Белая книга. Промышленность и строительство в России 1950–2014 гг. - [4]

Рис. 9. Ввод в действие электростанций в РСФСР и РФ по пятилеткам, млн кВт

Машины и оборудование не перестают стареть; если в 1970 г. степень износа основных фондов в электроэнергетике составляла 23,2 %, в 1975 г. – 27,1, в 1980 г. – 31,6, в 1985 г. – 41,7, в 1990 г. – 40,6 %, то в 1995 г. – 45,7 %, в 2000 г. – 50,4, в 2004 г. – 56,4 %, а в производстве и распределении электроэнергии, газа и воды в 2005 г. – 52,2 %, в 2010 г. – 51,1, в 2011 г. – 50,5, в 2012 г. – 47,8, в 2013 г. – 47,6 %. Удельный вес полностью изношенных основных фондов в общем объеме основных фондов в производстве, передаче и распределении электроэнергии, газа, пара и горячей воды в 2003 г. составлял 18,8 %, в 2005 г. – 15,3, в 2010 г. – 14,9, в 2011 г. – 15,8, в 2012–2013 гг. – 12,2 % (этот показатель публикуется с 2003 г.). За 1990–2005 гг. потери электроэнергии в сети общего пользования увеличились на 34 % (за 1990–2010 гг. – на 24,6 %). В 2010 г. потери составили 10,3 % потребляемой электроэнергии, в 2011 г. – 10,1, в 2012 г. – 10, в 2013 г. – 9,7, в 2014 г. – 10 % (в 1990 г. – 7,8 %).

Большая и сложная технологическая система промышленности работает на износ и в недалекой перспективе станет давать все более тяжелые сбои и отказы. Дальнейшее реформаторское расчленение некогда Единой энергетической системы еще более снизит надежность и безопасность энергетики РФ, ослабит эти ее отличительные системные свойства.

17 августа 2009 г. на Саяно-Шушенской ГЭС произошла тяжелая авария – на данный момент крупнейшая в истории катастрофа на гидроэнергетическом объекте России (авария на СШГЭС – 2009). В акте технического расследования причин аварии было установлено: «Вследствие многократного возникновения дополнительных нагрузок переменного характера на гидроагрегат, связанных с переходами через не рекомендованную зону, образовались и развились усталостные повреждения узлов крепления гидроагрегата, в том числе крышки турбины. Вызванные динамическими нагрузками разрушения шпилек привели к срыву крышки турбины и разгерметизации водоподводящего тракта гидроагрегата».

Результаты проведенного после аварии на СШГЭС – 2009 компаниями «Тейдер» и «АйТи Энерджи Аналитика» выборочного обследования[3] 502 гидротурбин на 110 ГЭС и 1523 паровых и газовых турбин на 310 ТЭС показали, что 86 % общей установленной мощности гидротурбин и 82 % турбин ТЭС имеют физический износ более 50 %. По результатам этого обследования гидротурбины объединенных энергетических систем (ОЭС) и турбины ТЭС по федеральным округам имели следующий удельный физический износ (табл. 2 и 3).

Таблица 2. Удельный физический износ гидротурбин и оценка их состояния*

* По международной шкале износа Deloitte&Touche (Методология и руководство по проведению оценки бизнеса и/или активов ОАО РАО «ЕЭС России» и ДЗО РАО «ЕЭС России» // Deloitte&Touche, 2003), оборудование со степенью износа 17–33 % характеризуется как полностью отремонтированное или реконструированное (хорошее состояние), 33–50 % – требующее некоторого ремонта или замены отдельных мелких частей, таких как подшипники, вкладыши и др. (удовлетворительное состояние), 50–67 % – пригодное для дальнейшей эксплуатации, но требующее значительного ремонта или замены главных частей, таких как двигатель, или других ответственных узлов (условно пригодное состояние), 67–83 % – требующее капитального ремонта, замены рабочих органов основных агрегатов (неудовлетворительное состояние), 83–95 % – непригодное к дальнейшему использованию, более 95 % – оборудование, в отношении которого нет разумных перспектив на продажу, кроме как по стоимости основных материалов, которые можно из него извлечь (лом).

Таблица 3. Удельный физический износ паровых и газовых турбин

В частности, Саяно-Шушенская ГЭС с удельным физическим износом основного энергетического оборудования в 86,3 % находилась в 2009 г. на 66-м месте из 110 обследованных ГЭС, т. е. у других 65 ГЭС износ был еще больше.

По данным Ростехнадзора на 2014 г., техническое состояние энергетических комплексов Красноярского края, Иркутской области, Республики Тыва, Республики Хакасия было таким[4] (табл. 4).

Таблица 4. Техническое состояние энергетических комплексов РФ в 2014 г.

Но дело не только в износе техники. Авария на Саяно-Шушенской ГЭС 17 августа 2009 г. – характерный пример отклика сложной технико-социальной системы на кардинальное изменение во время реформ цели производственной деятельности. Агрегаты станции проектировались в предположении, что их режим работы и обслуживания будут происходить в рамках единой энергосистемы страны. Для расчленяемых (конкурирующих) подсистем нужны агрегаты с принципиально иными свойствами и техническими характеристиками. Старые элементы и связи от ЕЭС СССР не смогли полностью адаптироваться для обслуживания новой структуры потребностей свободного (т. е. освобожденного от прежних связей) рынка электроэнергии. Произошла тяжелая авария, после которой непроектная нагрузка на оставшиеся элементы и связи осколков ЕЭС и всей энергосистемы страны еще более усилилась.

Следует также принять во внимание тот факт, что в ходе реформы произошел общий технологический регресс, в результате которого значительно возросла энергоемкость производства. Так, затраты электроэнергии на производство единицы продукции в промышленности по сравнению с 1990 г. увеличились в 1995 г. на 41 %, в 1998 г. – на 48,5 % (максимум падения в годы реформ), затем наметилось сокращение отставания. В 2000 г. энергоемкость промышленной продукции превышала уровень 1990 г. на 38,8 %, в 2005 г. – на 15,5, в 2010 г. – на 17,6, в 2012 г. – на 12, в 2013 г. – на 10, в 2014 г. – на 7,4 %. По энергозатратам на выпуск единицы промышленной продукции в начале 2010-х гг. восстановлен уровень второй половины 1970-х гг.