![[personal profile]](https://www.dreamwidth.org/img/silk/identity/user.png){kind=small}
авария
Разрешительные документы
СШГЭС имеет следующую разрешительную документацию:
Лицензии:
1. На эксплуатацию взрывопожароопасных производственных объектов, № ВП-00-0097772(КХ) (25.03.2009г. – 25.03.2014г.) Ростехнадзор;
2. На право пользования недрами, строительство и эксплуатация берегового водосброса СШГЭС на правом берегу р. Енисей, № КРР 01950 ПГ (25.09.2008г. - 30.12.2030г.) Управление по недрапользованию по Красноярскому краю;
3. На строительство и эксплуатацию подземных сооружений не связанных с добычей полезных ископаемых (автодорожный тоннель с объектом 05 гражданской обороны и дренажно-цементационными штольнями) на левом берегу р. Енисей, № АБН 00489 ПГ (28.11.2008г. - 28.03.2033г.) Управление по недропользованию по республике Хакасия;
4. На ремонт средств измерений № 004289-Р (24.01.2008г. - 24.01.2013г.) Федеральное агентство по техническому регулированию;
5. На деятельность по сбору, использованию, обезвреживанию, транспортировке, размещению опасных отходов, № ОТ-65-000118(19) (12.08.2008г. - 12.08.2013г.) Ростехнадзор;
6. На строительство зданий и сооружений, за исключением
сооружений сезонного или вспомогательного характера,
№ ГС-1-77-01-1027-0-2460066195-037084-1 (12.12.2008г. - 12.12.2013г.) Министерство регионального развития Российской Федерации;
7. На производство работ по монтажу, ремонту и обслуживанию средств обеспечения пожарной безопасности зданий и сооружений, № 2/27931 (01.11.2008г. - 01.11.2013г.) МЧС России.
Разрешения:
- на эксплуатацию гидротехнических сооружений (комплекса гидротехнических сооружений) СШГЭС, от 3 марта 2009г. № 541 (ГЭС),
на основании Декларации безопасности гидротехнических сооружений СШГЭС от 2 марта 2009 г. № 08-09(01)0012-1-10-2ЭС.
Комиссия отмечает, что в настоящий момент действующее законодательство не предусматривает получения хозяйствующими субъектами лицензий на эксплуатацию, проведение ремонтных и восстановительных работ в отношении оборудования гидроэлектростанций (включая гидроагрегаты).
Оперативное управление, организация эксплуатации и ремонта гидротехнических сооружений, оборудования, зданий и сооружений осуществляется следующими службами, структурными подразделениями СШГЭС:
- оперативная служба (ОС);
- производственно-техническая служба;
- служба подготовки и сопровождения ремонтов;
- служба технологических систем управления (СТСУ);
- участок эксплуатации;
- отдел комплексных информационных систем;
- служба надежности и техники безопасности (СНТБ);
Ремонт, техническое обслуживание и эксплуатацию гидротехнических сооружений, оборудования, зданий и сооружений осуществляется следующими службами, структурными подразделениями СШГЭС и подрядными организациями:
- служба технологических систем управления (СТСУ);
- отдел комплексных информационных систем;
- ОАО «Саяно - Шушенский Гидроэнергоремонт» (ОАО «СШГЭР») (до мая 2009г. ЗАО «Гидроэнергоремонт»).
Контроль состояния оборудования, гидротехнических сооружений СШГЭС, зданий и сооружений осуществляют:
- служба мониторинга оборудования (СМО);
- служба мониторинга гидротехнических сооружений (СМГТС).
Авторский надзор на объектах нового строительства СШГЭС осуществляется на основании:
- договора № 11/2 от 22.12.2008 по ведению авторского надзора на объектах СШГЭС в соответствии с техническим заданием по новому строительству
и программе ремонтов (ООО «Комплексная изыскательская экспедиция
№ 13);
- договора на авторский надзор № 12\102\2006-095 от 03.03.2006 по объекту нового строительства «Береговой водосброс» (ООО «Комплексная изыскательская экспедиция № 13).
Порядок организации работ и допуска командированного персонала СШГЭС определен приказами по СШГЭС:
- приказ от 25.11.2008 № 206 «О допуске командированного персонала
- приказ от 20.11.2008 № 204 «О вводе в действие временного положения «О допуске персонала строительно-монтажных организаций к выполнению работ на объектах СШГЭС на правах СМО».
Под надзором Енисейского управления Ростехнадзора находятся шесть эксплуатируемых опасных производственных объектов (ОПО):
1. Площадка ГЭС филиала ОАО «РусГидро» - «Саяно-Шушенская ГЭС имени П.С. Непорожнего»;
2. Площадка ОРУ-500 филиала ОАО «РусГидро» - «Саяно-Шушенская ГЭС имени П.С. Непорожнего»;
3. Площадка Майнского гидроузла филиала ОАО «РусГидро» - «Саяно-Шушенская ГЭС имени П.С. Непорожнего»;
4. Производственная площадка Базы грузовых и складских операций филиала ОАО «РусГидро» - «Саяно-Шушенская ГЭС имени
П.С. Непорожнего»;
5. Площадка трансформаторной подстанции филиала ОАО «РусГидро» - «Саяно-Шушенская ГЭС имени П.С. Непорожнего»;
6. Площадка трансформаторной подстанции филиала ОАО «РусГидро» - «Саяно-Шушенская ГЭС имени П.С. Непорожнего» Майнского гидроузла,
на которых находятся 25 воздухосборников, 13 сосудов воздушных,
13 сосудов масловоздушных, 24 баллона, а так же на указанных площадках расположено 8 кранов, 15 лифтов и 22 трансформатора.
Кроме этого ведется надзор за соблюдением требований промышленной безопасности при ведении горных работ на строительстве берегового водосброса.
4. События, предшествующие аварии, включая технические
и организационные причины
4.1 Нарушения в работе и повреждение узлов ГА-2 до введения в эксплуатацию Саяно-Шушенского гидроэнергетического комплекса
В период первоначальной эксплуатации гидротурбины было выявлено значительное число существенных случаев в нарушении и отказов в работе.
Отказы турбинного оборудования в период его доводки и освоения приведены в таблице:
13.03.80 Увеличение боя вала до 1,3 мм, большие протечки воды через уплотнение ТП (трещины на облицовке вала, вырывы резины на сегментах, повреждение верхнего и нижнего уплотнений турбинного подшипника) - гидравлический небаланс сменного РК (рабочее колесо).
24.04.80 Течь масла на напорном трубопроводе системы регулирования в месте врезки трубопровода от насосов МНУ в напорный трубопровод через трещину, образовавшуюся в результате непровара сварного шва на напорном трубопроводе.
28.06.80 То же
1.08.80 Увеличение протечек воды через верхнее уплотнение ТП - стыки резинового кольца разошлись из-за некачественной склейки на заводе.
8.09.80 То же
13.09.81 Повреждение резиновой поверхности и болтов крепления сухарей сегментов турбинного подшипника, разрушение нижнего неподвижного кольца лабиринтного управления рабочего колеса. Обрыв конуса РК.
2.10.81 Увеличение боя вала от 1,9 м (увеличение зазора до 1,7 мм между сегментами подшипника и облицовкой вала).
29.11.81 Увеличение боя вала до 1,5 мм – обрыв болтов крепления сухарей сегментов - из-за гидравлического небаланса рабочего колеса.
14.12.81 То же бой до 2 мм
18.01.82 То же бой до 2 мм – отслоение резины на сегментах № 7, 11, обрыв шпилек крепления корпуса ТП, повреждение облицовки вала.
25.01.82 Увеличение боя до 1,9 мм (увеличение зазора, повреждение облицовки вала, повреждение поверхности резины сегментов).
1.02.82 То же
24.03.82 Увеличение боя вала до 0,95 мм и повышенная вибрация корпуса ТП. Обрыв 2-х шпилек крепления корпуса подшипника к крышке турбины - гидравлический небаланс РК.
3.05.82 Увеличение боя до 1,9 мм (обрыв шпилек крепления корпуса ТП, увеличение зазора до 1,85 мм).
14.05.82 Увеличение боя до 1,5 мм (смещение корпуса ТП до I мм, трещина на обл. вала, обрыв шпилек).
28.05.82 То же
26.06.82 То же
9.07.82 То же
3.09.82 То же, бой до 1,6 мм
8.09.82 Повреждение резинного покрытия сегментов. Повышенный бой вала из-за гидравлического небаланса РК.
1.10.82 Обрыв конуса РК.
27.10.82 Течь масла на напорном трубопроводе подачи масла от насосов МНУ в месте соединения с напорным трубопроводом сервомоторов направляющего аппарата.
10.11.82 То же
28.11.82 Увеличение боя вала до 1,6 мм – гидравлический небаланс РК.
23.01.83 Увеличение боя вала до 1,6 мм – гидравлический небаланс РК.
10.03.83 То же
24.03.83 Обрыв крепления корпуса ТП. Вибрация корпуса ТП до 0,7-0.6 мм при бое вала 0,95 мм в результате гидравлического небаланса РК.
27.07.83 Трещина корпуса ТП, появившаяся при увеличении вибрации корпуса ТП до 0,4 мм при бое вала 1,4 мм, большие протечки воды на крышу турбины, обрыв косынок дополнительного крепления корпуса к крышке турбины - гидравлический небаланс РК.
18.08.83 Обрыв косынок дополнительного крепления корпуса турбинного подшипника. Вибрация корпуса ТП до 0,65 мм при бое вала 1,3 мм из-за гидравлического небаланса РК.
30.11.87 Снижение давления воды в левой нитке ТВС до 0, из-за разрыва по сварному шву заглушки, установленной на трубопроводе Ду 400 насосного варианта запитки системы ТВС. Некачественная сварка заглушки, выполненная монтажной организацией.
27.09.87 Течь масла по сварному шву напорного маслопровода индивидуального сервомотора № 13 из-за некачественного провара сварного соединения монтажной организацией.
25.07.88
То же, индивидуального сервомотора № 11.
(по материалам Государственной комиссии по приемке
в промышленную эксплуатацию Саяно-Шушенского гидроэнергетического комплекса. Заключение гидромеханической секции. п. Черемушки.1988-1991 год. стр.47-50).
Капитальный ремонт ГА-2 с полной его разборкой проводился
в период с 27.03.2000 г. по 12.11.2000 г. (Акт на приемку из капитального ремонта гидроагрегата ст. № 2 СШГЭС от 20.12.2000 г.).
При капитальном ремонте рабочего колеса были обнаружены:
- кавитационные разрушения тыльной стороны лопастей в районе входной кромки глубиной до 12 мм;
- трещины в верхней части выходной кромки лопасти № 1 длиной 130 мм, лопасти № 7 - 100 мм.
В частности, выполнены следующие работы:
- трещины разделаны РВД, зачищены, заварены электродами ЭА-395, зашлифованы по профилю;
- кавитационные разрушения лопастей РК не устранялись;
- центровка агрегата по лабиринтным уплотнениям после сборки ГА, формуляры № 6, 7.
При капитальном ремонте турбинного подшипника ТП были обнаружены:
- износ резинового покрытия сегментов;
- сквозные трещины в опорных плитах сегментов;
- износ воротниковых уплотнений, крепежных деталей.
В частности, выполнены следующие работы:
- чистка ванны, крышки ванны, деталей распорных узлов, деталей крепления воротниковых уплотнений от ржавчины, окраска нитрогрунтовкой на 2 слоя;
- изготовление и замена верхнего и двух нижних манжетных уплотнений;
- восстановление наплавкой, шлифовкой 16 пар распорных клиньев ванны ТП;
- сборка подшипника;
- выставлены нулевые зазоры.
При капитальном ремонте вала турбины была обнаружена выработка рубашки вала от верхнего воротникового уплотнения высотой 47 мм, глубиной 4 мм по всему диаметру вала (S=0,33 кв. м) и выполнены наплавка, шлифовка рубашки вала с контролем поверхности по лекальной линейке.
При капитальном ремонте крышки турбины были выполнены следующие работы:
- чистка и окраска подводных поверхностей крышки турбины;
- чистка опорного фланца и посадочных мест корпуса ТП.
Капитальный ремонт ГА-2 выполнен в соответствии с инструкцией
по монтажу гидротурбинного оборудования 2244000 ИМ ПО ЛМЗ
и инструкцией по монтажу гидрогенератора ОБС.412.033 ИМ ЛПО «Электросила».
4.2 Прием в эксплуатацию законченного строительством Саяно - Шушенского гидроэнергетического комплекса на р. Енисей в 2000 году
Приказом РАО «ЕЭС России» от 11.05.2000 № 253 «О назначении Центральной комиссии по приемке в эксплуатацию Саяно-Шушенского гидроэнергетического комплекса» была назначена Центральная комиссия
в следующем составе:
Дьяков А.Ф. - председатель научно-технического совета РАО «ЕЭС России», доктор технических наук, профессор, член-корреспондент Российской академии наук (председатель комиссии);
Васильев Ю.С. - президент Санкт-Петербургского Государственного технического университета, доктор технических наук, профессор, член-корреспондент Российской академии наук (по согласованию), заместитель Председателя комиссии;
Брызгалов В.И. - генеральный директор ОАО «Саяно-Шушенская ГЭС», доктор технический наук (заместитель председателя);
Абдулов Р.Х. - технический директор ОАО высоковольтного оборудования «Электроаппарат» (по согласованию);
Александров М.Г. - главный инженер проекта Майнского гидроузла ОАО «Ленгидпроект»;
Билев Е.А. - генеральный директор ОАО «Трест Гидромонтаж»;
Ботвинов Б.Г. - главный инженер проекта Саяно-Шушенской ГЭС ОАО «Ленгидропроект»;
Вишневецкий И.И. - председатель комитета по экологии
и природопользованию Республики Хакасия (по согласованию);
Глебов И.А. - академик Российской академии наук (по согласованию);
Ефименко А.И. - главный государственный инспектор ГУ «Ленгосэнергонадзор» Минтопэнерго России (по согласованию);
Ивашинцов Д.А. - генеральный директор ОАО «ВНИИГ
им. Б.Е. Веденеева», доктор технических наук, профессор;
Ковалев Н.Н. - член-корреспондент Российской академии наук
(по согласованию);
Коган Ф.Г. - главный специалист по производству
ОАО «Гидроэлектромонтаж»;
Комелягин И.П. – генеральный директор Холдинговой компании «Красноярскгэсстрой»;
Козлов А.В. - главный государственный санитарный врач
по Республике Хакассия (по согласованию);
Кузьмин В.А. - заместитель Министра по ЧС и ГО Республики Хакассии (по согласованию);
Кузнецов В.А. - первый заместитель начальника Департамента электрических станций РАО «ЕЭС России»;
Лебедь А.И. - Председатель Правительства Республики Хакассия
(по согласованию);
Лохматиков Г.П. - генеральный директор ОАО «Спецгидроэнергомонтаж», член-корреспондент инженерной академии Российской Федерации;
Мамаев А.И. - начальник управления Государственной противопожарной службы МВД Республики Хакассии (по согласованию);
Малышев Л.И. - советник генерального директора института «Гидроспецпроект», доктор технических наук;
Мамиконянц Л.Г. - ученый секретарь АООТ «ВНИИЭ», доктор технических наук, профессор, почетный академик Академии электротехнических наук:
Милицын А.П. - заместитель начальника управления Енисейского округа Госгортехнадзора России (по согласованию);
Мохов Н.Т. - начальник федерального государственного учреждения «Управления эксплуатации Саянских водохранилищ» Министерства природных ресурсов Российской Федерации (по согласованию);
Новожилов И.А. - руководитель департамента электроэнергетики Минтопэнерго России (по согласованию);
Новиков Н.Ф. - старший научный сотрудник ОАО «ВНИИГ
им. Б.Е. Веденеева»;
Ооржак Ш.Д. - Президент Республики, Председатель Правительства Республики Тыва (по согласованию);
Пинский Г.Б. - главный конструктор по гидрогенераторам
ОАО «Электросила» (по согласованию);
Смирнов Е.А. - заместитель Председателя Федерации профсоюзов Республики Хакасия (по согласованию);
Сотников А.А. - начальник СКБ «Гидротурбомаш», главный конструктор, кандидат технических наук (по согласованию);
Стафиевский В.А. - главный инженер – технический директор
ОАО «Саяно-Шушенская ГЭС»;
Уланов А.И. - главный государственный инспектор труда
по Республике Хакасия (по согласованию);
Федоров М.П. - первый вице-президент Санкт-Петербургского Государственного технического университета, доктор технических наук, профессор (по согласованию);
Хмельков А.Е. - начальник Енисейского бассейнового водохозяйственного управления Министерства природных ресурсов Российской Федерации (по согласованию);
Храпков А.А. - главный научный сотрудник ОАО «ВНИИГ
им. Б.Е. Веденеева», доктор технических наук, профессор;
Юркевич Б.Н. - главный инженер ОАО «Ленгидпроект».
Приказом РАО « ЕЭС России» от 13 .06.2000 № 329 в состав комиссии дополнительно включены:
Якимов А.М. - заместитель главы администрации Красноярского края (по согласованию);
Кельберг В.Г. - и.о. председателя комитета по экологии
и природопользованию Красноярского края (по согласованию).
ОАО «Саяно-Шушенская ГЭС» РАО «ЕЭС России» на основании приказа РАО «ЕЭС России» от 11.05.2000г. № 253 был представлен Центральной комиссии по приемке в эксплуатацию Саяно-Шушенской ГЭС следующий перечень объектов:
1. Гидротехнические сооружения СШГЭС (глухие левобережная
и правобережная части арочно-гравитационной плотины; водосбросная часть плотины с водобойным колодцем; станционная часть плотины). Гидротехнические сооружения МГУ (бетонная водосбросная плотина, земляные правобережная, русловая и левобережная плотины).
2. Силовые здания обеих ГЭС с монтажными площадками. Кабельными коммуникациями, устройствами управления и связи, а также подсобными помещениями.
3. Оборудование обеих ГЭС (гидроагрегаты, трансформаторы всех назначений, высоковольтное общестанционное и вспомогательное оборудование затворы, сороудерживающие решетки).
4. ОРУ-500 кВ со щитовым блокам, мастерской ремонта высоковольтного оборудования (МРВО) и компрессорной, ОРУ-220 кВ и ОРУ-35 кВ (строительные конструкции, ошиновка, переходы ВЛ, кабельные тоннели с системой пожаротушения, опоры и порталы, ограждения, охранная сигнализация и связь обеих ГЭС).
5. Трансформаторная мастерская СШГЭС.
6. Задания подсобно-вспомогательного и управленческого назначений СШГЭС (служебно-технологическое корпуса А и Б, пожарное депо, хоздвор, караульные помещения средства охраны). Служебно-технологический корпус МГУ.
7. Объект 05 Гражданской обороны СШГЭС с эксплуатационным проездным тоннелем от ОРГ-500 до гребня плотины.
8. Наружные сети хозяйственного и противопожарного водопровода хозфекальный и ливневой канализации обеих ГЭС.
9. Территория обоих гидроузлов
10. Водохранилища и нижний бьеф.
11 Объекты жилья и соцкультбыта п. Черемушки.
12. Бетонное хозяйство.
В заключении к акту было отмечено:
«Все энергетическое, высоковольтное оборудование и другая аппаратура изготовлены отечественной промышленностью. На Саяно-Шушенской ГЭС такое оборудование, как гидротурбины, гидрогенераторы являются головными агрегатами и находятся на уровне лучших мировых образцов, а по некоторым электромеханическим параметрам превосходят их.
Всесторонние испытания и глубокие исследования гидрогенераторов
и гидротурбин Саяно-Шушенской ГЭС подтвердили, что они имеют достаточный запас мощности и при необходимости могут длительно нести нагрузку 720 МВт. Номинальная мощность агрегата 640 МВт.
В первоначальный период эксплуатации Саяно-Шушенской ГЭС были выявлены некоторые конструктивные недостатки отдельных узлов гидротурбин, которые силами специалистов эксплуатации и заводов- изготовителей частично устранены. Работа по повышению надежности отдельных узлов гидроагрегатов продолжается и в настоящее время,
в частности, по ликвидации трещин на лопастях рабочих колес турбин.
На Майском ГУ, из-за недостаточной надежности материала подшипников узлов механизма разворота лопастей и отклонений от проекта при их изготовлении, турбины работают в пропеллерном режиме, что ухудшило их эксплуатационные характеристики и контррегулирующего гидроузла в целом. Требуется замена турбин» (стр.29-30).
«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.
Службой эксплуатации с привлечением специализированных организаций успешно выполнены работы по ликвидации нарушений сплошности в растянутой зоне напорной грани плотины, впервые в отечественной практике, и работы по укреплению основания, не имеющие аналогов в мировой практике.
Во избежание повреждения отремонтированной зоны тела плотины было обоснованно принято снижение НПУ на 1 метр» (стр.31).
«6. ОАО «Саяно-Шушенская ГЭС» обеспечить:
6.1. Завершение работ (приложение № 6) по Саяно-Шушенскому гидрокомплексу согласно пунктам 16, 17 констатирующей части настоящего акта с включением затрат в тариф на электроэнергию отпускаемую гидростанциями на ФОРЭМ (приложение № 13). При этом в кратчайшие сроки приступить к работам по строительству дополнительного водосброса на Саяно-Шушенской ГЭС» (стр.34). Примечание – в связи с непринятием своевременных административных и управленческих решений строительство дополнительного берегового водосброса не завершено до сих пор.
В приложении №12 к Акту Центральной комиссии по приемке в эксплуатацию Саяно-Шушенского гидроэнергетического комплекса «Мероприятия по повышению надежности и долгосрочной программе, разработанные ОАО «Ленгидропроект» 2000г», в частности указывается:
«К существенным недостаткам организации возведения гидротехнических сооружений СШГЭС следует отнести то, что генеральная схема строительства не была окончательно принята до разворота работ и претерпевала по объективным и субъективным причинам изменения в разгар строительства (транспортная схема подачи бетона, терморегулирование бетонной смеси, несвоевременное омоналичивание швов), что стало причиной ряда негативных последствий (инцидентов), которые устранялись в период эксплуатации. Основными из которых явились трещинообразование в первых столбах плотины, разуплотнение основания и разрушение водобойного колодца СШГЭС.
Реальные возможности гидротехнического строительства в совокупности с недостаточным финансированием не позволили выполнить программу подготовительных работ в полном объеме и обеспечить проектную готовность этапов строительства, что привело к значительному удлинению сроков работ. Фактическая продолжительность подготовительного периода составила 12 лет (против предусмотренных в проектном задании – 5), а общая продолжительность строительства – 27 лет (против – 9).
Выдерживание директивного срока ввода гидроагрегата № 1 в декабре 1978 г. при отставании укладки бетона на 900 тыс. м3. (уложено 3200 тыс. м3 при проектном пусковом объеме 4100 тыс. м3) привело к изменению схемы пропуска половодья 1979 г. В связи с этим предусматривалось сохранить проектную схему заделки донных водосбросов 1978 г. (без использования их в качестве резерва) и осуществлять пропуск половодья через часть водосбросов второго яруса и часть фронта водосбросной плотины – переливом через штрабленые четные секции. По технологическим причинам запроектированная готовность сооружений была не выполнена. В результате пропуск половодья осуществлялся в неуправляемом режиме, что привело к затоплению здания ГЭС.
Перед пуском последующих агрегатов проектом предусматривалось возведение плотины полным профилем, который обеспечить по тем же технологическим причинам было невозможно. В результате напряженно-деформированное состояние плотины, работающей неполным профилем, не соответствовало проектным предположениям. Это привело к трещинообразованию в бетоне первых столбов, разуплотнению скального основания и, как следствие, повышенной фильтрации воды, частичной деградации материалов в этих зонах. Указанные последствия потребовали их устранения в процессе эксплуатации силами эксплуатационного персонала. Решением Научно-технического Совета РАО «ЕС России» (Протокол №1 от 26.12.1996 г.) затраты на работы по ремонту плотины и основания, проектно-изыскательские цели рекомендовано включать в тариф на отпускаемую электроэнергию.
При гашении энергии холостых сбросов воды со скоростями на сходе с носка до 55 м/с и удельными расходами в водобойном колодце до 120 м3/с/п.м. крепление дна колодца не обладало такими необходимыми качествами, как прочность (сцепление) и плотность (водонепроницаемость) контакта плит с бетонной подготовкой, ремонтопригодность, резервирование работы приповерхностных гидроизолирующих шпонок путем их дублирования придонными и др.
Эти конструктивные недостатки стали одной из главных причин серьезного инцидента, связанного с разрушением крепления дна колодца в 1985 г. при пропуске через недостроенное сооружение паводкового расхода 4500 м3/с при уровнях ВБ 501,75-517,13 м.
В первый период эксплуатации СШ ГЭС были выявлены недостатки конструкции изготовления некоторых узлов гидротурбин. Для ликвидации их специалистами эксплуатации и заводов изготовителей был выполнен значительный комплекс работ по доводке гидротурбин для повышения их надежности. Эта работа продолжается, в частности, по заварке трещин на лопастях.
После ввода в эксплуатацию СШ ГЭС прошло более 20 лет, поэтому ряд морально и физически устаревшей аппаратуры и оборудования нуждаются в замене (ТА-100 АСУ ТП, рабочие колеса гидротурбин, КАГи-15.75 следует заменить на выключатели с элегазовой изоляцией).
Эксплуатационниками разработан развернутый многолетний план перевооружения гидроэнергетического комплекса, куда вошли указанные выше мероприятия. Некоторые примеры потребностей и решений приводятся ниже, а стоимость и сроки выполнения этих работ приведены в Приложении № .1.
Рабочие колеса гидротурбин.
Гидротурбины СШ ГЭС типа РО-230/833-677 изготовлены на ПО ЛМЗ. Срок эксплуатации почти половины турбин составляет 20 лет со средней наработкой более 85 тыс. час.
За последние годы эксплуатации турбин были выполнены значительные объемы ремонтных, восстановительных и исследовательских работ. Это позволило дать оценку надежности и реально определить эксплуатационный ресурс гидротурбины. После наработки, в среднем 50 тыс. час., объемы ремонтных работ увеличились значительно. Так, при наработке в среднем 9-10 тыс. час. выполняются массовые и регулярные работы по заварке трещин на лопастях рабочих колес. В среднем ежегодно такой ремонт выполняется на 4-5 гидроагрегатах, что связано с большими трудозатратами и с увеличением простоя гидроагрегатов в ремонте.
Наихудшее состояние имеет рабочее колесо турбины № 10. На нем произведен наибольший объем ремонтных работ по ликвидации трещин, как на лопастях, так и на ободе.
Замена КАГ-15,75.
Аппаратные генераторы КАГ-15,75, состоящие из выключателя нагрузки, разъединителя, трансформаторов тока и напряжения эксплуатируются в цепях генераторов СШ ГЭС с 1984 г.
КАГ изготавливался ОАО ВО «Электроаппарат» (г. С-Петербург) только для Саяно-Шушенской ГЭС, т.е. серийного выпуска и соответствующей заводской доводки его не было, поэтому аппарат работает ненадежно. В эксплуатации имели место случаи полного повреждения контактной системы разъединителя, а также случаи повреждения выключателей КАГов при отключении токов, не превышающих номинальные. Конструкция КАГа не ремонтно-пригодна. Трудозатраты, связанные с демонтажем большого количества болтовых соединений, уплотнений и вспомогательных узлов аппарата сопоставимы с трудозатратами на текущий ремонт генератора. После поставки на ГЭС 10 аппаратов производство их и запчастей к ним заводом прекращено. К настоящему времени на СШ ГЭС практически исчерпаны запасные части, что может привести в ближайшие годы к дополнительным простоям в ремонте гидроагрегатов.
Кроме того, учитывая, что СШ ГЭС подключена к противоаварийному управлению ОДУ Сибири, в цепях генераторов необходимо иметь полноценные генераторные выключатели.
Отечественной промышленностью генераторные выключатели с необходимыми для СШ ГЭС параметрами не выпускаются.
В 1994 г. Ленгидропроектом по заданию СШ ГЭС был произведен поиск возможных вариантов замены КАГов на полноценный генераторный выключатель среди отечественных и зарубежных производителей оборудования. Было определено, что необходимо установить выключатели DR 36 V1750 фирмы АВВ. Стоимость замены одного КАГа на генераторный выключатель составляет – 58,8 млн. руб.
СШГЭС имеет следующую разрешительную документацию:
Лицензии:
1. На эксплуатацию взрывопожароопасных производственных объектов, № ВП-00-0097772(КХ) (25.03.2009г. – 25.03.2014г.) Ростехнадзор;
2. На право пользования недрами, строительство и эксплуатация берегового водосброса СШГЭС на правом берегу р. Енисей, № КРР 01950 ПГ (25.09.2008г. - 30.12.2030г.) Управление по недрапользованию по Красноярскому краю;
3. На строительство и эксплуатацию подземных сооружений не связанных с добычей полезных ископаемых (автодорожный тоннель с объектом 05 гражданской обороны и дренажно-цементационными штольнями) на левом берегу р. Енисей, № АБН 00489 ПГ (28.11.2008г. - 28.03.2033г.) Управление по недропользованию по республике Хакасия;
4. На ремонт средств измерений № 004289-Р (24.01.2008г. - 24.01.2013г.) Федеральное агентство по техническому регулированию;
5. На деятельность по сбору, использованию, обезвреживанию, транспортировке, размещению опасных отходов, № ОТ-65-000118(19) (12.08.2008г. - 12.08.2013г.) Ростехнадзор;
6. На строительство зданий и сооружений, за исключением
сооружений сезонного или вспомогательного характера,
№ ГС-1-77-01-1027-0-2460066195-037084-1 (12.12.2008г. - 12.12.2013г.) Министерство регионального развития Российской Федерации;
7. На производство работ по монтажу, ремонту и обслуживанию средств обеспечения пожарной безопасности зданий и сооружений, № 2/27931 (01.11.2008г. - 01.11.2013г.) МЧС России.
Разрешения:
- на эксплуатацию гидротехнических сооружений (комплекса гидротехнических сооружений) СШГЭС, от 3 марта 2009г. № 541 (ГЭС),
на основании Декларации безопасности гидротехнических сооружений СШГЭС от 2 марта 2009 г. № 08-09(01)0012-1-10-2ЭС.
Комиссия отмечает, что в настоящий момент действующее законодательство не предусматривает получения хозяйствующими субъектами лицензий на эксплуатацию, проведение ремонтных и восстановительных работ в отношении оборудования гидроэлектростанций (включая гидроагрегаты).
Оперативное управление, организация эксплуатации и ремонта гидротехнических сооружений, оборудования, зданий и сооружений осуществляется следующими службами, структурными подразделениями СШГЭС:
- оперативная служба (ОС);
- производственно-техническая служба;
- служба подготовки и сопровождения ремонтов;
- служба технологических систем управления (СТСУ);
- участок эксплуатации;
- отдел комплексных информационных систем;
- служба надежности и техники безопасности (СНТБ);
Ремонт, техническое обслуживание и эксплуатацию гидротехнических сооружений, оборудования, зданий и сооружений осуществляется следующими службами, структурными подразделениями СШГЭС и подрядными организациями:
- служба технологических систем управления (СТСУ);
- отдел комплексных информационных систем;
- ОАО «Саяно - Шушенский Гидроэнергоремонт» (ОАО «СШГЭР») (до мая 2009г. ЗАО «Гидроэнергоремонт»).
Контроль состояния оборудования, гидротехнических сооружений СШГЭС, зданий и сооружений осуществляют:
- служба мониторинга оборудования (СМО);
- служба мониторинга гидротехнических сооружений (СМГТС).
Авторский надзор на объектах нового строительства СШГЭС осуществляется на основании:
- договора № 11/2 от 22.12.2008 по ведению авторского надзора на объектах СШГЭС в соответствии с техническим заданием по новому строительству
и программе ремонтов (ООО «Комплексная изыскательская экспедиция
№ 13);
- договора на авторский надзор № 12\102\2006-095 от 03.03.2006 по объекту нового строительства «Береговой водосброс» (ООО «Комплексная изыскательская экспедиция № 13).
Порядок организации работ и допуска командированного персонала СШГЭС определен приказами по СШГЭС:
- приказ от 25.11.2008 № 206 «О допуске командированного персонала
- приказ от 20.11.2008 № 204 «О вводе в действие временного положения «О допуске персонала строительно-монтажных организаций к выполнению работ на объектах СШГЭС на правах СМО».
Под надзором Енисейского управления Ростехнадзора находятся шесть эксплуатируемых опасных производственных объектов (ОПО):
1. Площадка ГЭС филиала ОАО «РусГидро» - «Саяно-Шушенская ГЭС имени П.С. Непорожнего»;
2. Площадка ОРУ-500 филиала ОАО «РусГидро» - «Саяно-Шушенская ГЭС имени П.С. Непорожнего»;
3. Площадка Майнского гидроузла филиала ОАО «РусГидро» - «Саяно-Шушенская ГЭС имени П.С. Непорожнего»;
4. Производственная площадка Базы грузовых и складских операций филиала ОАО «РусГидро» - «Саяно-Шушенская ГЭС имени
П.С. Непорожнего»;
5. Площадка трансформаторной подстанции филиала ОАО «РусГидро» - «Саяно-Шушенская ГЭС имени П.С. Непорожнего»;
6. Площадка трансформаторной подстанции филиала ОАО «РусГидро» - «Саяно-Шушенская ГЭС имени П.С. Непорожнего» Майнского гидроузла,
на которых находятся 25 воздухосборников, 13 сосудов воздушных,
13 сосудов масловоздушных, 24 баллона, а так же на указанных площадках расположено 8 кранов, 15 лифтов и 22 трансформатора.
Кроме этого ведется надзор за соблюдением требований промышленной безопасности при ведении горных работ на строительстве берегового водосброса.
4. События, предшествующие аварии, включая технические
и организационные причины
4.1 Нарушения в работе и повреждение узлов ГА-2 до введения в эксплуатацию Саяно-Шушенского гидроэнергетического комплекса
В период первоначальной эксплуатации гидротурбины было выявлено значительное число существенных случаев в нарушении и отказов в работе.
Отказы турбинного оборудования в период его доводки и освоения приведены в таблице:
13.03.80 Увеличение боя вала до 1,3 мм, большие протечки воды через уплотнение ТП (трещины на облицовке вала, вырывы резины на сегментах, повреждение верхнего и нижнего уплотнений турбинного подшипника) - гидравлический небаланс сменного РК (рабочее колесо).
24.04.80 Течь масла на напорном трубопроводе системы регулирования в месте врезки трубопровода от насосов МНУ в напорный трубопровод через трещину, образовавшуюся в результате непровара сварного шва на напорном трубопроводе.
28.06.80 То же
1.08.80 Увеличение протечек воды через верхнее уплотнение ТП - стыки резинового кольца разошлись из-за некачественной склейки на заводе.
8.09.80 То же
13.09.81 Повреждение резиновой поверхности и болтов крепления сухарей сегментов турбинного подшипника, разрушение нижнего неподвижного кольца лабиринтного управления рабочего колеса. Обрыв конуса РК.
2.10.81 Увеличение боя вала от 1,9 м (увеличение зазора до 1,7 мм между сегментами подшипника и облицовкой вала).
29.11.81 Увеличение боя вала до 1,5 мм – обрыв болтов крепления сухарей сегментов - из-за гидравлического небаланса рабочего колеса.
14.12.81 То же бой до 2 мм
18.01.82 То же бой до 2 мм – отслоение резины на сегментах № 7, 11, обрыв шпилек крепления корпуса ТП, повреждение облицовки вала.
25.01.82 Увеличение боя до 1,9 мм (увеличение зазора, повреждение облицовки вала, повреждение поверхности резины сегментов).
1.02.82 То же
24.03.82 Увеличение боя вала до 0,95 мм и повышенная вибрация корпуса ТП. Обрыв 2-х шпилек крепления корпуса подшипника к крышке турбины - гидравлический небаланс РК.
3.05.82 Увеличение боя до 1,9 мм (обрыв шпилек крепления корпуса ТП, увеличение зазора до 1,85 мм).
14.05.82 Увеличение боя до 1,5 мм (смещение корпуса ТП до I мм, трещина на обл. вала, обрыв шпилек).
28.05.82 То же
26.06.82 То же
9.07.82 То же
3.09.82 То же, бой до 1,6 мм
8.09.82 Повреждение резинного покрытия сегментов. Повышенный бой вала из-за гидравлического небаланса РК.
1.10.82 Обрыв конуса РК.
27.10.82 Течь масла на напорном трубопроводе подачи масла от насосов МНУ в месте соединения с напорным трубопроводом сервомоторов направляющего аппарата.
10.11.82 То же
28.11.82 Увеличение боя вала до 1,6 мм – гидравлический небаланс РК.
23.01.83 Увеличение боя вала до 1,6 мм – гидравлический небаланс РК.
10.03.83 То же
24.03.83 Обрыв крепления корпуса ТП. Вибрация корпуса ТП до 0,7-0.6 мм при бое вала 0,95 мм в результате гидравлического небаланса РК.
27.07.83 Трещина корпуса ТП, появившаяся при увеличении вибрации корпуса ТП до 0,4 мм при бое вала 1,4 мм, большие протечки воды на крышу турбины, обрыв косынок дополнительного крепления корпуса к крышке турбины - гидравлический небаланс РК.
18.08.83 Обрыв косынок дополнительного крепления корпуса турбинного подшипника. Вибрация корпуса ТП до 0,65 мм при бое вала 1,3 мм из-за гидравлического небаланса РК.
30.11.87 Снижение давления воды в левой нитке ТВС до 0, из-за разрыва по сварному шву заглушки, установленной на трубопроводе Ду 400 насосного варианта запитки системы ТВС. Некачественная сварка заглушки, выполненная монтажной организацией.
27.09.87 Течь масла по сварному шву напорного маслопровода индивидуального сервомотора № 13 из-за некачественного провара сварного соединения монтажной организацией.
25.07.88
То же, индивидуального сервомотора № 11.
(по материалам Государственной комиссии по приемке
в промышленную эксплуатацию Саяно-Шушенского гидроэнергетического комплекса. Заключение гидромеханической секции. п. Черемушки.1988-1991 год. стр.47-50).
Капитальный ремонт ГА-2 с полной его разборкой проводился
в период с 27.03.2000 г. по 12.11.2000 г. (Акт на приемку из капитального ремонта гидроагрегата ст. № 2 СШГЭС от 20.12.2000 г.).
При капитальном ремонте рабочего колеса были обнаружены:
- кавитационные разрушения тыльной стороны лопастей в районе входной кромки глубиной до 12 мм;
- трещины в верхней части выходной кромки лопасти № 1 длиной 130 мм, лопасти № 7 - 100 мм.
В частности, выполнены следующие работы:
- трещины разделаны РВД, зачищены, заварены электродами ЭА-395, зашлифованы по профилю;
- кавитационные разрушения лопастей РК не устранялись;
- центровка агрегата по лабиринтным уплотнениям после сборки ГА, формуляры № 6, 7.
При капитальном ремонте турбинного подшипника ТП были обнаружены:
- износ резинового покрытия сегментов;
- сквозные трещины в опорных плитах сегментов;
- износ воротниковых уплотнений, крепежных деталей.
В частности, выполнены следующие работы:
- чистка ванны, крышки ванны, деталей распорных узлов, деталей крепления воротниковых уплотнений от ржавчины, окраска нитрогрунтовкой на 2 слоя;
- изготовление и замена верхнего и двух нижних манжетных уплотнений;
- восстановление наплавкой, шлифовкой 16 пар распорных клиньев ванны ТП;
- сборка подшипника;
- выставлены нулевые зазоры.
При капитальном ремонте вала турбины была обнаружена выработка рубашки вала от верхнего воротникового уплотнения высотой 47 мм, глубиной 4 мм по всему диаметру вала (S=0,33 кв. м) и выполнены наплавка, шлифовка рубашки вала с контролем поверхности по лекальной линейке.
При капитальном ремонте крышки турбины были выполнены следующие работы:
- чистка и окраска подводных поверхностей крышки турбины;
- чистка опорного фланца и посадочных мест корпуса ТП.
Капитальный ремонт ГА-2 выполнен в соответствии с инструкцией
по монтажу гидротурбинного оборудования 2244000 ИМ ПО ЛМЗ
и инструкцией по монтажу гидрогенератора ОБС.412.033 ИМ ЛПО «Электросила».
4.2 Прием в эксплуатацию законченного строительством Саяно - Шушенского гидроэнергетического комплекса на р. Енисей в 2000 году
Приказом РАО «ЕЭС России» от 11.05.2000 № 253 «О назначении Центральной комиссии по приемке в эксплуатацию Саяно-Шушенского гидроэнергетического комплекса» была назначена Центральная комиссия
в следующем составе:
Дьяков А.Ф. - председатель научно-технического совета РАО «ЕЭС России», доктор технических наук, профессор, член-корреспондент Российской академии наук (председатель комиссии);
Васильев Ю.С. - президент Санкт-Петербургского Государственного технического университета, доктор технических наук, профессор, член-корреспондент Российской академии наук (по согласованию), заместитель Председателя комиссии;
Брызгалов В.И. - генеральный директор ОАО «Саяно-Шушенская ГЭС», доктор технический наук (заместитель председателя);
Абдулов Р.Х. - технический директор ОАО высоковольтного оборудования «Электроаппарат» (по согласованию);
Александров М.Г. - главный инженер проекта Майнского гидроузла ОАО «Ленгидпроект»;
Билев Е.А. - генеральный директор ОАО «Трест Гидромонтаж»;
Ботвинов Б.Г. - главный инженер проекта Саяно-Шушенской ГЭС ОАО «Ленгидропроект»;
Вишневецкий И.И. - председатель комитета по экологии
и природопользованию Республики Хакасия (по согласованию);
Глебов И.А. - академик Российской академии наук (по согласованию);
Ефименко А.И. - главный государственный инспектор ГУ «Ленгосэнергонадзор» Минтопэнерго России (по согласованию);
Ивашинцов Д.А. - генеральный директор ОАО «ВНИИГ
им. Б.Е. Веденеева», доктор технических наук, профессор;
Ковалев Н.Н. - член-корреспондент Российской академии наук
(по согласованию);
Коган Ф.Г. - главный специалист по производству
ОАО «Гидроэлектромонтаж»;
Комелягин И.П. – генеральный директор Холдинговой компании «Красноярскгэсстрой»;
Козлов А.В. - главный государственный санитарный врач
по Республике Хакассия (по согласованию);
Кузьмин В.А. - заместитель Министра по ЧС и ГО Республики Хакассии (по согласованию);
Кузнецов В.А. - первый заместитель начальника Департамента электрических станций РАО «ЕЭС России»;
Лебедь А.И. - Председатель Правительства Республики Хакассия
(по согласованию);
Лохматиков Г.П. - генеральный директор ОАО «Спецгидроэнергомонтаж», член-корреспондент инженерной академии Российской Федерации;
Мамаев А.И. - начальник управления Государственной противопожарной службы МВД Республики Хакассии (по согласованию);
Малышев Л.И. - советник генерального директора института «Гидроспецпроект», доктор технических наук;
Мамиконянц Л.Г. - ученый секретарь АООТ «ВНИИЭ», доктор технических наук, профессор, почетный академик Академии электротехнических наук:
Милицын А.П. - заместитель начальника управления Енисейского округа Госгортехнадзора России (по согласованию);
Мохов Н.Т. - начальник федерального государственного учреждения «Управления эксплуатации Саянских водохранилищ» Министерства природных ресурсов Российской Федерации (по согласованию);
Новожилов И.А. - руководитель департамента электроэнергетики Минтопэнерго России (по согласованию);
Новиков Н.Ф. - старший научный сотрудник ОАО «ВНИИГ
им. Б.Е. Веденеева»;
Ооржак Ш.Д. - Президент Республики, Председатель Правительства Республики Тыва (по согласованию);
Пинский Г.Б. - главный конструктор по гидрогенераторам
ОАО «Электросила» (по согласованию);
Смирнов Е.А. - заместитель Председателя Федерации профсоюзов Республики Хакасия (по согласованию);
Сотников А.А. - начальник СКБ «Гидротурбомаш», главный конструктор, кандидат технических наук (по согласованию);
Стафиевский В.А. - главный инженер – технический директор
ОАО «Саяно-Шушенская ГЭС»;
Уланов А.И. - главный государственный инспектор труда
по Республике Хакасия (по согласованию);
Федоров М.П. - первый вице-президент Санкт-Петербургского Государственного технического университета, доктор технических наук, профессор (по согласованию);
Хмельков А.Е. - начальник Енисейского бассейнового водохозяйственного управления Министерства природных ресурсов Российской Федерации (по согласованию);
Храпков А.А. - главный научный сотрудник ОАО «ВНИИГ
им. Б.Е. Веденеева», доктор технических наук, профессор;
Юркевич Б.Н. - главный инженер ОАО «Ленгидпроект».
Приказом РАО « ЕЭС России» от 13 .06.2000 № 329 в состав комиссии дополнительно включены:
Якимов А.М. - заместитель главы администрации Красноярского края (по согласованию);
Кельберг В.Г. - и.о. председателя комитета по экологии
и природопользованию Красноярского края (по согласованию).
ОАО «Саяно-Шушенская ГЭС» РАО «ЕЭС России» на основании приказа РАО «ЕЭС России» от 11.05.2000г. № 253 был представлен Центральной комиссии по приемке в эксплуатацию Саяно-Шушенской ГЭС следующий перечень объектов:
1. Гидротехнические сооружения СШГЭС (глухие левобережная
и правобережная части арочно-гравитационной плотины; водосбросная часть плотины с водобойным колодцем; станционная часть плотины). Гидротехнические сооружения МГУ (бетонная водосбросная плотина, земляные правобережная, русловая и левобережная плотины).
2. Силовые здания обеих ГЭС с монтажными площадками. Кабельными коммуникациями, устройствами управления и связи, а также подсобными помещениями.
3. Оборудование обеих ГЭС (гидроагрегаты, трансформаторы всех назначений, высоковольтное общестанционное и вспомогательное оборудование затворы, сороудерживающие решетки).
4. ОРУ-500 кВ со щитовым блокам, мастерской ремонта высоковольтного оборудования (МРВО) и компрессорной, ОРУ-220 кВ и ОРУ-35 кВ (строительные конструкции, ошиновка, переходы ВЛ, кабельные тоннели с системой пожаротушения, опоры и порталы, ограждения, охранная сигнализация и связь обеих ГЭС).
5. Трансформаторная мастерская СШГЭС.
6. Задания подсобно-вспомогательного и управленческого назначений СШГЭС (служебно-технологическое корпуса А и Б, пожарное депо, хоздвор, караульные помещения средства охраны). Служебно-технологический корпус МГУ.
7. Объект 05 Гражданской обороны СШГЭС с эксплуатационным проездным тоннелем от ОРГ-500 до гребня плотины.
8. Наружные сети хозяйственного и противопожарного водопровода хозфекальный и ливневой канализации обеих ГЭС.
9. Территория обоих гидроузлов
10. Водохранилища и нижний бьеф.
11 Объекты жилья и соцкультбыта п. Черемушки.
12. Бетонное хозяйство.
В заключении к акту было отмечено:
«Все энергетическое, высоковольтное оборудование и другая аппаратура изготовлены отечественной промышленностью. На Саяно-Шушенской ГЭС такое оборудование, как гидротурбины, гидрогенераторы являются головными агрегатами и находятся на уровне лучших мировых образцов, а по некоторым электромеханическим параметрам превосходят их.
Всесторонние испытания и глубокие исследования гидрогенераторов
и гидротурбин Саяно-Шушенской ГЭС подтвердили, что они имеют достаточный запас мощности и при необходимости могут длительно нести нагрузку 720 МВт. Номинальная мощность агрегата 640 МВт.
В первоначальный период эксплуатации Саяно-Шушенской ГЭС были выявлены некоторые конструктивные недостатки отдельных узлов гидротурбин, которые силами специалистов эксплуатации и заводов- изготовителей частично устранены. Работа по повышению надежности отдельных узлов гидроагрегатов продолжается и в настоящее время,
в частности, по ликвидации трещин на лопастях рабочих колес турбин.
На Майском ГУ, из-за недостаточной надежности материала подшипников узлов механизма разворота лопастей и отклонений от проекта при их изготовлении, турбины работают в пропеллерном режиме, что ухудшило их эксплуатационные характеристики и контррегулирующего гидроузла в целом. Требуется замена турбин» (стр.29-30).
«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.
Службой эксплуатации с привлечением специализированных организаций успешно выполнены работы по ликвидации нарушений сплошности в растянутой зоне напорной грани плотины, впервые в отечественной практике, и работы по укреплению основания, не имеющие аналогов в мировой практике.
Во избежание повреждения отремонтированной зоны тела плотины было обоснованно принято снижение НПУ на 1 метр» (стр.31).
«6. ОАО «Саяно-Шушенская ГЭС» обеспечить:
6.1. Завершение работ (приложение № 6) по Саяно-Шушенскому гидрокомплексу согласно пунктам 16, 17 констатирующей части настоящего акта с включением затрат в тариф на электроэнергию отпускаемую гидростанциями на ФОРЭМ (приложение № 13). При этом в кратчайшие сроки приступить к работам по строительству дополнительного водосброса на Саяно-Шушенской ГЭС» (стр.34). Примечание – в связи с непринятием своевременных административных и управленческих решений строительство дополнительного берегового водосброса не завершено до сих пор.
В приложении №12 к Акту Центральной комиссии по приемке в эксплуатацию Саяно-Шушенского гидроэнергетического комплекса «Мероприятия по повышению надежности и долгосрочной программе, разработанные ОАО «Ленгидропроект» 2000г», в частности указывается:
«К существенным недостаткам организации возведения гидротехнических сооружений СШГЭС следует отнести то, что генеральная схема строительства не была окончательно принята до разворота работ и претерпевала по объективным и субъективным причинам изменения в разгар строительства (транспортная схема подачи бетона, терморегулирование бетонной смеси, несвоевременное омоналичивание швов), что стало причиной ряда негативных последствий (инцидентов), которые устранялись в период эксплуатации. Основными из которых явились трещинообразование в первых столбах плотины, разуплотнение основания и разрушение водобойного колодца СШГЭС.
Реальные возможности гидротехнического строительства в совокупности с недостаточным финансированием не позволили выполнить программу подготовительных работ в полном объеме и обеспечить проектную готовность этапов строительства, что привело к значительному удлинению сроков работ. Фактическая продолжительность подготовительного периода составила 12 лет (против предусмотренных в проектном задании – 5), а общая продолжительность строительства – 27 лет (против – 9).
Выдерживание директивного срока ввода гидроагрегата № 1 в декабре 1978 г. при отставании укладки бетона на 900 тыс. м3. (уложено 3200 тыс. м3 при проектном пусковом объеме 4100 тыс. м3) привело к изменению схемы пропуска половодья 1979 г. В связи с этим предусматривалось сохранить проектную схему заделки донных водосбросов 1978 г. (без использования их в качестве резерва) и осуществлять пропуск половодья через часть водосбросов второго яруса и часть фронта водосбросной плотины – переливом через штрабленые четные секции. По технологическим причинам запроектированная готовность сооружений была не выполнена. В результате пропуск половодья осуществлялся в неуправляемом режиме, что привело к затоплению здания ГЭС.
Перед пуском последующих агрегатов проектом предусматривалось возведение плотины полным профилем, который обеспечить по тем же технологическим причинам было невозможно. В результате напряженно-деформированное состояние плотины, работающей неполным профилем, не соответствовало проектным предположениям. Это привело к трещинообразованию в бетоне первых столбов, разуплотнению скального основания и, как следствие, повышенной фильтрации воды, частичной деградации материалов в этих зонах. Указанные последствия потребовали их устранения в процессе эксплуатации силами эксплуатационного персонала. Решением Научно-технического Совета РАО «ЕС России» (Протокол №1 от 26.12.1996 г.) затраты на работы по ремонту плотины и основания, проектно-изыскательские цели рекомендовано включать в тариф на отпускаемую электроэнергию.
При гашении энергии холостых сбросов воды со скоростями на сходе с носка до 55 м/с и удельными расходами в водобойном колодце до 120 м3/с/п.м. крепление дна колодца не обладало такими необходимыми качествами, как прочность (сцепление) и плотность (водонепроницаемость) контакта плит с бетонной подготовкой, ремонтопригодность, резервирование работы приповерхностных гидроизолирующих шпонок путем их дублирования придонными и др.
Эти конструктивные недостатки стали одной из главных причин серьезного инцидента, связанного с разрушением крепления дна колодца в 1985 г. при пропуске через недостроенное сооружение паводкового расхода 4500 м3/с при уровнях ВБ 501,75-517,13 м.
В первый период эксплуатации СШ ГЭС были выявлены недостатки конструкции изготовления некоторых узлов гидротурбин. Для ликвидации их специалистами эксплуатации и заводов изготовителей был выполнен значительный комплекс работ по доводке гидротурбин для повышения их надежности. Эта работа продолжается, в частности, по заварке трещин на лопастях.
После ввода в эксплуатацию СШ ГЭС прошло более 20 лет, поэтому ряд морально и физически устаревшей аппаратуры и оборудования нуждаются в замене (ТА-100 АСУ ТП, рабочие колеса гидротурбин, КАГи-15.75 следует заменить на выключатели с элегазовой изоляцией).
Эксплуатационниками разработан развернутый многолетний план перевооружения гидроэнергетического комплекса, куда вошли указанные выше мероприятия. Некоторые примеры потребностей и решений приводятся ниже, а стоимость и сроки выполнения этих работ приведены в Приложении № .1.
Рабочие колеса гидротурбин.
Гидротурбины СШ ГЭС типа РО-230/833-677 изготовлены на ПО ЛМЗ. Срок эксплуатации почти половины турбин составляет 20 лет со средней наработкой более 85 тыс. час.
За последние годы эксплуатации турбин были выполнены значительные объемы ремонтных, восстановительных и исследовательских работ. Это позволило дать оценку надежности и реально определить эксплуатационный ресурс гидротурбины. После наработки, в среднем 50 тыс. час., объемы ремонтных работ увеличились значительно. Так, при наработке в среднем 9-10 тыс. час. выполняются массовые и регулярные работы по заварке трещин на лопастях рабочих колес. В среднем ежегодно такой ремонт выполняется на 4-5 гидроагрегатах, что связано с большими трудозатратами и с увеличением простоя гидроагрегатов в ремонте.
Наихудшее состояние имеет рабочее колесо турбины № 10. На нем произведен наибольший объем ремонтных работ по ликвидации трещин, как на лопастях, так и на ободе.
Замена КАГ-15,75.
Аппаратные генераторы КАГ-15,75, состоящие из выключателя нагрузки, разъединителя, трансформаторов тока и напряжения эксплуатируются в цепях генераторов СШ ГЭС с 1984 г.
КАГ изготавливался ОАО ВО «Электроаппарат» (г. С-Петербург) только для Саяно-Шушенской ГЭС, т.е. серийного выпуска и соответствующей заводской доводки его не было, поэтому аппарат работает ненадежно. В эксплуатации имели место случаи полного повреждения контактной системы разъединителя, а также случаи повреждения выключателей КАГов при отключении токов, не превышающих номинальные. Конструкция КАГа не ремонтно-пригодна. Трудозатраты, связанные с демонтажем большого количества болтовых соединений, уплотнений и вспомогательных узлов аппарата сопоставимы с трудозатратами на текущий ремонт генератора. После поставки на ГЭС 10 аппаратов производство их и запчастей к ним заводом прекращено. К настоящему времени на СШ ГЭС практически исчерпаны запасные части, что может привести в ближайшие годы к дополнительным простоям в ремонте гидроагрегатов.
Кроме того, учитывая, что СШ ГЭС подключена к противоаварийному управлению ОДУ Сибири, в цепях генераторов необходимо иметь полноценные генераторные выключатели.
Отечественной промышленностью генераторные выключатели с необходимыми для СШ ГЭС параметрами не выпускаются.
В 1994 г. Ленгидропроектом по заданию СШ ГЭС был произведен поиск возможных вариантов замены КАГов на полноценный генераторный выключатель среди отечественных и зарубежных производителей оборудования. Было определено, что необходимо установить выключатели DR 36 V1750 фирмы АВВ. Стоимость замены одного КАГа на генераторный выключатель составляет – 58,8 млн. руб.
no subject
Советую посмотреть, скорей всего понравится и вам.