Сергей Кара-Мурза - Россия при смерти? Прямые и явные угрозы

Обратимся теперь к мнению двух видных специалистов энергетики, которые указывают на фундаментальную предпосылку аварии — изменение общей хозяйственной ситуации, в которой приходится работать машинам, созданным для работы в иной, советской системе.

Корреспондент так излагает объяснения, которые дал бывший главный инженер СШГЭС В.А. Стафиевский: «Во времена СССР особой нужды маневрировать мощностями ГЭС в широком диапазоне не было, так как потребление мощности благодаря работающей промышленности было относительно равномерным и необходимости резко повышать и понижать нагрузку турбин, а значит, заходить в опасную зону для поддержания нормативных сетевых показателей мощности (частоты, напряжения) приходилось не так часто. В 1990-2000-х все изменилось. Частота регулирования покрытия пиковых мощностей и, наоборот, резкого падения нагрузок из-за изменения структуры потребления резко увеличилась. Режим маневрирования ГЭС, в том числе Саяно-Шушенской, изменился.

В 2000-х годах на изменение режима работы СШГЭС повлияло «назначение» станции наряду с Братской ГЭС на роль главного регулятора мощности в единой энергосистеме Сибири. До этого, по словам Валентина Стафиевского, использовалось четыре-пять электростанций, режим работы которых менялся по команде системного оператора в ручном режиме. Для сетевого регулирования использовалась и вторая по мощности в стране Красноярская ГЭС, которая находится в центре узла нагрузок, и она чаще решала регулировочные задачи, чем СШГЭС. Но Красноярская принадлежит теперь к одной из структур «Базового элемента», и договориться с ними системному оператору, видимо, сложнее, чем командовать двумя станциями» [24].

Другой комментарий дал член комиссии Ростехнадзора Ю.К. Петреня.[7] Вот выдержки из его беседы с корреспондентом, который спросил о факте отсутствия гаек на нескольких шпильках, крепящих крышку гидроагрегата: «Последний средний ремонт выполнялся в течение трех месяцев, с января по март 2009 года… На момент послеремонтного пуска гайки были на месте все. Невероятно и то, что какой-нибудь никем не замеченный злоумышленник скрутил их — хотя бы потому, что для этого нужно приложить усилие в 1200 килограммов, так что тут без специального ключа не обойдешься.

— Вы ведете к тому, что гайки еще в марте были, а потом их вибрация, грубо говоря, раскрутила и они слетели?

— Я клоню именно к этому. Двадцать девять с половиной лет это оборудование работало. И ни разу с ним ничего подобного не происходило. Несмотря на напряженный режим первых десяти лет… И вдруг за последние три с половиной месяца работы произошло что-то совершенно аномальное. Что показал ЦНИИТмаш? Что есть всего две шпильки из 49, которые исследовали, у которых есть ступенька на так называемом усталостном изломе… Из этого можно сделать предположение, что к 2000 году из 80 шпилек только на двух были признаки неких повреждений. А на момент аварии уже 90 процентов шпилек имеют усталостные разрушения…

Это значит, что в период с марта по август при эксплуатации гидроагрегата произошло снижение уровня затяга, которое может быть связано только с самопроизвольным отвинчиванием гаек в этот период. Чего не наблюдалось за предыдущие двадцать девять лет работы и никогда не наблюдалось при эксплуатации аналогичных агрегатов.

Дело в том, что, когда гидроагрегат работает в проектных режимах при обычном уровне частот вибрации 0,7–4,6 герца, гайка диаметром 80 миллиметров колебания крышки не чувствует в принципе. Чтобы гайка начала свинчиваться, должны быть такие частотные колебания, которые начинают оказывать влияние с учетом диаметра шпильки, по крайней мере, десятки-сотни герц, а это совершенно несвойственная, нехарактерная вибрация, которой в течение двадцати девяти с половиной лет не было…

Состояние оборудования изменилось всего за три с половиной месяца. Причем на самом оборудовании ничего не менялось. В этот период в эксплуатацию был введен ГРАРМ и выбран второй гидроагрегат в качестве приоритетного при регулировании, больше ничего не изменилось.

— Для чего вводили эту систему?

— В советское время благодаря трехсменному режиму работы предприятий, тому, что все заводы работали, обеспечивалось более равномерное потребление электрической мощности, поэтому нагрузка на ГЭС не менялась так быстро и неритмичности в графике работы станций было намного меньше. Но все изменилось, и режим потребления стал намного более дерганым» [20].

Таким образом, агрегаты СШГЭС оказались неприспособленными к новым требованиям. Для выполнения задач, которые на них были возложены в иной хозяйственной системе, было необходимо произвести специальные исследования и важные изменения в режимах работы и в управлении технологическим процессом. Это можно было сделать только совместно с конструкторами и производителями гидроагрегатов. Вводить машины в работу следовало очень осторожно, с постоянным множественным контролем, усиленным по сравнению с тем, который применялся в «штатных» советских условиях. Требовалось и усиление средств защиты.

Произошло совершенно противоположное — были отключены или ликвидированы даже минимальные средства защиты и контроля. В Акте сказано: «Система непрерывного виброконтроля, установленного на гидроагрегате № 2 в 2009 г., не была введена в эксплуатацию и не учитывалась оперативным персоналом и руководством станции при принятии решений. В период с 21.04.2009 по 17.08.2009 наблюдался рост показаний вибрации турбинного подшипника гидроагрегата № 2 примерно в 4 раза» [5].

Судя по заключениям обеих комиссий, фатальную роль в развитии катастрофы сыграла установка на СШГЭС новой автоматической системы управления технологическим процессом — АСУ ТП — взамен прежней, которая выработала свой нормативный срок и для модернизации которой отечественная промышленность уже не производила нужных технических устройств.

Через АСУ станция была включена в систему диспетчерского управления АРЧМ — ГРАРМ. АРЧМ — автоматическое регулирование режима энергосистем по частоте и перетокам мощности; ГРАРМ — групповой регулятор активной и реактивной мощности. В ходе ремонта с января по апрель 2009 г. второй гидроагрегат СШГЭС и был включен в систему ГРАРМ как приоритетный регулятор мощности энергосистемы Сибири. Эта функция предполагает резкие изменения нагрузки с частыми переходами через зоны нерекомендуемых режимов работы, которые создавали существенный риск для агрегата, выработавшего свой ресурс.

С.Г. Левченко пишет: «При практически выработанном нормативном сроке эксплуатации гидротурбин станция находится в усиленном режиме эксплуатации: выработка электроэнергии нередко превышает проектную. То есть задания по выработке электроэнергии и многократному постоянному изменению нагрузки от системного оператора не учитывали фактическое состояние оборудования» [17].

Но этот риск был многократно усугублен тем, что новая АСУ была разработана без учета ограничений, в рамках которых обеспечивался минимум безопасности в работе агрегата. В Акте сказано немногословно, но определенно: «В техническом задании на разработку ГРАРМ не учитывались особенности режимов работы и конструкции гидроагрегатов… Алгоритм воздействия ГРАРМ на гидроагрегат в ходе автоматического регулирования мощности и частоты не согласовывался с заводом — изготовителем гидротурбины… Задания по изменению нагрузки… путем автоматического управления регулирования мощности АРЧМ — ГРАРМ не учитывали специфику, срок службы и фактическое состояние установленного гидроэнергетического оборудования» [5].

С.Г. Левченко объясняет: «Дирекция СШГЭС без согласования с генпроектировщиком и заводом-изготовителем подготовила проектное задание на разработку и внедрение АСУ ТП, включающее в себя подсистему группового регулирования активной и реактивной мощности (ГРАРМ). Но ни повышенная вибрация в любом направлении, ни обрыв питания не вызывали автоматической остановки ГА и прекращения подачи воды. Система защиты работала исключительно в информационном режиме, кроме того, ГРАРМ не является обязательной системой и может быть выключена и персоналом станции, и по команде системного оператора. Система ГРАРМ не предназначена для защиты какого-либо оборудования, не может вести учет проходов через зону нерекомендованной работы, т. к. не всегда работает, а при нештатных ситуациях — ее основная функция — отключиться. В результате технологическая защита, существовавшая на СШГЭС, не предусматривала такую аварийную ситуацию, которая создалась на ГА-2.

Таким образом, на СШГЭС была нарушена общая система технологического управления: в системе АСУ ТП отсутствовал алгоритм, обеспечивающий закрытие направляющего аппарата в случае потери электрического питания и сверхнормативной вибрации. Быстропадающие затворы (аварийные) должны были опускаться от действия автоматических устройств, контролирующих недопустимое повышение частоты вращения гидроагрегата» [17].