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.