствующего объединения энергосистем. В 2002 году главных инженеров перевели в статус советников, а инженерные службы кратно сократили. В результате какая-либо техническая политика в регионах прекратилась.

В энергохолдинге процесс ликвидации научно-технической службы был проведен под флагом перехода на современные западные структуры – бизнес-единицы. Приоритетом стала корпоративная, операционная работа. Резко сократилось финансирование НИОКР, то есть прекратилась разработка нового энергооборудования по заказам энергетиков.

Техническая демобилизация холдинга не имеет аналогов. Однако одновременно с законом «Об электроэнергетике» был принят закон «О техническом регулировании», который обязывал разработать и утвердить новые технические стандарты. Срок разработки стандартов закончился в 2010 году. Из 1200 стандартов полной процедуры утверждения не прошел ни один. Отраслевых стандартов по отдельным видам деятельности согласовано около 20.

В целом трудно назвать хоть одно решение холдинга, направленное на повышение надежности энергоснабжения. Во всех странах мира обслуживание техники, от автомобиля до энергоблоков, ведется строго по техническому регламенту. А у нас налицо нецелевое использование ремонтного фонда, и самоликвидация ремонтных организаций неизбежно привела к нарушению регламента по срокам и физическим работам. В энергохолдинге была выдвинута идея о проведении ремонта «по состоянию». Но в энергетике невозможно визуально диагностировать все дефекты. Основные вращающиеся части турбин, барабаны котлов, поверхности высокотемпературных деталей диагностировать без их остановки невозможно. Фактически в отсутствие упреждающей диагностики создались условия для необоснованной работы энергоагрегатов после выработки ими ресурса.

Неправильным и опасным представляется решение энергохолдинга о создании межрегиональных инженерных центров, а также их приватизация. Во-первых, Указом президента России № 923 от 1992 года головные институты не подлежат приватизации. Во-вторых, существовавшая долгие годы система головных институтов с филиалами в крупных экономических районах позволяла проводить единую техническую политику. Наличие параллельных структур в разных институтах (Гидропроект, Теплоэлектропроект, ВТИ, ОРГРЭС, ВНИПИЭнергопром) позволяло создавать конкурентную экспертную среду по рассмотрению перспективных и сложных технологических решений.

Созданные частные инженерные центры с неизвестными владельцами, в которые вошли сегодня даже такие гиганты мирового уровня, как Гидропроект, не добавят российской электроэнергетике ни авторитета, ни заказов.

VI. Хроника аварий

А. Авария на Саяно-Шушенской ГЭС. Известный приморский кризис, оставивший половину края без электроэнергии, произошел в условиях, когда налицо было не устранение, а создание аварийной ситуации. Крупнейшая электростанция Дальнего Востока, которая обеспечивалась углем от разреза, расположенного на расстоянии всего 5 км, осталась без топлива. Фактически в течение месяца ежедневно из-за разбалансировки нагрузки и топливообеспечения снижались запасы угля, которые достигли уровня 5-часовой работы (норматив запасов снизился в 50 раз). Это привело к останову части котлов и аварийному отключению потребителей. Действенных мер по разгрузке электростанции или доставке топлива с других разрезов своевременно не было принято ни энергокомпанией, ни топ-менеджерами энергохолдинга.

Б. Якутская авария, оставившая столицу Республики Саха в сорокаградусный мороз без электроэнергии, произошла из-за несогласованных действий диспетчеров. Однако оперативных действий энергохолдинга снова не последовало.

В. Авария на Урале с обесточением потребителей трех областей и двух ядерных объектов. Снова ошибки оперативного персонала, который не учел последствий ремонтных работ.

Г. На Нижневартовской ГРЭС мощностью 800 МВт во время пуска нового энергоблока произошел беспрецедентный случай, когда повредились и трансформатор, и генератор, и турбина.

Д. На Рефтинской ГРЭС мощностью 4 тыс. МВт, которая в советское время была образцом в эксплуатации и ремонте, произошло загорание масла и водорода из-за разрушения бандажного кольца генератора на энергоблоке 500 МВт с обрушением кровли.

Е. Крупнейшая тепловая электростанция мира – Сургутская ГРЭС-2 – аварийное обрушение кровли из-за дефектов ремонта и отсутствия контроля за состоянием оборудования и здания (перегрузка конструкций ферм машзала льдом и снегом из-за парения клапанов).

Ж. В декабре 2012 года за три дня на всей территории России произошло около 30 аварий, приведших к отключению света (http://the-day-x.ru/okolo-30-avarij-privedshix-k-otklyucheniyu-sveta-proizoshlo-v-rf-za-3-dnya.html).

Но самой страшной была авария 17 августа 2009 года на Саяно-Шушенской ГЭС. В результате аварии погибло 75 человек, оборудованию и помещениям станции был нанесен серьезный ущерб. Работа станции по производству электроэнергии приостановлена. Последствия аварии отразились на экологической обстановке акватории, прилегающей к ГЭС, на социальной и экономической сферах региона. В результате проведенного расследования Ростехнадзор непосредственной причиной аварии назвал разрушение шпилек крепления крышки турбины гидроагрегата, вызванное дополнительными динамическими нагрузками переменного характера, которому предшествовало образование и развитие усталостных повреждений узлов крепления, что привело к срыву крышки и затоплению машинного зала станции (Акт технического расследования причин аварии на Саяно-Шушенской ГЭС 17 августа 2009 года).

Гидроагрегат № 2 был пущен 5 ноября 1979 года, первоначально на пониженном напоре и с временным рабочим колесом. 7 ноября 1986 года гидроагрегат был введен в работу со штатным рабочим колесом. Нормативный срок службы гидротурбины заводом-изготовителем был установлен в 30 лет. Конструкция гидротурбин  РО230/833-В-677 характеризуется рядом недостатков, одним из которых является наличие обширной зоны нерекомендованной работы; при нахождении гидроагрегата в этой зоне работа турбины сопровождается сильными гидравлическими ударами в проточной части и значительными шумами. В акте по принятию гидроузла в эксплуатацию, датированном 2000 годом, отмечалась необходимость замены рабочих колес гидротурбин. Согласно программе технического перевооружения и реконструкции станции, замена рабочих колес гидроагрегатов планировалась с 2011 года; в частности, в августе 2009 года был объявлен конкурс на поставку нового рабочего колеса для одного из гидроагрегатов ГЭС.

Гидроагрегат № 2 проходил последний капитальный ремонт в 2005 году, его последний средний ремонт был проведен в период с 14 января по 16 марта 2009 года. После проведенного ремонта гидроагрегат был принят в постоянную эксплуатацию; при этом были зафиксированы повышенные вибрации оборудования, остававшиеся, тем не менее, в пределах допустимых значений. В ходе эксплуатации гидроагрегата его вибрационное состояние постоянно ухудшалось и в конце июня 2009 года перешло допустимый уровень.

Ухудшение продолжилось и в дальнейшем; так, к 8:00 17 августа 2009 года амплитуда вибрации подшипника крышки турбины составляла 600 мкм при максимально допустимых 160 мкм; в 8:13, непосредственно перед аварией, она возросла до 840 мкм.

В такой ситуации главный инженер станции в соответствии с нормативными документами был обязан остановить гидроагрегат с целью выяснения причин повышенной вибрации, чего сделано не было, что и послужило одной из главных причин развития аварии. Система непрерывного виброконтроля, установленная на гидроагрегате № 2 в 2009 году, не была введена в эксплуатацию и не учитывалась оперативным персоналом и руководством станции при принятии решений.

Но некоторые выводы, изложенные в акте комиссии Ростехнадзора, подвергаются критике рядом специалистов как необоснованные. В частности, отмечается, что вывод о недопустимом уровне вибраций гидроагрегата № 2 основан на показаниях лишь одного датчика (ТП Р НБ), которые не могут считаться достоверными, поскольку данный датчик показывал запредельные вибрации даже на остановленном гидроагрегате, что свидетельствует о неисправности датчика (Клюкач А.А. К вопросу об оценке вибрационного состояния гидроагрегатов ГЭС. «Гидротехническое строительство» № 5/2011). Девять других датчиков вибрации, установленных на гидроагрегате № 2, не фиксировали повышенной вибрации, но их показания в акте Ростехнадзора приведены не были.

Нормальное вибрационное состояние гидроагрегата № 2 перед аварией подтверждается данными автоматической сейсмометрической станции, расположенной на плотине Саяно-Шушенской ГЭС, а также результатами анализа показаний сейсмостанции, размещенной в непосредственной близости от плотины, в поселке Черемушки. Специалистами ЦКТИ им. И.И. Ползунова, ведущего в России научно-технического института в области гидроэнергетического оборудования, был сделан вывод о том, что переходы гидроагрегата № 2 через нерекомендованную зону не могли послужить непосредственной причиной разрушения шпилек (Гордон Л.А. Чудо Саян. Герои не нашего времени. СПб.: Алетейя, 2011).

Главный инженер института «Ленгидропроект» (генеральный проектировщик Саяно-Шушенской ГЭС) к.т.н. Б.Н. Юркевич на IV Всероссийском совещании гидроэнергетиков (Москва, 25–27 февраля 2010 г.) заявил следующее: «Особенность этой аварии, которая очень сильно психологически довлела над всеми нами, в том, что она произошла в штатных условиях. Она произошла, когда всё работало исправно, выполнялись регламенты по ремонту, выполнялись требования по эксплуатации. Никто ничего не нарушил, станция полностью соответствовала всем нормам и требованиям, эксплуатационный персонал выполнял все предписанные регламенты» (Карпик А.П., Епифанов А.П., Стефаненко Н.И. К вопросу о причинах аварии и оценка состояния арочно-гравитационной плотины Саяно-Шушенской ГЭС. «Гидротехническое строительство» № 2/2011).

В конце июня 2012 года, через несколько дней после сообщения Следственного комитета РФ о завершении следственных мероприятий по уголовному делу об аварии на Саяно-Шушенской ГЭС, пресс-служба компании «РусГидро» распространила следующее заявление:

«Нам известны выводы СКР, сформированные по результатам следствия. В компанию для ознакомления ранее поступали результаты комплексной технической экспертизы (КТЭ), проведенной по заказу Следственного комитета силами Центра независимых судебных экспертиз Российского экологического фонда ТЕХЭКО.

В ходе изучения КТЭ технические эксперты «РусГидро» сделали вывод о неоднозначном характере факторов, определенных в этом документе в качестве причин аварии» (Комментарий пресс-службы ОАО "РусГидро" относительно заявлений Следственного комитета РФ о завершении следственных мероприятий по уголовному делу об аварии на Саяно-Шушенской ГЭС. «Коммерсант-Онлайн», 27.06.2012).

Но даже из таких неоднозначных документов видны всё те же причины аварии: непрофессионализм персонала и изношенность оборудования.

Экспертная группа:

Людмила БЫЧКОВА, руководитель

Борис КАГАРЛИЦКИЙ

Василий КОЛТАШОВ

Ярослав БУТАКОВ

Продолжение следует.