Глава II. Версия аварии на СШГЭС Ростехнадзора

 "Напорный фронт Саяно-Шушенской ГЭС образует бетонная арочно-гравитационная плотина — уникальное по размерам и сложности возведения гидротехническое сооружение. Конструкция высоконапорной арочно-гравитационной плотины не имеет аналогов в мировой и отечественной практике. Высота сооружения 245 м, длина по гребню 1074,4 м, ширина по основанию — 105,7 м и по гребню — 25 м. Плотина очерчена по напорной грани радиусом 600 м" (Источник - 
сайт РусГидро:



        ГЛАВА II. ВЕРСИЯ АВАРИИ НА СШГЭС РОСТЕХНАДЗОРА

 

     РОСТЕХНАДЗОР НАЗВАЛ ПРИЧИНЫ АВАРИИ

     Из Акта технического расследования причин аварии, происшедшей 17 августа 2009 года в филиале Открытого Акционерного Общества «РусГидро»-«Саяно- Шушенская ГЭС имени П.С.Непорожнего» от 3.10.2009 г., [44]: «Развитие аварии с гибелью большого количества людей и разрушением технических устройств, эксплуатируемых на СШГЭС, явилось следствием несоответствия комплекса защитных мер в отношении оборудования и персонала СШГЭС видам опасности, в частности:
- отсутствие резервного источника питания и ключа управления на главном щите ЦПУ приводов сброса аварийно-ремонтных затворов напорных водоводов;
- отсутствие в алгоритме работ гидромеханической колонки регулятора режима закрытия направляющего аппарата при потере электроснабжения; применения оборудования и линий питания, связи, управления, контроля и защиты не во влагопылезащищенном исполнении;
- отсутствие в помещениях с постоянным либо временным расположением персонала эвакуационных выходов на отметку, не подвергаемую затоплению;
- отсутствие в помещениях с постоянным либо временным расположением персонала необходимых средств индивидуальной защиты.

     Комиссия обращает внимание на то, что переход ОАО «ГидроОГК» (ОАО «Русгидро») на Стандарты, разработанные РАО «ЕЭС России» не обеспечил на должном уровне безопасную эксплуатацию ГЭС.

     Описание возникновения аварии, ее развитие

     Авария - это разрушение сооружений и (или) технических устройств, применяемых на опасном производственном объекте (116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» 21 июля 1997г.).

Рис.1. Разрез плотины СШГЭС по одному из генераторов.


     17.08.2009 ГА-2 работал под нагрузкой, ротор вращался с номинальной частотой. С 08.12 происходило снижение мощности гидроагрегата № 2 по заданию автоматической системы регулирования мощности АРЧМ-ГРАРМ (автоматическое регулирование режима энергосистем по частоте и перетокам мощности – групповой регулятор активной и реактивной мощности). При входе в зону эксплуатационной характеристики гидроагрегата, не рекомендованной к работе, произошел обрыв шпилек крышки турбины. Под воздействием давления воды в гидроагрегате ротор гидроагрегата с крышкой турбины и верхней крестовиной начал движение вверх и, вследствие разгерметизации, вода начала заполнять объем шахты турбины, воздействуя на элементы генератора. (Рабочая документация гидроагрегатов не предусматривает стопорения гаек на шпильках. Письмо СШГЭС от 27.09.2009 №001/2438 подписанное Директором А.В. Кяри). 

Рис.2. Схема выброса воды, повлекшего разрушение машинного зала.


     При выходе обода рабочего колеса на отметку 314,6 рабочее колесо перешло в насосный режим и за счет запасенной энергии ротора генератора создало избыточное давление на входных кромках лопастей рабочего колеса, что привело к обрыву перьев лопаток направляющего аппарата. Через освободившуюся шахту ГА-2 вода начала поступать в машинный зал станции. 
     Машинный зал был затоплен до отметки 335,0. От действия напора воды вращающейся крестовины и ротора генератора ГА-2 было разрушено здание машинного зала в зоне гидроагрегатов ГА-2, 3 и 4 (стены, перекрытия, остекление и 4-ая опора подкранового пути со стороны верхнего бьефа) верхней отметки блока ГА-2. Полностью повреждены силовые щиты, шкафы управления, вторичная коммутация и цепи управления, сосуды масловоздушные, сосуды воздушные. Лифты пассажирские разрушены полностью. Повреждены порталы 500 кВ 1-го и 2-го трансформаторов 15,75/500 кВ, токопроводы 15,75 кВ трансформаторов 1, 2 и 3. Затоплены гидроагрегаты №№ 1-10. От действия воды произошли короткие замыкания обмоток работающих гидрогенераторов №№ 1, 3-5, 7-10. Гидрогенераторы получили повреждения различной степени. Разрушены блоки гидроагрегатов 7 и 9. По материалам протоколов опроса оперативного персонала и трендов по ГА-2 установлено, что 17.08.2009 в 8 ч. 13 мин. местного времени персонал, находившийся в машинном зале, услышал громкий хлопок в районе гидроагрегата № 2 и увидел выброс столба воды.

Фото 3. Машинный зал СШГЭС после аварии и откачки воды


     На Центральном пульте управления (ЦПУ) сработала светозвуковая сигнализация, пропали оперативная связь, электропитание освещения, автоматики, сигнализации, защит и приборов. Через окно ЦПУ  персонал зафиксировал, что из здания машинного зала идет поток воды, несколько пролетов здания разрушено.
Произошел сброс нагрузки с 4100 МВт до 0 МВт с полной потерей собственных нужд СШГЭС и затоплением машинного зала.

     5.1. Перечень и характер разрушений технических устройств, оборудования, зданий эксплуатируемых на опасном производственном объекте филиала «РусГидро» Саяно- Шушенская ГЭС им. П.С.Непорожнего.

      Данный перечень разрушений сформирован на основании визуальных осмотров и дефектационных ведомостей.

     Гидроагрегаты: 
     ГА-1 - повреждены обмотки ротора и статора генератора, кольца и щетки вспомогательного генератора, шкафы управления, вторичные цепи и цепи управления, главный выключатель генератора, токопроводы 15,75 кВ, «0» выводы. 
     ГА-2 - полностью разрушен и выброшен из шахты, разрушены обмотки ротора и статора, полностью разрушены шахта агрегата и статорной обмотки, крестовина, вспомогательный генератор, главный выключатель генератора, токопроводы 15,75 кВ, «0» выводы, вспомогательное оборудование, вторичные цепи и цепи управления. 
     Сосуд масловоздушный:
Рег. №350-ХА, 3ав.№39205-3 - многочисленные вмятины, оторваны патрубки. 
     Сосуд воздушный: 
Рег. №351-ХА, 3ав.№39204-4 - многочисленные вмятины, оторваны патрубки. 
     ГА-3 - повреждены обмотки ротора и статора генератора, вспомогательное оборудование, шкафы управления, вторичные цепи и цепи управления, главный выключатель генератора, токопроводы 15,75 кВ, «0» выводы. Произошла деформация обмотки статора главного генератора.
     ГА-4 - повреждены обмотки ротора и статора генератора, щеточный аппарат, вспомогательное оборудование, шкафы управления, вторичные цепи и цепи управления, главный выключатель генератора, частично токопроводы 15,75 кВ, «0» выводы. Котлы МНУ имеют следы механических повреждений.
     ГА-5 - повреждено вспомогательное оборудование, насосы МНУ сорваны, повреждены вторичные цепи и цепи управления, частично главный выключатель генератора, шкафы управления.
     ГА-6 - повреждены вспомогательное оборудование, шкафы управления, вторичные цепи и цепи управления.
     ГА-7 - разрушены статор генератора, крестовина, система регулирования турбины, котлы МНУ, система водяного охлаждения генератора, вторичные цепи и цепи управления; повреждены обмотки ротора, вспомогательный генератор, кольца ротора, главный выключатель генератора, «0» выводы, вспомогательное оборудование. 
     Сосуд масловоздушный:
Рег. №360-ХА, Зав. №44180-13 - многочисленные вмятины, оторваны патрубки. 
     Сосуд воздушный:
Рег. №361-ХА, Зав. №44570-14 - многочисленные вмятины, оторваны патрубки. 
     ГА-8 - повреждены обмотки ротора и статора генератора, статор регуляторного генератора, трансформатор системы возбуждения, вспомогательное оборудование, шкафы управления, вторичные цепи и цепи управления, частично главный выключатель генератора.
     ГА-9 - разрушены статор генератора, крестовина; повреждены маслонапорная установка, 
вспомогательное оборудование, шкафы управления, вторичные цепи и цепи управления. 
     Сосуд масловоздушный:
Рег. №364-ХА, Зав. №46909-17 - многочисленные вмятины, оторваны патрубки. 
     Сосуд воздушный:
Рег. №365-ХА, Зав. №46910-18 - многочисленные вмятины, оторваны патрубки. 
     ГА-10 - повреждены обмотки ротора и статора генератора; крестовина, фиксирующая подшипник генератора, провернута на полметра; повреждены главный выключатель генератора, вспомогательное оборудование, вторичные цепи и цепи управления.

     Здания и сооружения:
     Разрушены перекрытия отметки 327,0 м в районе гидроагрегатов ГА-2, ГА-7 и ГА-9. Имеет разрушения несовместимые с дальнейшей эксплуатацией 4-я колонна, поддерживающая подкрановую балку со стороны верхнего бьефа. Полностью разрушено верхнее строение машинного зала (типа МАрхИ) в зоне гидроагрегатов ГА-2, ГА-3 и ГА-4. Верхнее строение машинного зала в районах монтажной площадки, ГА-1 и ГА-5 имеет серьезные повреждения, практически полностью отсутствует остекление.
Разрушены перегородки и кирпичные стены помещений главных выключателей генераторов, помещений «0» выводов и т.д. на отметке 320,0 м.

     Трансформаторная зона:
     Т1 фаза А. Отсутствует масло в расширителе и газовом реле. Погнута токоведущая шпилька верхнего узла ввода. Погнут и разгерметизирован газоразвод на крышке бака.
     Т1 фаза В. Отсутствует масло в расширителе и газовом реле. Ввод 500 кВ имеет сколы верхней покрышки, погнута токоведущая шпилька верхнего узла ввода. Погнут и разгерметизирован газоразвод на крышке бака.

 

Рис. 3. Схема расположения генераторов в машинном зале СШГЭС.

     
     Т1 фаза С. Снят с фундамента и перемещен в ТМХ. Деформирован расширитель и его крепления. Повреждена система охлаждения. Поврежден ввод 500 кВ, разрушен ввод нейтрали. Погнуты и порваны трубы газоразвода на крышке бака. Бак трансформатора практически без масла, масло только в поддоне.
     Т21. Снят с фундамента и перевезен на ОРУ-500 кВ.* Повреждены вводы, один из радиаторов, в крышке РПН** пробито отверстие.
     Т2 фаза А. Отсутствует масло в расширителе и газовом реле. Ввод 500 кВ (АВВ) полностью разрушен, линейный отвод оторван от обмотки. Разрушен и отсутствует ввод нейтрали. Погнут и разгерметизирован газоразвод на крышке бака. 
     Т2 фаза В. Деформирован расширитель и его крепления. Отсутствует масло в расширителе и газовом реле, уровень масла в баке на середине его высоты. Ввод 500 кВ находится возле трансформатора. Разрушен и отсутствует ввод нейтрали. Повреждена система охлаждения, разрушен корпус одной из магистральных задвижек. Погнуты и в нескольких местах порваны трубы газоразвода на крышке бака. 
     Т2 фаза С. Отсутствует масло в расширителе и газовом реле. Ввод 500 кВ (АВВ) находится на месте, имеет сколы фарфора верхней покрышки. Ввод нейтрали разрушен и отсутствует. Погнут и разгерметизирован газоразвод на крышке бака. 
     ТЗ фаза А. Видимых повреждений нет, имеются следы незначительной протечки масла на коробках НН.

     Грузоподъемное оборудование и лифты:
     Кран полукозловой г/п 500/100x10, рег. № 68 хкр, зав.№ 22. Залиты водой три электродвигателя.
     Кран полукозловой г/п 500/100x10, рег. № 59 хкр, зав. № 23. Залиты водой три электродвигателя.
     Лифт пассажирский типа П320, Рег.№661 ХЛ, Зав.№61751 - полностью разрушен. 
     Лифт пассажирский типа П500, Рег.№655 ХЛ, Зав.№823М-81 - полностью разрушен. 
     Лифт пассажирский типа П320, Рег.№658 ХЛ, Зав.№4660 - полностью разрушен. 
     Лифт пассажирский типа П320, Рег.№651 ХЛ, Зав.№4658 - полностью разрушен. 
     Лифт пассажирский типа П320, Рег.№648 ХЛ, 3ав.№4823 - полностью разрушен. Лифт грузовой типа П3200, Рег.№656 ХЛ, Зав.№1120СВ-81 - полностью разрушен.

     5.2. Операции по закрытию затворов.

     С 8 час. 35 мин. и не позже 09 час. 30 мин. в ручном режиме персоналом станции были закрыты аварийные затворы напорных водоводов.
     В 11 час. 32 мин. был запитан от постороннего источника питания (дизельной электростанции) козловой кран, расположенный на гребне плотины и в 11 час. 50 мин. начато открытие затворов водосбросных отверстий для уравновешивания притока и оттока воды из водохранилища и осуществление пропуска воды в нижний бьеф СШГЭС (р.Енисей). В результате аварии произошел выброс технических масел в машинный зал СШГЭС и реку Енисей в объеме ориентировочно 100 т. Подробный сценарий развития аварии на СШГЭС 17.08.2009 приведен в заключении экспертной комиссии по расследованию причин аварии (материалы экспертной комиссии, папка № 4).
   
     5.3. Действия руководства и оперативного персонала СШГЭС

     5.3.1 Действия персонала в условиях чрезвычайной ситуации техногенного характера
     В филиале ОАО «РусГидро» «Саяно-Шушенская ГЭС имени П.С. Непорожнего» разработан план действий по предупреждению и ликвидации чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера (План). План разработан в соответствии с требованиями Методических рекомендаций МЧС России. План утвержден директором СШГЭС 13.12.2008 и согласован с управлением по делам ГО и ЧС Администрации г. Саяногорска 13.12.2008. Председателем комиссии по ЧС является главный инженер.

Фото 5. Спасательные работы.


     Вместе с тем, содержание Плана не предусматривало действий по сценарию случившейся аварии. Тренировок персонала на случай затопления зданий СШГЭС не проводилось. В плане не учитывался персонал подрядных организаций, производящих обслуживание и ремонт оборудования, зданий и сооружений СШГЭС, в том числе на этажах здания ГЭС ниже отметки уровня воды в нижнем бьефе. Не были предусмотрены, согласованные с подрядчиком мероприятия по экстренному выводу работников из зданий и сооружений ГЭС на безопасные площадки.
     Режим ЧС на СШГЭС был введен распоряжением председателя КАЧС филиала ОАО «РусГидро» «Саяно-Шушенская ГЭС имени П.С. Непорожнего» от 17.08.2009 № 132, на территории Республики Хакасия распоряжением Председателя Правительства Республики Хакасия от 17.08.2009 № 122-РП на основании постановления Правительства Российской Федерации от 30.12.2003 № 794.
     В письме директора СШГЭС от 05.09.2009 № 018/1949 на имя заместителя председателя комиссии Ростехнадзора «О ликвидации ЧС» было дано пояснение, что «для оперативного выполнения поставленных задач и в целях экономии времени все указания и распоряжения председателем КАЧС СШГЭС отдавались в устной форме». Порядок действий должностных лиц по сложившейся чрезвычайной ситуации на СШГЭС не разработан и не утвержден.

     6. Рекомендации и мероприятия по предупреждению подобных техногенных 
         катастроф  (аварий)

     Руководителями ОАО «РусГидро», ОАО «Ленгидропроект» и ОАО «Системный оператор Единой энергетической системы», ОАО «Силовые машины», ОАО «ФСК» в установленные сроки выполнить следующие мероприятия:

     6.1 По проектированию.
     - гидроагрегата:
6.1.1.Организовать на действующих ГЭС обследования (при необходимости натурные испытания гидроагрегатов) с привлечением специализированных научно- исследовательских организаций, заводов-изготовителей, экспертных организаций. Срок исполнения - 01.01.2011.
6.1.2.Для СШГЭС разработать гидроагрегат (турбину) с широким регулировочным диапазоном активной мощности с целью обеспечения участия станции в регулировании нагрузки в Единой энергетической системы. Срок исполнения - 01.01.2011.
6.1.3.Выполнить доработку колонки электрогидрав-лического регулятора (ЭГР) турбины, предусмотрев закрытие направляющего аппарата при потере электропитания. Срок исполнения - до пуска первого гидроагрегата.
6.1.4.Выполнить проверку с диагностированием методами неразрушающего контроля деталей фланцевого соединения и шпилек крепления крышек турбин по согласованию с заводом изготовителем. Срок исполнения - до пуска первого гидроагрегата.
6.1.5.Оснастить гидроагрегаты штатными системами постоянного контроля вибрации и теплового контроля. Определить места установки датчиков и установки предупредительной и аварийной сигнализации и обеспечить учет данных вибрационного и теплового контроля гидроагрегатов в системе группового регулирования с реализацией функции предупредительной и аварийной сигнализации, автоматического останова гидроагрегатов. Срок исполнения - до пуска первого гидроагрегата;
 - здания ГЭС и плотины:
6.1.6.Обеспечить защиту от затопления систем управления, связи, защит, расположенных на отметке машинного зала и ниже, а также в административных зданиях и служебно- технологических корпусах СШГЭС их автономное электроснабжение. Выполнить их в пылевлагозащищенном исполнении. Срок исполнения - до пуска первого гидроагрегата.
6.1.7.Обеспечить системы видеонаблюдения и беспроводной связи в технологических помещениях машзала, на площадке трансформаторов, ОРУ-500, а также организацию связи, вывод информации на ЦПУ с резервным архивированием. Срок исполнения - до пуска гидроагрегата.
6.1.8.Исключить размещение административных, бытовых и ремонтных помещений на отметках ниже уровня нижнего бьефа. Срок исполнения - 01.12.2010.
6.1.9.Установить на гребне плотины автономные источники питания с автоматическим запуском для электроснабжения кранов верхнего бьефа, механизмов управления затворами станционной и водосливной части, а также других механизмов, обеспечивающих безопасность гидротех-нического сооружения. Срок исполнения - до пуска первого гидроагрегата;
- системы противоаварийных защит: 
6.1.10.Изменить проектные решения, заложенные в АСУ ТП, в части управления турбинами, условиями защит и блокировок для обеспечения безопасного и надежного отключения оборудования при возникновении нештатных ситуаций. Срок исполнения - до пуска первого гидроагрегата.
6.1.11.Выполнить схему управления аварийными затворами турбинных водоводов СШГЭС, обеспечивающую их гарантированное закрытие при возникновении нештатных ситуаций, а также по команде с ключа управления на центральном пульте управления (ЦПУ) СШГЭС. Срок исполнения - до пуска первого гидроагрегата.
6.1.12.Разработать проект системы мониторинга режимов работы и состояния гидроагрегата с фиксацией и сохранением параметров. Срок исполнения - до 01.03.2010.
6.1.13.Утвердить регламент принятия управленческих решений (на СШГЭС) по данным вибрационного контроля Срок исполнения - до 01.01.2011.
     6.2 Рекомендации по эксплуатации ГЭС.
     - гидроагрегаты:
6.1.14.Согласовать с заводом изготовителем алгоритм группового регулирования мощности и установки приоритетов нагрузки гидроагрегатов с учетом их технического состояния. Срок исполнения - до 01.06.2010.
6.1.15.Разработать и внедрить технические решения, исключающие самопроизвольное раскручивание гаек узлов крепления фланцевых соединений водопроводящего тракта. Срок исполнения - до пуска первого гидроагрегата.
6.1.16.С учетом эксплуатационных ограничений и особенностей исключить участие гидроагрегатов с турбинами РО-230/833-В-677 во вторичном регулировании активной мощности и частоты. Срок исполнения - до пуска первого агрегата.
6.1.17.При установке новых гидроагрегатов учесть их конструктивные и эксплуатационные особенности при участии ГЭС во вторичном регулировании активной мощности и регулировании напряжения (согласовывать данные решения с Минэнерго России). Срок исполнения - до 01.01.2011;

     -турбинные водоводы:
6.1.18.Провести диагностирование технического состояния сталежелезобетонных напорных водоводов. Устранить раскрытие поверхностных трещин. Срок исполнения - до 01.01.2011.

     6.3. Рекомендации по разработке новых регламентных документов. 
6.3.1. Внести корректировки в инструкции по эксплуатации, охране труда, должностные инструкции, инструкции по действиям в чрезвычайных ситуациях в филиале ОАО «РусГидро» СШГЭС. Срок исполнения - до пуска первого гидроагрегата.
6.3.2. Разработать методику по замене, затяжке, контролю и испытаниям узлов креплений фланцевых соединений водоподводящего тракта. Срок исполнения - до пуска первого гидроагрегата.
6.3.3. Обратиться с предложениями в Минэнерго России об ускорении выпуска новой редакции «Норм технологического проектирования гидроэлектростанций» и внесении изменений в «Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей».
6.3.4. Обратиться с предложениями в Минэнерго России о разработке нормативно- правового акта устанав-ливающего требования по организации не менее двух независимых цифровых высокоскоростных каналов информационного обмена между объектами электро-энергетики и диспетчерскими центрами.

     6.4. Мероприятия по безопасной эксплуатации гидротехнических сооружений Саяно- Шушенской ГЭС в осенне-зимний период.
     Руководителю ОАО «РусГидро» и директору филиала ОАО «РусГидро» - «Саяно- Шушенская ГЭС имени П.С. Непорожнего» в установленные сроки выполнить следующие мероприятия:
6.4.1. Эксплуатацию Саяно-Шушенского и Майнского водохранилищ осуществлять в соответствии с режимами, установленными Енисейским БВУ Федерального агентства водных ресурсов. Срок исполнения - до утверждения новых Правил использования водных ресурсов Саяно-Шушенского водохранилища.
6.4.2. Разработать проектные и технические мероприятия, обеспечивающие возможность безопасной эксплуатации станционной, водосливной части плотины и водобойного колодца Саяно-Шушенской ГЭС в зимних условиях с учетом ограничений режима сработки и наполнения Саяно-Шушенского водохранилища. Срок исполнения - 01.01.2010.
6.4.3. Разработать и представить в Енисейское управление Ростехнадзора комплекс мероприятий, обеспечивающих безопасную эксплуатацию плотины и водобойного колодца Саяно-Шушенской ГЭС в условиях отсутствия пропуска расходов через гидроагрегаты в зимних условиях. Срок исполнения - 01.10.2009.
6.4.4. Разработать и представить в Енисейское управление Ростехнадзора временные правила эксплуатации гидротехнических сооружений, предусмотрев условия эксплуатации гидротехнических сооружений в условиях попадания льда и шуги в водосливную часть плотины, обмерзания затворов и ограничения по их маневрированию, ограничения по пропускной способности водосброса в зимний период и другие мероприятия по безопасности гидротехнических сооружений. Срок исполнения - 01.10.2009.
6.4.5. Провести комиссионное (преддекларационное) обследование гидротехнических сооружений Саяно-Шушенской ГЭС. Срок исполнения - 10.10.2009.
6.4.6. Разработать декларацию безопасности гидротех-нических сооружений Саяно- Шушенской ГЭС в комплексе 
с безопасностью гидротехнических сооружений Майнского гидроузла и представить в Ростехнадзор все необходимые документы для рассмотрения, утверждения и получения разрешения на их эксплуатацию. Срок исполнения -01.11.2009.
6.4.7. С привлечением специализированной организации уточнить (переработать) критерии безопасности гидротехнических сооружений Саяно-Шушенской ГЭС. Срок исполнения - 01.02.2010.
6.4.8. Произвести в соответствии с установленным порядком расчет вероятного вреда в случае аварии гидротехнических сооружений плотины Саяно-Шушенской ГЭС и представить его в Ростехнадзор для определения величины финансового обеспечения гражданской ответственности за вред, причиненный в результате аварии гидротехнических сооружений. Срок исполнения - 01.01.2010.
6.4.9. Разработать и представить на рассмотрение и утверждение в Ростехнадзор декларацию безопасности гидротехнических сооружений берегового водосброса СШГЭС.
Срок исполнения - не позднее четырех месяцев до начала эксплуатации берегового водосброса.
6.4.10. В связи с изменившимися условиями эксплуатации гидротехнических сооружений СШГЭС в рамках проведения преддекларационного обследования гидротехнических сооружений сделать оценку исправности и достаточности контрольно-измерительной аппаратуры и, в случае необходимости, разработать мероприятия по установке дополнительной контрольно-измерительной аппаратуры. Срок исполнения - 01.10.2009.
6.4.11. Организовать наблюдения за состоянием плит водобойного колодца по установленной в плитах контрольно-измерительной аппаратуре. Срок исполнения - ежедневно. 6.4.12. 
6.4.12. Организовать инструментальные наблюдения за наклонами пера и осадками массивной части раздельного устоя водобойного колодца. Срок исполнения - не реже двух раз в месяц.
6.4.13. Разработать План мероприятий при возникновении на гидротехнических сооружениях аварийных и чрезвычайных ситуаций, учитывая особенности эксплуатации энергообъекта СШГЭС после техногенной аварии. Срок исполнения - 15.10.2009.
6.4.14. Получить в МЧС России заключение о готовности эксплуатирующей организации к локализации и ликвидации чрезвычайных ситуаций и защите населения и территорий в случае аварии гидротехнического сооружения. Срок исполнения - 01.12.2009.

     6.5. Рекомендации по дополнительным мероприятиям
6.5.1. ОАО «РусГидро» и директору филиала ОАО «РусГидро» - «Саяно-Шушенская ГЭС имени П.С. Непорожнего» обеспечить наличие выделенных каналов связи обеспечивающих бесперебойную (устойчивую) работу СШГЭС, с привязкой всех систем к единому источнику точного времени дающего стабильную и достоверную информацию на территории Российской Федерации. Срок - до запуска гидроагрегатов.
6.5.2. ОАО «Системный оператор единой энергетической системы», разработать предложения в нормативно- техническую документацию (НТД) по планированию и ведению режимов регулирования частоты и мощности, с учетом специфики, срока службы и фактического состояния используемого гидроэнергетического оборудования и внести их на рассмотрение в мнистерство энергетики Российской Федерации. Срок исполнения - 01.06.2010.
6.5.3. ОАО «Системный оператор единой энергети-ческой системы», в рамках разработки мероприятий по перспективному развитию ЕС России предусмотреть в  составе генерирующих мощностей наличие тепловой маневренной генерации в ОЭС Сибири. Срок исполнения - постоянно. 
6.5.4. ОАО «РусГидро» и ОАО «ФСК» в целях повышения надежности выдачи мощности выполнить комплексную реконструкцию и техническое перевооружение ОРУ-500 кВ СШГЭС с заменой воздуш-ных включателей, маслонаполненных трансформаторов тока и напряжения 500 кВ главной электрической схемы на комплектное элегазовое оборудование 500 кВ (КРУЭ), исключив размещение его на плотине ГЭС. Срок - по согласованным планам. 
6.5.5. Предложить Минэнерго России направить настоящий Акт с рекомендациями всем организациям эксплуатирующим ГЭС в целях разработки компенсирующих мероприятий и повышения уровня безопасности с учетом результатов проведенного технического расследования.

Фото 6. Пульт управления СШГЭС с электрической схемой до аварии





________________________________________________________________________

Примечания:
*ОРУ - открытое распределительное устройство.
**РПН - регулирование под нагрузкой



Comments