Электрогидрошок от аварии

на Саяно-Шушенской ГЭС —

 астрологический разбор

причин и обстоятельств

Анатолий Буралков

 

Памяти жертв аварии

и ее героическим ликвидаторам

посвящается

 

Часть  5

 

“Расследование причин пожара в театре всегда осложнено

опознанием его режиссеров и поджигателей среди актеров без масок”.

 

Акт Ростехнадзора

Этот документ носит название “Акт технического расследования причин аварии, происшедшей 17 августа 2009 года в филиале Открытого Акционерного Общества «РусГидро» — «Саяно-Шушенская ГЭС имени П.С. Непорожнего»” и занимает 142 страницы. Первая дата предоставления отчета устанавливалась на 15 сентября 2009 года, однако потом она неоднократно переносилась, и только 2 октября давно ожидаемый документ вышел в свет. По данным журнала New Times, в первоначальном варианте акта были названы реальные виновники аварии и не фигурировало ни одного имени федерального уровня. Но такой документ не удовлетворил вице-премьера Игоря Сечина, курирующего энергетику. В результате Ростехнадзору пришлось готовить новый акт, в котором ответственность за аварию была возложена на Анатолия Чубайса и ряд других бывших руководителей РАО ЕЭС и Министерства энергетики. Для анализа итогового документа о причинах аварии на СШ ГЭС необходимо хотя бы кратко знать его содержимое.

В отчете Ростехнадзора основное внимание уделено ГА №2, которому посвящена большая часть материалов акта. Вместе с тем, история этого агрегата была изложена неполно. В отчете есть таблица с 1980 по 1988 годы, в которой перечислены подробности 32 нарушений в работе и повреждений узлов. В их числе упоминаются: а) увеличение боя вала до 1,3-2,0 мм, большие протечки воды через уплотнение турбинного подшипника (ТП) из-за трещины на облицовке вала, вырывов резины на сегментах, повреждения верхнего и нижнего уплотнений турбинного подшипника; б) гидравлический небаланс сменного рабочего колеса (РК); в) течь масла на напорном трубопроводе системы регулирования в месте врезки трубопровода от насосов маслонапорной установки МНУ в напорный трубопровод через трещину, образовавшуюся в результате непровара сварного шва на напорном трубопроводе; г) увеличение протечек воды через верхнее уплотнение ТП через стыки резинового кольца из-за некачественной склейки на заводе; д) трещина корпуса ТП, появившаяся при увеличении вибрации его корпуса до 0,4 мм при бое вала 1,4 мм; е) большие протечки воды на крышу турбины, обрыв косынок дополнительного крепления корпуса к крышке турбины и др.

Однако за период 1988-2009 гг. таких данных в акте нет и нельзя понять, как вел себя в эксплуатации ГА №2 в эти годы. По логике вещей, должна же быть представлена вся история работы этого агрегата от момента пробного пуска до момента последней аварии. Хотя из книги Брызгалова известно, а из приведенной в отчете таблицы видно, что агрегат № 2, в общем, был капризным и на нем часто создавались аварийные ситуации.

Характерно, что в отчете нет подобных материалов об аварийности по другим девяти ГА. Потому нельзя понять, был ли ГА №2 исключением для СШ ГЭС, или же и остальные гидроагрегаты тоже часто выходили из строя? Такие данные позволили бы объективно оценить уровень обслуживания и ремонта агрегатов, как в советское время, так и в нынешнее.

В отчете приведены сведения о ремонтах ГА № 2. Первый капитальный ремонт с полной его разборкой проводился в период с 27.03.2000 г. по 12.11.2000 г.; второй капитальный ремонт ГА № 2 — с 29.09.2005 по 29.12.2005. В соответствии с годовым графиком ремонта основного оборудования СШ ГЭС в 2009 году в период с 14.01. по 16.03 был проведен средний ремонт ГА № 2 СШ ГЭС с наплавкой рабочего колеса и дополнительно фирмой ООО НПФ “Ракурс” были выполнены работы по модернизации АСУ ТП.

После ремонта ГА № 2 были выполнены измерения его вибрации, результаты которых приведены в табл. 1.

 

Таблица 1

Дата	12.03.2009	12.03.2009	16.03.2009
Напор, м	190,94	190,98	190,98
Режим работы, МВт	Холостой ход	104	601
Значения вибрации (мкм) НБ/ЛБ *	113	122	149
	129	126	137

* НБ — нижний бьеф, ЛБ — левый берег

 

Согласно п. 3.3.12. ПТЭ ЭС и С РФ, “не допускается длительная работа гидроагрегата при повышенных уровнях вибрации: размах горизонтальной вибрации (двойная амплитуда) корпуса турбинного подшипника, а также размах горизонтальной вибрации верхней и нижней крестовин генератора, если на них расположены направляющие подшипники, не должен превышать” 0,16 мм при частоте вращения ротора ГА 150 об/мин.

Таким образом, размах горизонтальной вибрации корпуса турбинного подшипника ГА № 2 после ремонта при номинальной скорости вращения 142,8 об/мин был близок к приведенным выше допустимым значениям, при которых длительная работа гидроагрегата не допускается.

В акте отмечается, что 23.10.2006 г. на СШ ГЭС была введена в опытную эксплуатацию подсистема группового регулирования активной мощности регулятора ГРАРМ, а 25.03.2008 г. — подсистема группового регулирования напряжения и реактивной мощности регулятора ГРАРМ. После опытной эксплуатации 21.07.2008 г. подсистема группового регулирования активной мощности регулятора ГРАРМ была введена уже в промышленную эксплуатацию, а 21.07.2009 года в промышленную эксплуатацию ввели и подсистему группового регулирования напряжения и реактивной мощности регулятора ГРАРМ. Однако при этом алгоритм воздействия ГРАРМ при получении команд от АРЧМ на гидроагрегат не согласовывался с заводом-изготовителем гидротурбин ОАО «Силовые машины».

Принятая в промышленную эксплуатацию подсистема допускала нахождение ГА в зоне 1, разрешенной к работе, и переходу через зону II, не рекомендованную к работе. При этом количество переходов не регламентировалось и не ограничивалось. Время нахождения в не рекомендованной зоне II и скорости ее прохождения были установлены без согласования с заводом-изготовителем.

Аварии на СШ ГЭС предшествовал пожар и выход из строя линий связи на Братской ГЭС 16.08.2009 г. Полагая, что Братская ГЭС вышла из режима вторичного регулирования, диспетчер ОДУ Сибири 16.08.2009 г. отдал команду начальнику смены станции СШ ГЭС на перевод ГРАРМ в режим автоматического регулирования, о чем уже писалось в 4-й части статьи.

В день аварии 17.08.2009 г. в работе находились девять ГА № 1, 2, 3, 4, 5, 7, 8, 9 и 10, гидроагрегат ГА № 6 был выведен в ремонт. При этом ГА № 1, 2, 4, 5, 7 и 9 находились под автоматическим управлением регулирования мощности АРЧМ-ГРАРМ, а ГА №3, 8 и 10 работали на индивидуальном управлении, в базе.

Данные по регулированию мощности ГА №2 системой АРЧМ-ГРАРМ приведены в табл. 2.

 

 Таблица 2

№ пп	Дата	Время (местное)	Мощность, МВт
1	16.08.2009	23 ч. 15 мин.	50
2	16.08.2009	23 ч. 17 мин.	110
3	16.08.2009	23 ч. 30 мин.	200
4	16.08.2009	23 ч. 31 мин.	165
5	16.08.2009	с 23 ч. 44 мин. до 00 ч. 15 мин.	600
6	17.08.2009	00 ч. 30 мин.	135
7	17.08.2009	00 ч. 30 мин. до 07 ч. 03 мин.	от 10 до 255
8	17.08.2009	07 ч. 03 мин. до 07 ч. 29 мин.	600
9	17.08.2009	07 ч. 30 мин.	170
10	17.08.2009	с 07 ч.30 мин. до 07 ч. 45 мин.	от 170 до 260
11	17.08.2009	07 ч.46 мин.	610
12	17.08.2009	с 07 ч. 47 мин. до 08 ч. 00 мин.	605
13	17.08.2009	08 ч. 12 мин.	575
14	17.08.2009	08 ч. 13 мин.	475
15	17.08.2009	08 ч. 13 мин. 25 сек.	0

 

Данные по состоянию оборудования ГА на 8:00 17.08.2009 г. приведены в табл. 3, а на 8:13 — в табл. 4 при следующих характеристиках: напор Н = 212,04 м; ток генератора I_г = 26,1 кА; напряжение генератора U_г = 15,75 кВ; частота сети f = 50 гЦ; скорость вращения n = 142.8 об/мин; давление в МНУ25-2/63-3 — в заданных пределах.

 

Таблица 3

Показатели	ГА-1	ГА-2	ГА-3	ГА-4	ГА-5	ГА-7	ГА-8	ГА-9	ГА-10
Мощность N, МВт	605	600	570	600	600	120	590	605	100
Расход Q, м/сек	315	312	298	312	312	92	307	315	83
Открытие на, %	72	72,5	75	74	73	24	71	74	24
Амплитуда вибрации подшипника крышки турбины, мкм	200	600	150	110	275	50	175	200	50
Давление в отсасывающей трубе Р, кГс/см2	0,4	1,0	0,6	1,1	0,1	1,3	0,5	0,5	1,1
Давление под крышкой Р, кГс/см2	3,2	3,4	3,6	3,3	1,1	2,2	3,5	3,1	2,3

 

Таблица 4

Показатели	ГА-1	ГА-2	ГА-3	ГА-4	ГА-5	ГА-7	ГА-8	ГА-9	ГА-10
Мощность N, МВт	570	475	570	575	570	85	585	570	100
Расход Q, м/сек	298	256	298	302,5	298	75	305	298	83
Открытие на, %	70	69	75	71	69	12	71	71	24
Амплитуда вибрации подшипника крышки турбины, мкм	200	840	175	160	160	50	200	170	50
Давление в отсасывающей трубе Р, кГс/см2	0,5	1,2	0,6	1,2	0,1	1,1	0,5	0,6	1,1
Давление под крышкой Р, кГс/см2	3,2	3,5	3,6	3,3	1,1	2,0	3,5	3,1	2,3

 

Как видно из таблиц 3 и 4 амплитуда вибрации подшипника крышки турбины ГА №2 в период с 08:00 до 08:13 увеличилась с 600 до 840 мкм, т.е. на 240 мкм при максимальном допустимом значении до 160 мкм, давление в отсасывающей трубе увеличилось с 1,0 до 1,2 кГс/см², давление под крышкой — с 3,4 до 3,5 кГс/см². Все это происходило при снижении мощности агрегата с 600 МВт до 475 МВт.

В акте Ростехнадзора перечислены также технические причины и организационные события, повлиявшие на развитие аварии. В частности, 16.08.2009 г. в 23 часа 14 минут ГА № 2 был по решению оперативного персонала станции выведен из резерва, введен в работу с регулируемой нагрузкой по заданию филиала ОАО «Системный оператор единой энергетической системы» — ОДУ «Сибири» и был назначен персоналом станции приоритетным для изменения нагрузки при исчерпании диапазонов регулирования мощности. Изменение мощности включенного в регулирование гидроагрегата №2 осуществлялось автоматически под воздействием регулятора ГРАРМ в соответствии с командами АРЧМ.

На СШ ГЭС установлены гидроагрегаты с турбиной РО-230/833-В-677. Срок службы гидротурбин, установленный заводом-изготовителем — 30 лет. На момент аварии срок эксплуатации гидротурбины ГА № 2 составлял 29 лет 10 месяцев. Данная гидротурбина имеет узкий регулировочный диапазон при напорах выше расчетных в зоне высоких КПД. При выходе из регулировочного диапазона гидроагрегат попадает в нерекомендованную для эксплуатации зону II. Работа в данной зоне сопровождается переходными гидродинамическими процессами, пульсациями давления в проточном тракте и повышенной вибрацией гидроагрегата. Ограничения по работе турбины в нерекомендованной зоне II эксплуатации заводом-изготовителем не установлены.

В техническом задании на разработку ГРАРМ руководством СШ ГЭС не были сформулированы критерии, определяющие приоритеты работы гидроагрегата при групповом регулировании мощности, индивидуальное ограничение по мощности и зонам, не рекомендованным к работе, не учитывались особенности режимов работы и конструкции гидроагрегатов. Не были установлены критерии выбора приоритетного агрегата и сроки сохранения приоритета. Алгоритм воздействия ГРАРМ на гидроагрегат в ходе автоматического регулирования мощности и частоты не согласовывался с заводом- изготовителем гидротурбины.

Вследствие многократного возникновения дополнительных нагрузок переменного характера на гидроагрегат, связанных с переходами через нерекомендованную зону II, 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.

Кроме разрушенных, обнаружены шпильки, на которых отсутствуют следы срыва гаек. Это свидетельствует о том, что на момент аварии гайки на шпильках отсутствовали (!).

Не были выполнены указания п. 15 Акта «Приемки в эксплуатацию законченного строительством Саяно-Шушенского гидроэнергетического комплекса на реке Енисей» от 2000 года о замене рабочих колес гидроагрегатов. Руководством ОАО «РусГидро» не были реализованы мероприятия, связанные с повышенным износом оборудования, для обеспечения диапазона автоматического регулирования, несмотря на наличие приказа РАО ЕЭС № 524 от 18.09.2002 г.

Нормативы по контролю состояния и сроку службы узлов крепления, обеспечивающих герметичность гидротурбины, в документах завода-изготовителя и в эксплуатационных документах СШ ГЭС отсутствуют.

В ходе регламентных работ на СШ ГЭС контроль осуществлялся визуальным способом, не применялись методы неразрушающего дефектоскопического контроля в сроки, обеспечивающие безопасную эксплуатацию оборудования (гидроагрегата).

Реализация Стратегии ОАО РАО «ЕЭС России» на 2003 — 2008 гг. предусматривала, что после 1 января 2005 года ремонтные услуги будут осуществляться не только собственным персоналом, но и дочерними структурами генерирующих и сетевых компаний. Вывод ремонтного персонала из штатного расписания ГЭС в дочерние структуры и сложившийся характер договорных отношений, не сопровождался внесением в договора ремонта и обслуживания требований о регулярном контроле технического состояния оборудования.

Система непрерывного виброконтроля, установленного на ГА № 2 в 2009 году не была введена в эксплуатацию и не учитывалась оперативным персоналом и руководством станции при принятии решений.

В период с 21.04.2009 г. по 17.08.2009 г. наблюдался рост показаний вибрации турбинного подшипника гидроагрегата № 2, примерно в 4 раза.

Задания по изменению нагрузки ОАО «СО ЕЭС» — ОДУ «Сибирь» путем автоматического управления регулирования мощности АРЧМ-ГРАРМ не учитывали специфику, срок службы и фактическое состояние установленного гидроэнергетического оборудования. В акте Ростехнадзора отмечается, что сведения об обмене информацией между СШ ГЭС и ОДУ «Сибири» по вопросу установления ограничения на выдачу команд АРЧМ-ГРАРМ отсутствуют.

Развитие аварии с гибелью большого количества людей и разрушением технических устройств, эксплуатируемых на СШ ГЭС, явилось следствием несоответствия комплекса защитных мер в отношении оборудования и персонала СШ ГЭС 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 отметила, что переход ОАО «ГидроОГК» (ОАО «РусГидро») на Стандарты, разработанные РАО «ЕЭС России», не обеспечил на должном уровне безопасную эксплуатацию ГЭС.

Поскольку важной характеристикой при автоматическом управлении регулирования мощности АРЧМ-ГРАРМ является работа ГА в нерекомендованной зоне II, то комиссия отдельно рассмотрела вопрос об аппаратуре регулирования положения направляющего аппарата.

Установлено, что на ГА № 1, 3, 4, 7, 8, 9, 10 регулирование положения направляющего аппарата производится с использованием колонки типа ЭГР-2И-10-7. Закрытие направляющего аппарата золотником аварийного закрытия происходит от действия технологических защит, при неисправности электрогидравлического регулятора (ЭГР), обрыве связи от промежуточного сервомотора. Дополнительно при обрыве троса обратной связи направляющий аппарат закрывается также при помощи груза, расположенного непосредственно в колонке регулирования. В случае затопления машинного зала и исчезновения напряжения в цепях защит, сигнализации и цепях управления алгоритм закрытия направляющего аппарата не действует.

На гидроагрегатах ГА № 2, 5, 6 регулирование положения направляющего аппарата производится с использованием колонки типа ЭГК-РО-6-1, установленных в 2009 году. Закрытие направляющего аппарата золотником аварийного закрытия происходит от действия технологических защит, при неисправности ЭГР, обрыве связи от промежуточного сервомотора.

Таким образом, независимо от типа установленных колонок регулирования, отсутствует алгоритм, обеспечивающий аварийное закрытие направляющего аппарата в случае потери электропитания. Закрытие направляющего аппарата ГА №5 произошло после получения сигнала о неисправности ЭГР и сохранения напряжения в цепях управления.

При напорах выше 197 м незначительные изменения как плановой, так и внеплановой мощности приводят к необходимости перевода ГА через зону нерекомендуемой работы. В день аварии 17.08.2009 г. напор на ГЭС составлял 212 метров. По эксплуатационной характеристике диапазон регулирования в зоне I был от 0 до 265 МВт, а в зоне III от 570 до 640 МВт и имел величину 70 МВт. Зона II, где эксплуатация не рекомендуется, имела границы от 265 МВт до 570 МВт и составляла 305 МВт. Таким образом, регулировочный диапазон агрегатов, находящихся в зоне III, при напоре 212 м был значительно меньше регулировочного диапазона в зоне I.

Согласно графикам изменения плановой и внеплановой мощности плановая мощность станции в день до аварии изменялась 12 раз. В день аварии она уменьшалась в период с 00:00 до 2:30 с 4415 МВт до 2800 МВт, а с 4:12 до 7:05 преимущественно увеличивалась до 4100 МВт. Такое изменение плановой мощности привело к последовательному переходу ГА № 2 с момента включения в работу в 23:14 16.08.09 г. шесть раз через зону II нерекомендованной работы.

Данные по количеству переходов нерекомендуемой зоны II зоны в 2009 году приведены в табл. 5, а данные о времени нахождения ГА в этой зоне — в табл. 6.

  

Таблица 5

№ ГА	Месяцы								Всего за 8 месяцев
	январь	февраль	март	апрель	май	июнь	июль	август
ГА-1	68	13	19	39	58	87	11	3	298
ГА-2	22	0	41	36	40	28	32	33	232
ГА-3	25	61	47	68	89	64	14	1	369
ГА-4	91	59	43	50	60	101	40	46	490
ГА-5	43	67	17	8	14	31	28	10	218
ГА-6	10	0	0	0	0	0	0	10	20
ГА-7	49	49	78	80	39	11	15	7	328
ГА-8	14	22	47	37	21	19	35	14	209
ГА-9	20	82	62	44	62	78	32	16	396
ГА-10	2	2	12	20	33	9	0	0	78

 

Таблица 6

№ ГА	Месяц								Время за 8 месяцев
	январь	февраль	март	апрель	май	июнь	июль	август	сек /час:мин
ГА-1	816	156	228	468	696	1044	132	36	3576 /1:00
ГА-2	264	0	492	432	480	336	384	396	2784 /0:46
ГА-3	300	732	564	816	1068	768	168	12	4428 /1:14
ГА-4	1092	708	516	600	720	1212	480	552	5880 /1:38
ГА-5	516	804	204	96	168	372	336	120	2616 /0:44
ГА-6	120	0	0	0	0	0	0	120	240 /0:04
ГА-7	588	588	936	960	468	132	180	84	3936 /1:06
ГА-8	168	264	564	444	252	228	420	168	2508 /0:42
ГА-9	240	984	744	528	744	936	384	192	4752 /1:19
ГА-10	24	24	144	240	396	108	0	0	936 /0:15

 

Время работы гидроагрегатов СШ ГЭС в сети приведено в табл. 7.

 

Таблица 7

№ ГА	Время работы генератора в сети, час
	2006 г.	2007 г.	2008 г.	2009 г.	Сумма
ГА-1	5253,99	6065,43	6415,93	4253,75	21989,10
ГА-2	6157,78	4657,24	6498,58	3449,97	20763,57
ГА-3	5976,56	2322,24	2910,98	4003,09	15212,87
ГА-4	5794,30	6490,69	3278,15	4032,93	19596,07
ГА-5	5066,17	4476,21	6773,20	4271,46	20587,04
ГА-6	6657,31	4823,49	4222,59	96,76	15800,15
ГА-7	2727,54	6648,91	4317,50	4552,02	18245,97
ГА-8	7149,77	5141,05	4485,65	2730,33	19506,80
ГА-9	6276,99	5649,44	4258,03	4901,42	21085,88
ГА-10	1153,38	348,14	426,87	1826,60	3754,99
Сумма	52213,79	46622,84	43587,48	34118,33	176542,44

 

В соответствии с данными табл. 5-7 ГА № 2 СШ ГЭС не отличался существенно от своих “собратьев” в плане количества переходов нерекомендуемой зоны II и времени нахождения в ней в 2009 году, часов работы в сети за 2006-2009 гг. Поэтому говорить о том, что его “загнали” в эксплуатации, не приходится

Далее в акте Ростехнадзора указаны события и лица, причастные к созданию условий, способствующих возникновению аварии

1. Синюгин Вячеслав Юрьевич — Заместитель министра энергетики РФ (2001-2004 гг. — заместитель Председателя Правления РАО «ЕЭС России», 2005-2008 гг. — Генеральный директор, Председатель Правления ОАО «ГидроОГК»). Находясь на должности заместителя Председателя Правления РАО «ЕЭС России», осуществлял решения по выводу ремонтного персонала из штатного расписания ГЭС, не обеспечив внесение в договора ремонта и обслуживания требований о регулярном контроле технического состояния основного оборудования. Находясь на должности Генерального директора, Председателя Правления ОАО «ГидроОГК») не создал условий должной оценки реальному состоянию безопасности СШ ГЭС. Не принял действенных мер по разработке, финансированию и исполнению компенсирующих мероприятий по безопасной эксплуатации СШ ГЭС (в том числе не обеспечил выполнение решения по скорейшему строительству дополнительного водосброса на СШ ГЭС, не принял эффективных мер по замене рабочих колес на гидроагрегатах, снижающих влияние «нерекомендованных зон» их эксплуатации, не обеспечил принятия программы по безопасной эксплуатации гидроагрегатов, участвующих в регулировании мощности и в связи с этим имеющих повышенный износ.

2. Вайнзихер Борис Феликсович — Генеральный директор ОАО “ТГК-1” (2005-2008 гг. — технический директор ОАО РАО «ЕЭС России», член Правления энергохолдинга. С сентября 2006 по октябрь 2007 года совмещал эту должность с постом генерального директора — председателя Правления ОАО «Силовые машины»). Отвечал за введение в действие стандартов ОАО РАО «ЕЭС России», направленных на усиление безопасной эксплуатации оборудования и не обеспечивших на должном уровне безопасную эксплуатацию СШ ГЭС.

3. Чубайс Анатолий Борисович — Генеральный директор Государственной корпорации «Роснано» (1998-2008 гг. — Председатель правления РАО «ЕЭС России»). Утвердил Акт Центральной комиссии по приемке в эксплуатацию Саяно-Шушенского гидроэнергетического комплекса. При этом не была дана должная оценка действительному состоянию безопасности СШ ГЭС. Кроме того, в последующем не были разработаны и выполнены действенные и своевременные компенсирующие мероприятия по безопасной эксплуатации СШ ГЭС (в том числе не выполнено решение «в кратчайшие сроки приступить к работам по строительству дополнительного водосброса на Саяно-Шушенской ГЭС», не заменены рабочие колеса на гидроагрегатах, не разработана программа компенсирующих мероприятий по безопасной эксплуатации гидроагрегатов, участвующих в регулировании мощности и в связи с этим имеющих повышенный износ).

4. Стафиевский Валентин Анатольевич — Управляющий директор, руководитель дивизиона «Юг» ОАО «РусГидро», (1983-2006 гг. — главный инженер СШ ГЭС). Зная о реальном состоянии эксплуатируемого на СШ ГЭС оборудования (в том числе гидроагрегатов) не создал условий для принятия действенных мер ОАО «РусГидро» по безопасной эксплуатации СШ ГЭС. Участвовал в выводе ремонтного персонала из штатного расписания, не обеспечив соблюдение требований о регулярном контроле технического состояния основного оборудования СШ ГЭС;

5. Дьяков Анатолий Фёдорович — Член-корреспондент РАН (2000 г. — Председатель Центральной комиссии по приемке в эксплуатацию Саяно-Шушенского гидроэнергетического комплекса). Акт комиссии не в полной мере отразил действительное состояние эксплуатирующихся зданий, сооружений и оборудования СШ ГЭС, что создало предпосылки недооценки реальных последствий дальнейшей эксплуатации.

6. Юсуфов Игорь Ханукович — Посол по особым поручениям МИД РФ (2001-2004 гг. — Министр энергетики РФ). Находясь на посту Министра энергетики РФ, не создал механизмов реального государственного контроля и надзора за безопасной эксплуатацией объектов энергетики, в том числе включенных в состав РАО «ЕЭС России». Не обеспечил разработку и принятие основ государственной политики в области безопасной эксплуатации объектов энергетики, способствовал передаче контрольных функций от государства эксплуатирующим организациям без принятия решений о повышении их ответственности за энергетическую безопасность Российской Федерации.

Этот список продолжил перечень лиц, несущих ответственность за предотвращение инцидентов и аварий непосредственно на самой СШ ГЭС.

1. Неволько Николай Иванович. Место работы — филиал ОАО «РусГидро» — «Саяно-Шушенская ГЭС имени П.С. Непорожнего». Должность — директор филиала. Образование — высшее профессиональное. Специальность — техника высоких напряжений. Квалификация — инженер-электрик. Возраст — 56 лет. Стаж работы на последнем месте работы — 2 года 8 месяцев.

2. Митрофанов Андрей Николаевич. Место работы — филиал ОАО «РусГидро» — «Саяно-Шушенская ГЭС имени П.С. Непорожнего». Должность — первый заместитель директора, главный инженер. Образование — высшее профессиональное. Специальность — электрические станции. Квалификация — инженер-электрик. Возраст — 58 лет. Стаж работы на последнем месте работы — 3 года 9 месяцев.

3. Шерварли Евгений Игоревич. Место работы — филиал ОАО «РусГидро» — «Саяно-Шушенская ГЭС имени П.С. Непорожнего». Должность — заместитель главного инженера по эксплуатации. Образование — высшее профессиональное. Специальность — электрические станции. Квалификация — инженер-электрик. Возраст — 55 лет. Стаж работы на последнем месте работы — 3 года 7 месяцев.

4. Никитенко Геннадий Иванович. Место работы — филиал ОАО «РусГидро» — «Саяно-Шушенская ГЭС имени П.С. Непорожнего». Должность — заместитель главного инженера по технической части. Образование — высшее профессиональное. Специальность — гидроэлектроэнергетика. Квалификация — инженер-гидроэлектроэнергетик. Возраст — 54 года. Стаж работы на последнем месте работы — 2 года 5 месяцев.

5. Матвиенко Александр Владимирович. Место работы — филиал ОАО «РусГидро» — «Саяно-Шушенская ГЭС имени П.С. Непорожнего». Должность — начальник службы мониторинга оборудования. Образование — высшее профессиональное. Специальность — электропривод и автоматизация промышленных предприятий. Квалификация — инженер-электрик. Возраст — 42 года. Стаж работы на последнем месте работы — 2 месяца.

6. Погоняйченко Игорь Юрьевич. Место работы — филиал ОАО «РусГидро» — «Саяно-Шушенская ГЭС имени П.С. Непорожнего». Должность — начальник оперативной службы. Образование — высшее профессиональное. Специальность — электрические станции. Квалификация — инженер-электрик. Возраст — 49 лет. Стаж работы на последнем месте работы — 8 лет 10 месяцев.

7. Пересторонин Александр Иванович. Место работы — филиал ОАО «РусГидро» — «Саяно-Шушенская ГЭС имени П.С. Непорожнего». Должность — начальник производственно-технической службы. Образование — высшее профессиональное. Специальность — электрические станции. Квалификация — инженер-электрик. Возраст — 51 год. Стаж работы на последнем месте работы — 2 месяца (!).

8. Чуричков Николай Васильевич. Место работы — филиал ОАО «РусГидро» — «Саяно-Шушенская ГЭС имени П.С. Непорожнего». Должность — начальник службы надежности и техники безопасности. Образование — среднее профессиональное. Специальность — электрические сети, станции и системы. Квалификация — техник-электрик. Возраст — 58 лет. Стаж работы на последнем месте работы — 6 лет 8 месяцев.

9. Чупров Андрей Иванович. Место работы — филиал ОАО «РусГидро» — «Саяно-Шушенская ГЭС имени П.С. Непорожнего». Должность — начальник службы технологических систем управления. Образование — высшее профессиональное. Специальность — электрические станции. Квалификация — инженер-электрик. Возраст — 53 года. Стаж работы на последнем месте работы — 3 месяца (!).

10. Чиглинцев Михаил Иванович. Место работы — филиал ОАО «РусГидро» — «Саяно-Шушенская ГЭС имени П.С. Непорожнего». Должность — заместитель начальника службы экономической безопасности и режима, с 03.08.2009 по 21.08.2009 исполняющий обязанности начальника штаба ГО и ЧС службы экономической безопасности и режима (в соответствии с приказом директора филиала ОАО «РусГидро» — «Саяно-Шушенская ГЭС имени П.С.Непорожнего» № 166 к от 03.08.2009). Образование — высшее профессиональное. Специальность — автомобильная техника. Квалификация — инженер-механик. Возраст — 41 год. Стаж работы на последнем месте работы — 12 лет. Стаж работы по исполняющей должности — 19 дней.

11. Зубакин Василий Александрович. Место работы: ОАО «РусГидро». Должность — исполняющий обязанности Председателя Правления ОАО «РусГидро». Образование — Омский политехнический институт, радиотехнический факультет (специальность "конструирование и производство радиоаппаратуры"). Аспирантура Московского института народного хозяйства имени Плеханова (кандидат экономических наук, «Управление организационным развитием производственно-хозяйственных комплексов»). Возраст — 51 год. Стаж работы на последнем месте работы — с 2006 года член Правления ОАО «ГидроОГК», с июня 2008 г. и.о. Председателя Правления ОАО «РусГидро».

12. Богуш Борис Борисович. Место работы — ОАО «РусГидро». Должность — член Правления, Управляющий директор, руководитель бизнес-единицы «Производство» ОАО «РусГидро». Образование — Тольяттинский политехнический институт. Специальность — инженер-механик. Квалификация — инженер. Возраст — 57 лет. Стаж работы на последнем месте работы — с 2004 -2005 начальник Департамента производственно-технической политики бизнес-единицы «Гидрогенерация» ОАО РАО «ЕЭС России», 2005-2007 заместитель руководителя бизнес-единицы «Производство» ОАО «УК ГидроОГК», с ноября 2007 года член Правления, Управляющий директор, руководитель бизнес-единицы «Производство» ОАО «РусГидро».

13. Юсупов Тимур Маратович. Место работы — ОАО «РусГидро». Должность — заместитель руководителя бизнес-единицы «Производство» ОАО «РусГидро», директор по эксплуатации ОАО «РусГидро». Образование — Московский энергетический институт. Специальность — инженер-гидроэлектроэнергетик. Квалификация — инженер. Возраст — 48 лет.

14. Дорофеев Николай Павлович. Место работы — ОАО «РусГидро». Должность — начальник Департамента технической инспекции ОАО «РусГидро». Образование — Московский энергетический институт. Специальность — инженер-электрик. Квалификация — инженер. Возраст — 49 лет.

15. Хазиахметов Тимур Расимович. Место работы — ОАО «РусГидро». Должность — начальник Департамента эксплуатации и управления режимами ОАО «РусГидро». Образование — Московский энергетический институт. Специальность — инженер-теплоэнергетик. Квалификация — инженер. Возраст — 33 года.

16. Клочков Роман Викторович. Место работы — ОАО «РусГидро». Должность — начальник Департамента планирования ремонтов, технического перевооружения и реконструкции ОАО «РусГидро». Образование — Московский энергетический институт. Специальность — инженер-электрик. Квалификация — инженер. Возраст — 40 лет.

17. Толошинов Александр Валентинович. Место работы — Член Правления ОАО «РусГидро», Управляющий директор, Руководитель дивизиона "Сибирь" (2002-2006 гг. генеральный директор ОАО «Саяно-Шушенская ГЭС им. П.С. Непорожнего»). Образование — высшее профессиональное. Гидротехнический факультет Ленинградского политехнического института. Квалификация — инженер-строитель — гидротехник. Возраст — 52 года.

18. Коновалов Анатолий Николаевич. Место работы — Федеральная служба по экологическому, технологическому и атомному надзору. Должность — Заместитель руководителя МТУ Ростехнадзора по Сибирскому федеральному округу (на 04.07.2008 г.). Образование — высшее профессиональное, Новосибирский электротехнический институт Специальность — электрические системы. Квалификация — инженер-электрик. Возраст — 56. Стаж работы в Ростехнадзоре — 3 года.

19. Баклицкий Леонид Владимирович. Место работы — Федеральная служба по экологическому, технологическому и атомному надзору. Должность — Руководитель МТУ Ростехнадзора по Сибирскому федеральному округу (на 04.07.2008г.). Образование — высшее военное, Красноярское радиотехническое училище противовоздушной обороны, Военно-командная академия ПВО. Специальность — радиотехнические, радиолокационные устройства. Возраст — 56. Стаж работы в Ростехнадзоре — 3 года.

 

Как видим, почти все лица, рассмотренные в 3 и 4-й частях статьи, присутствуют и в “обвинительном списке” Ростехнадзора.

В общем и целом, в акте Ростехнадзора приведены не все данные, хотя есть и интересные факты, в том числе, видимо, и ключевого значения. Но почти все они остались без анализа, и по ним не дано никаких комментариев. Список с указанием нарушенных кодексов, законов и инструкций весьма детально разработан, но по сути своей беззуб. В таком виде отчет Ростехнадзора большинством специалистов и инженерным сообществом признан неудовлетворительным, поскольку в нем не содержится ответ на главный вопрос, что же было причиной аварии на СШ ГЭС? В частности, эксперты, опрошенные изданием Грани.Ру, отмечают тенденциозность акта расследования и полное отсутствие в нем реального анализа аварии.

Сказано лишь: “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”. То есть, шпильки, мол, виноваты и все. Как и предполагалось, полный, подробный и обоснованный список причин катастрофы дан не был. Такой вывод Ростехнадхора похож на знаменитый ответ В. Путина в 2000 г. журналисту Ларри Кингу на вопрос о том, что произошло с подлодкой “Курск”. Путин ответил просто и кратко: “Она утонула”.

Если этот отчет — акт технического расследования, то его можно признать свидетельством беспомощности Ростехнадзора и целого ряда организаций, представители которых были в комиссии, перед лицом крупных аварий. Этим людям трудно, если вообще не по силам, защитить население страны от техногенных катастроф, коих, как мы знаем, впереди еще может быть немало.

Интересен вопрос, почему так долго не был опубликован акт технического расследования аварии, несмотря на то, что он был готов в своей основной части уже 9 сентября 2009 года. Ответ можно найти, обратившись к карте аварии, приведенной на рис. 2 и для удобства рассмотрения повторенной еще раз в данной части статьи.

 

 

Рис. 2. (Повтор). Карта аварии на СШ ГЭС, 17.08.2009 г., 00:13:29 GMT, широта 52°49'34" N, долгота 91°22'17" E

 

На этой карте Меркурий, отвечающий за письменные сообщения и отчеты, находится в аналитичной Деве и в соединении с Сатурном, оказывающим препятствия, затруднения, задержки и торможения во времени, за которое тоже отвечает эта планета. Поэтому уже в карте аварии кроются предпосылки с задержкой Ростехнадзором (Сатурн в Деве) выдачи в свет акта технического расследования.

Кроме того, и движение по небосводу самого Меркурия тоже тесно связано с задержкой публикации отчета Ростехнадзора. Так, на рис. 40, где приведен график движения Меркурия в период от момента, предшествующего аварии, до момента публикации акта Ростехнадзора, видно, что до 7 сентября Меркурий двигался директно, постепенно уменьшая свою скорость. 7 сентября Меркурий стал статическим и затем вплоть до 29 сентября двигался ретроградно, т.е. попятно. Поэтому все действия, связанные с написанием, опубликованием документов, в этот период были по астрологическим причинам заторможены. 29 сентября 2009 года Меркурий вновь стал статическим и начал двигаться директно, прямо, постепенно набирая скорость. В самом начале этого директного движения, т.е. 2 октября, Ростехнадзор озвучил и опубликовал свой доклад о техническом расследовании причин аварии на СШ ГЭС.

 

 

Рис. 40. График движения Меркурия с 15.08 по 14.10.2009 г.

 

Карта аварии на рис. 2 позволяет оценить и достоверность выводов Ростехназора о ее причинах, приведенные в акте расследования. Главным в развитии аварии на СШ ГЭС, согласно отчету Ростехнадзора, является усталостные разрушения шпилек под действием сильной вибрации, которые привели к срыву крышки турбины и разгерметизации водоподводящего тракта ГА № 2.

Такой вывод имеет и свое астрологическое подтверждение в карте аварии на рис. 2 в лице оппозиции Сатурна в Деве к Урану в Рыбах. В этой конфигурации Сатурн символически связан с усталостью, старостью, а Уран с вибрацией и внезапным разрушением крепления крышки турбины. Однако соединение Сатурна с Меркурием в Деве говорит, что к такому разрушению могут быть причастны нарушения технического регламента (Меркурий, Сатурн) обслуживания (Дева) оборудования и система автоматического управления (Меркурий, Дева) положением лопаток направляющего аппарата, установленная Санкт-Петербургской фирмой “Ресурс”, о чем вначале заявлял глава МЧС Сергей Шойгу и что обсуждало инженерное сообщество на различных форумах в Интернете. Управление лопатками направляющего аппарата осуществлялось новым электрогидравлическим регулятором (колонкой ЭГР-РО-6-1) частоты вращения турбины, установленной на трех ГА, включая и ГА № 2, Санкт-Петербургской фирмой “Промавтоматика”. Этот регулятор как элемент системы автоматического управления тоже соотносится с Меркурием карты аварии.

Сам факт разрыва и слома шпилек (их диаметр 80 мм) связан с квадратом Сатурна (усталость) и Урана (вибрация) с Марсом (механическое разрушение стальных изделий) в Близнецах в 10 Доме карты аварии. Тем более, что Марс находится на вершине Тау-квадрата, образованного этими планетами. Поскольку Марс в 24°23 Близнецах образует более точный квадрат (орбис 2°26) с Ураном в 25°49 Рыб, чем с Сатурном в 21°08 Девы (орбис 3°15), то главным в разрушении стальных шпилек является усилившаяся вибрация (Уран) и лишь затем усталость (Сатурн) металла шпилек.

Однако в описании Ростехнадзором причин аварии совершенно не чувствуется присутствие “дыхания” глобального разрушителя — Плутона, который находится в 0°49 земного знака Козерога. А ведь Плутон находится в 4 Доме карты аварии, который связан с базисом, основанием, плотиной, зданием машинного зала. Так как Плутон образует квадрат с Ураном в Рыбах с орбисом 5°00, а его аспекты с другими планетами Тау-квадрата — Сатурном и Марсом — менее точны (орбисы 6°26 и 9°41), то Плутон карты аварии должен быть связан каким-то образом с усилением действия Урана (вибрации, внезапные разрушения). Поскольку Плутон находится в Козероге и в 4 Доме, то это могут быть какие-то существенные изменения в основании СШ ГЭС — в теле плотины, ее железобетонных конструкциях, в фундаменте машинного зала.

Причиной таких изменений могут быть как медленные перемещения под действием самого Плутона в Козероге, так и внезапные под действием Урана в Рыбах. Первые могут произойти в силу постепенной деформации верхней части плотины (Козерог, Плутон) под действием напора воды из-за ее чрезмерно большого уровня в водохранилище. (Рыбы, Уран). В этом случае могут произойти как небольшие подвижки, перемещения в нижней части плотины, так и упругие деформации основания плотины и фундамента машинного зала.

О таком варианте возникновения аварии говорилось в статье “Земля сама разрушила Саяно-Шушенскую ГЭС” (http://infox.ru/science/planet/2009/09/23/Zyemlya_sama_razrush. phtml). Как заявил заведующий отделом геомеханики Института горного дела Уральского отделения Российской академии наук Анатолий Сашурин, ученые этого отдела считают, что причиной аварии на Саяно-Шушенской ГЭС стали движения земной коры.

“Когда мы на таком подвижном массиве, на котором формируются подвижные зоны, создаем какие-либо объекты, любые (в данном случае плотину), они подвергаются соответственно вот этим повышенным деформациям, появляется нештатное напряжение, которое не учитывается сегодня никакими проектными расчетами и решениями”, — заявил Сашурин. Эту версию причин аварии на СШ ГЭС сотрудники Института горного дела УрО РАН подробно изложили в подготовленной ими записке в Министерство энергетики России, Ростехнадзор и РусГидро.

Об этом же варианте говорится и в статье “Версия профессора Владимира Тетельмина: Плотина Саяно-Шушенской ГЭС наползла на машинный зал”, опубликованной в газете Известия“ от 10 сентября 2009 г. (http://www.izvestia.ru/obshestvo/article3132864/).

В. Тетельмин в течение 20 лет работал в Сибирском филиале ВНИИ Гидротехники им. Б.Е. Веденеева в г. Красноярске. С 1978 по 1990 г. он участвовал в исследовании фильтрационного режима в основании и береговых примыканиях плотины Саяно-Шушенской ГЭС. В 1989 году защитил докторскую диссертацию по специальности “гидротехнические сооружения”. В своей статье В. Тетельмин отмечал, что “в 1985 году в первом, самом высоком столбе плотины была выявлена трещина, которая шла от берега до берега. Сквозь трещину каждую секунду проходило 550 литров воды — подводная река.”

“8 лет происходило размывание бетона, только в 1996 году специалистам из Франции удалось полимерами восстановить монолитность плотины. Однако размывание плотины продолжалось, и сегодня из четырех столбов плотина надежно крепится к скальному дну лишь последним, четвертым столбом. То есть СШ ГЭС не работает как гравитационная плотина — только как арочная.”

“Самую большую опасность представляет сползание гребня плотины в сторону нижнего бьефа, то есть вниз по течению Енисея. Тело плотины состоит из 67 секций. В 2006 году зафиксировано смещение центральной, 33-й секции на 142 мм, за счет арочного эффекта необратимые деформации по гребню плотины составили 60 мм. Что касается 18-й секции, где расположен пошедший вразнос 2-й агрегат, то на ней смещение составило 107 мм, хотя симметричная 45-я секция по другому берегу сместилась всего на 97 мм. Все это создавало в теле плотины чудовищные внутренние напряжения.”

“Согласно закону “О безопасности гидротехнических сооружений” смещение в 108 мм является критическим для безопасности. То есть в 2006 году запас прочности составлял всего 1 мм. Секция, где случилась авария, несколько лет работала на пределе. За три года смещение могло вырасти куда больше, чем на 1 мм. По закону надо было срочно снижать нагрузку, но в погоне за прибылью ее, напротив, увеличивали.”

“В плотине стоят 3 тысячи тензометров и 3 тысячи деформометров. Имеется 3 тысячи точек наблюдения за геодезией и 3 тысячи точек контроля за фильтрацией воды. На глубине 40 метров под дном Енисея закреплен якорь — реперная точка, относительно которой определяются смещения. Приведенные данные зафиксированы официально и признаны “РусГидро”. Итак, не подлежит сомнению, что год от года смещения росли и напряжения в теле плотины возрастали, особенно в верхних арочных поясах и в низовом клине, примыкающем к машинному залу.”

“Плотина постепенно наползала и наваливалась на машинный зал. Кроме того, соединение с машинным залом происходит через трубы-водоводы, по которым под давлением в 20 атм сверху хлещет вода. Напряжения в теле плотины в итоге передаются гидроагрегату. Моя гипотеза состоит в том, что плотина навалилась на машинный зал и нарушила соосность агрегата. Центровка осей 2700-тонного агрегата должна иметь точность в микроны! Начались биение и вибрации, которые заметили за сутки до аварии, но не сделали аварийной остановки. Агрегат пошел вразнос, что характерно при дисбалансе и нарушении соосности.”

О таком варианте развития аварии на СШ ГЭС в опубликованном акте Ростехнадзора ничего не говорится, а руководством РусГидро и СШ ГЭС он не комментируется. И причины умолчания такой версии понятны, ибо она более серьезная и опасная, нежели разрушение шпилек крепления крышки турбины. В пользу такого умолчания “опасной версии” говорит широкий трин (орбис 6°34) Солнца (начальство) в 24°15 Льва в 12 Доме тайн к разрушительному Плутону в Козероге (железобетонные конструкции) в 4 Доме основания плотины. Способствует умолчанию и ретроградность Плутона карты аварии — то, что неочевидно, сокрыто (ретроградность), то и не обсуждается!

Случай горизонтальных упругих деформаций плотины в ее верхней части из-за большого уровня и напора воды, ведущим к вертикальным перемещениям в нижней, станционной части плотины (рис. 41), рассматривался участниками Интернета-форума автомобилистов Хакассии “Авария на СШ ГЭС” (http://forums.drom.ru/hakasiya/t1151239745). В терминологии участников данного форума такой случай назывался “L-вариант” из-за сходства плотины с буквой “L”.

 

 

Рис. 41. Перемещения плотины и ГА пол напором воды

 

Косвенным подтверждением “L-варианта” возникновения аварии на СШ ГЭС являются и карты распределения усилий излома шпилек ГА № 2 в пространстве и во времени, построенные по материалам акта Ростехнадзора и собственным расчетам одним из участником форума под именем dma2 и приведенные на рис. 42 и 43.

 

 

Рис. 42. Распределение усилий излома шпилек ГА № 2

 

На рис. 42 приняты следующие обозначения: ПБ — правый берег; ЛБ — левый берег; ВБ — верхний бьеф; НБ — нижний бьеф. Номер на круговой диаграмме усилий соответствует номеру шпильки. Разными цветами выделены различные характеры и временные фазы повреждения шпилек. В конечной фазе 6, выделенной коричневым цветом, с 08:13:22 до 08:13:24 начавшееся закрытие лопаток направляющего аппарата ГА № 2 приводит к разрыву последних шпилек 22-24 и 73-75 и происходит подъем ГА в сторону ВБ.

Шпильки, выделенные коричневым цветом, разрушились без признаков усталостного разрушения по механизму статического отрыва; у шпилек, выделенных желтым цветом, имеют полную длину, резьба у них не нарушена, что может свидетельствовать об отсутствии на них гаек. Еще 41 шпилька, которые выделены голубым цветом, разрушились по резьбе с разными площадями усталостного излома. У выделенных белым цветом 31 шпильки данные о разрушении в акте отсутствуют, для них приведены оценочные проценты усталости по предполагаемой схеме разрушения.

В нижней таблице на рис. 42 указаны номера шпилек и проценты их усталостного разрушения по временным фазам: фаза 1 — [23:15-07:30]; фаза 2 — [07:30-07:45]; фаза 3 — [07:45-08:10]; фаза 4 — [08:10 — начало протечки воды]; фаза 5 — [08:10-08:13]; фаза 6 — [08:13:22 -08:13:24].

Эта же информация о разрушении шпилек крепления крышки ГА № 2 в несколько ином виде приведена на рис. 43.

 

 

Рис. 43. Очередность излома шпилек крепления крышки ГА № 2

 

Наряду с версиями о различных видах перемещения тела плотины специалистами выдвигались и другие версии причин аварии на СШ ГЭС. В их числе микроземлетрясения, обратный гидравлический удар, помпаж турбин, солитон в Енисее, резонансные явления в водоводах и др. Все эти версии не приняты большинством экспертов и специалистов, но астрологически они не опровергаются. Так, землетрясения нельзя исключить из-за того же квадрата Плутона в Козероге в 4 Доме с Ураном в Рыбах в 7 Доме в карте аварии на рис. 2, так как Уран отвечает за землетрясения, взрывы, а Плутон — за подземные недра, вулканическую деятельность, знак Козерога — за горы, горные породы, 4 Дом — за землю.

Солитон — это уединенная волна (англ. — solitary wave) в средах различной физической природы, сохраняющая неизменной свою форму и скорость при распространении. Он был открыт британским инженером Джоном Скоттом Расселом в 1834 г. Реакция на сообщение Рассела о солитонах авторитетных в то время английских механиков, астрономов, математиков была отрицательной. В 1950-е годы солитон был переоткрыт. Солитонная теория в настоящее время применяется при исследованиях волн цунами, атмосфер планет, линий передачи сигналов с нелинейными элементами.

Возможное необычное поведение водной среды в момент аварии на СШ ГЭС объясняется нахождением Урана в Рыбах и Нептуна с Хироном в Водолее, так как вода связана с Нептуном и знаком Рыб, а необычное поведение водной среды с Ураном и знаком Водолея. Хирон же придает поведению воды странности, двусмысленности. Однако и Уран в Рыбах, и Нептун с Хироном в Водолее имеют аспектную связь (квадрат и секстиль) с Плутоном в Козероге в 4 Доме. Поэтому все-таки главным скрытым и пока непонятым участником аварии на СШ ГЭС является бог подземного царства — Плутон и его небесный представитель — планета/планетоид Плутон. Это обстоятельство необходимо учитывать при оценке возможных последствий аварии на СШ ГЭС, сроков и объема ее восстановления, прочности и безопасности плотины станции.

 

C этими и другими материалами автора можно ознакомиться на сайте “Астрология в Красноярске” (www.astrokras.narod.ru).