CC BY
842
УЕБТЫНС
мвви
ИНЖЕНЕРНЫЕ ИЗЫСКАНИЯ И ОБСЛЕДОВАНИЕ ЗДАНИЙ. СПЕЦИАЛЬНОЕ СТРОИТЕЛЬСТВО
УДК 621.311
В.В. Белов, Б.К. Пергаменщик
ФГБОУВПО «МГСУ»
КРУПНЫЕ АВАРИИ НА ТЭС И ИХ ВЛИЯНИЕ НА КОМПОНОВОЧНЫЕ РЕШЕНИЯ ГЛАВНЫХ КОРПУСОВ
Рассмотрена проблема крупных аварий в главных корпусах ТЭС, их причины и последствия. Приведена статистика и частота возникновения данных событий. Показана зависимость между развитием крупных аварий и компоновочным решением главного корпуса.
Ключевые слова: аварии, ущерб, компоновочные решения, риск, надежность, оценка.
Основой генерации электрической энергии в России являются тепловые электростанции (ТЭС). В общем объеме установленных мощностей их доля составляет около 68 %.
Несмотря на то, что в последние 10.. .15 лет активное развитие получили парогазовые станции (ПГУ), отличающиеся высоким КПД (до 60 %) и низкими выбросами, в производстве электроэнергии на ТЭС до сих пор лидируют паросиловые. К ним относятся газо-мазутные и твердотопливные электростанции. Особенно перспективными среди таких ТЭС являются станции на твердом топливе, занимающие около 27 % объема мирового производства электроэнергии. К примеру, электроэнергетика Польши и ЮАР на 90 % основана на угольной генерации, а доля установленных мощностей таких электростанций в США составляет порядка 30 %, в Германии — 45 %. В России предполагается увеличить потребление угля в качестве основного топлива для ТЭС с 26 до 34.36 % за счет строительства новых энергоблоков1. Уголь считается наиболее перспективным топливом, его запасы в значительной степени превосходят нефть и газ, а КПД современных пылеугольных ТЭС на суперсверхкритиче-ских параметрах (давление пара перед турбиной 28,0.30,0 МПа, температура — 600.640 °С) превышает 45 % и, по оценкам экспертов, в ближайшее десятилетие приблизятся к 50 %.
Современная паросиловая ТЭС представляет собой сложную технологическую систему, состоящую из объектов производственного, подсобно-производственного и вспомогательно-бытового назначения, соединенных между собой инженерными и транспортными коммуникациями. Компонуются они на одной общей территории, называемой промышленной площадкой. Основным производственным зданием является главный корпус. В нем размещается технологическое оборудование, необходимое для получения тепловой и электрической энергии.
1 Распоряжение № 1715-р «Энергетическая стратегия России на период до 2030 года», утверждено 13 ноября 2009 г. Правительством РФ. 2009.
Объемно-планировочное решение главного корпуса чаще всего представляет собой трех-четырехпролетное промышленное здание с четким делением объемов по виду размещаемого основного технологического оборудования и процессам. В котельном отделении устанавливаются паровые котлы и частично котельно-вспомогательное оборудование, в машинном — турбоагрегаты и тепломеханическое оборудование. Между ними обычно располагается бункерное, деаэраторное или бункерно-деаэраторное многоэтажное отделение.
На долю главного корпуса и располагаемого в нем основного технологического оборудования приходится около 50 % от общих капиталовложений.
Характерным решением главных корпусов отечественных и многих зарубежных ТЭС является размещение всех энергоблоков в одном здании, с тиражированием их в направлении числовых осей — полиблочная компоновка. Примером среди отечественных электростанций могут служить: Заинская ГРЭС (12x200 МВт) (рис. 1), Конаковская ГРЭС (8x300 МВт) (рис. 1), Сургутская ГРЭС-2 (6x800 МВт), Ириклинская ГРЭС (8x300 МВт) и т.д. Из современных зарубежных: ТЭС Yuhuan (4x1000 МВт) и Zhangzhou в Китае (6x600 МВт), ТЭС Torrevaldaliga Nord в Италии (4x660 МВт), ТЭС Shoaiba в Саудовской Аравии (5x400 и 6x400 МВт) и т.д.
Рис. 1. Вид на главный корпус со стороны машинного отделения Конаковской ГРЭС (8x300 МВт) (а); вид на машинный зал Заинской ГРЭС (12x200 МВт) (б)
Преимуществами полиблочного компоновочного решения главного корпуса в сравнении с моноблочным являются: сокращение удельного расхода строительных конструкций и материалов (р./кВт); уменьшение удельного количества мостовых кранов (ед./блок); снижение удельной площади застройки и строительного объема, в частности за счет оптимального расположения ремонтных площадок (м2/кВт; м3/кВт); уменьшение размеров промышленной площадки, на которой располагается станция, за счет более компактного размещения объектов, что позволяет сократить протяженность транспортных путей и инженерных коммуникаций, снизить объем работ по благоустройству территории. Все указанное приводит к сокращению удельных капиталовложений и объему строительно-монтажных работ (р./кВт).
Однако такое решение имеет ряд существенных недостатков, возникающих в период строительства и эксплуатации главного корпуса, и наиболее важ-
б
а
ным из них является повышенная опасность распространения пожара при некоторых авариях, в результате чего из строя может выйти несколько агрегатов ТЭС. По ряду причин устройство противопожарных перегородок между энергоблоками в главном корпусе невозможно, поэтому огонь может свободно распространяться на соседние энергоблоки, вызывать повреждение и обрушение строительных конструкций. К сожалению, такие аварии не редкость (табл.).
Статистика наиболее крупных аварий в главных корпусах ТЭС с выходом из строя более одного энергоблока
Номер энерго- Количество Мощность,
Год Наименование блока, на кото- энергоблоков, выбывшая из
аварии электростанции ром произошла выбывших из генерации,
авария генерации, шт. МВт
1972 Аксуская ТЭС 1 5 1500
1975 Черепетская ГРЭС 6 2 600
1979 Заинская ГРЭС 3 6 1200
1980 Новочеркасская ГРЭС 2 3 900
1981 Сырдарьинская ГРЭС 4 10 3000
1981 Мироновская ГРЭС — 3 300
1982 Новочеркасская ГРЭС 6 2 600
1983 Ухтинская ТЭЦ-2 — 3 —
1984 Экибастузская ГРЭС-1 5 3 1500
1984 Бийская ТЭЦ-1 — — 550
1985 Хабаровская ТЭЦ-1 — Несколько —
1987 Уфимская ТЭЦ-2 — 3 —
1987 Тбилисская ТЭЦ 7 3 450
1989 Новокуйбышевская 9 3
ТЭЦ-1
1990 Азербайджанская ГРЭС 1 4 1200
1990 Гусиноозерская ГРЭС 5 4 800
1990 Сырдарьинская ГРЭС 7 3 900
1990 Экибастузская ГРЭС-1 5 3 1500
1990 Тахиаташская ГРЭС — 3 450
1992 Березниковская ТЭЦ-2 3 3 —
1992 Березниковская ТЭЦ-10 2 3 —
1992 Приуфимская ТЭЦ — 3 200
1992 Новокуйбышевская 10 4
ТЭЦ-2
1993 Барабинская ТЭЦ 3 3 —
1994 Норильская ТЭЦ-1 3 — 515
2002 Каширская ГРЭС-4 3 3 900
2003 Экибастузская ГРЭС-1 3 3 1500
2006 Рефтинская ГРЭС 10 4 2000
2008 Сургутская ГРЭС-2 6 3 2400
2008 Улан-Удэнская ТЭЦ-1 7 7 157
За последние 30 лет в главных корпусах ТЭС произошло 30 крупных аварий с выходом из строя более одного энергоблока. Причем в период с 1970 по 1980 г. имело место 3 таких события, с 1980 по 1990 и с 1990 по 2000 г. — 11, а с 2000 по 2010 г. — 5.
Согласно статистике порядка 90 % крупных аварий вызваны отказами в работе оборудования и сопровождаются пожаром, 10 % являются следствием повреждений строительных конструкций. На долю аварий, произошедших в машинных отделениях, приходится 72 % от общего их числа, в котельных отделениях — 23 % и в кабельных туннелях — около 5 %.
Пожары в машинных отделениях главных корпусов в большей степени связаны с нарушениями целостности систем смазки и регулирования турбоагрегатов, содержащих масло. При эксплуатации турбин используется значительное его количество. Для энергоблоков мощностью 300 МВт объем маслосистемы составляет 47 м3, а для блоков мощностью 800 МВт достигает 58 м3. Масло в системах находится под давлением: в системах смазки подшипников и уплотнений турбогенераторов — 0,3.. .0,4 МПа, в системах регулирования турбоагрегата — 4 МПа. В основном в них используется нефтяное турбинное масло, температура воспламенения которого составляет 180 °С. Маслосистемы располагаются в непосредственной близости к горячим поверхностям турбин и источникам искроо-бразования и любое их повреждение может привести к пожару [1].
Нарушение герметичности этих систем может быть вызвано различными причинами. В 30 % случаев имел место дисбаланс ротора турбоагрегата из-за обрывов рабочих лопаток цилиндра низкого давления с последующим разрушением опорных подшипников и истечением масла. Эти аварии сопровождались выходом водорода из системы охлаждения генератора. В некоторых случаях он служил запалом для последующего возгорания масла.
На Экибастузской ГРЭС-1 в 1990 г. (рис. 2) произошел обрыв 36 рабочих лопаток в цилиндре низкого давления турбоагрегата энергоблока № 5, приведший к всплеску сильной вибрации и отключению турбины. В этот момент произошла разгерметизация выводов и уплотнений подшипников генератора с распространением водорода в шинопроводы и камеру выключателя. Данные события сопровождались локальными взрывами и воспламенением масла, истекавшего из поврежденных корпусов подшипников турбины, продукты сгорания которого с остатками водорода устремились под кровлю машинного зала и создали там устойчивый очаг горения. В результате произошло термическое обрушение ферм кровельного покрытия над энергоблоками № 5, 6 и 7. Из строя вышло 3 энергоблока мощностью по 500 МВт каждый, а ущерб составил 70 млн р. (в ценах 1984 г.).
В 2002 г. причиной крупной аварии на Каширской ГРЭС-4 (рис. 3) явилось усталостное разрушение ротора генератора турбоагрегата № 3, которое привело к разлету осколков частей лопастного аппарата в разные стороны. В итоге были повреждены несущие строительные конструкции, а также пробиты трубопроводы масляной системы и системы охлаждения. Произошел разлив и возгорание масла. Развитие аварии сопровождалось пожаром, вследствие чего обрушилась кровля в машинном отделении главного корпуса. В результате было отключено три энергоблока, а блок № 3 мощностью 300 МВт не подлежал восстановлению. Сумма, затраченная на устранение последствий, составила около 1 млрд р. (в ценах 2002 г.).
Рис. 2. Последствия аварии на 5-м энергоблоке Экибастузской ГРЭС-1 (8*500 МВт) в 1990 г. Вид на машинное отделение
Подобные события нередки и за рубежом. Одним из недавних примеров может служить крупная авария 2012 г. на ТЭС Вогуео^ (8*500 МВт) в Южной Корее, в результате которой были повреждены турбоагрегаты энергоблоков № 1 и 2, а также на короткое время остановлены энергоблоки № 3 и 4. Время простоя для энергоблоков № 1 и 2 составило 1440 ч.
Рис. 3. Последствия аварии на 3-м энергоблоке Каширской ГРЭС-4 (6*300 МВт) в 2002 г. Вид на машинное отделение аварийного энергоблока
Согласно зарубежным оценкам, средний ущерб от подобных аварий, связанных с разрушением системы регулирования турбины, составляет порядка 20 млн евро на энергоблок, а простой блока — около 4 мес. При нарушении целостности системы смазки турбоагрегата — 40 млн евро/энергоблок, а простой — 9 мес./энергоблок [2].
Пожар не единственная причина крупных аварий в машинных отделениях ТЭС. Имели место обрушения строительных конструкций кровли. Машинное отделение тепловой электростанции характеризуется значительным пролетом, который может достигать 54 м. В качестве несущих конструкций используются металлические стропильные фермы. Металлоконструкции в отличие от железобетонных имеют относительно небольшой запас прочности по нагрузке, поэтому любое превышение ее сверхрасчетных значений может приводить к потере ими прочности или устойчивости. В качестве неучтенных нагрузок могут выступать льдообразование на отдельных участках покрытия, вызванное продувкой технологического оборудования, или отсутствие систематической уборки снега с поверхности кровли. Причинами обрушения являются также коррозионный износ элементов стропильных ферм, ошибки, допущенные при проектировании, изготовлении и монтаже строительных конструкций.
Указанные аварии особенно опасны в зонах с суровым климатом и в зимний период, потому как приводят к снижению температуры в помещениях главного корпуса, что может способствовать образованию тумана и привести к коротким замыканиям на высоковольтном оборудовании.
Характерным примером является авария на Сургутской ГРЭС-2 в 2008 г., где произошло обрушение покрытия машинного отделения над энергоблоком № 6. Температура наружного воздуха в тот момент составляла -35 °С. В результате было остановлено 3 энергоблока общей мощностью 2400 МВт. Простой в таких случаях обычно определяется продолжительностью разбора завалов, а также временем, затраченным на нормализацию внутрицеховых климатических параметров, за счет устройства, например, брезентового шатра, включая время на его изготовление и возведение.
Вторым по значимости типом являются аварии в котельных отделениях главных корпусов. Данные события в значительной степени связаны с системой топливоподачи: взрывы отложений угольной пыли на элементах строительных конструкций или в бункерах угля, механические повреждения мазутопрово-дов, взрывы топлива в топке котла и т.д. Аварии такого типа в условиях полиблока могут приводить к повреждению оборудования соседних энергоблоков и разрушению наружных ограждающих конструкций. Так, на Гусиноозерской ГРЭС в 1990 г. в результате аварии обрушилось около 1512 м2 покрытия и 3500 м2 стенового ограждения, было выведено из строя 4 агрегата. Простой основного оборудования составил 5760 ч.
Особенно опасными являются крупные аварии на ТЭЦ, в результате которых наряду с электрической прекращается отпуск и тепловой энергии. Так, из-за аварии на ТЭЦ-1 в г. Улан-Удэ в 2008 г. было введено чрезвычайное положение. Похожая ситуация произошла и в г. Бийске в 1984 г. после событий на ТЭЦ-1.
Анализ крупных аварий с выходом из строя более одного энергоблока позволил оценить частоту их возникновения как 0,0034 (аварий)/ (энергоблок)х(год). В свою очередь недопустимым, требующим обязательного выполнения мер по снижению, является уровень риска более 1-10-3.
MGSU
Уровнем риска называют интегральный показатель, который включает вероятность (частоту) наступления рассматриваемого события (аварии) за год и связанный с ним возможный ущерб2.
Главный корпус ТЭС является опасным производственным объектом и подлежит обязательному страхованию3. Вопрос страхования аварийных событий с ущербом свыше 500 млн р. до сих пор не решен ввиду их маловероятности [3]. А именно такой ущерб наблюдался у проанализированных нами событий.
Из всего выше сказанного можно сделать вывод, что уже на стадии проектирования необходимо учитывать фактор крупных аварий и производить разработку технических решений, направленных на снижение рисков их наступлений, потому как страхование таких событий не производится.
Полностью исключить аварии и отказы на энергоблоках ТЭС, как и в любой другой технической системе, невозможно. Можно попытаться снизить вероятность (риск) их наступления. Эти действия обычно сопровождаются повышением капиталовложений в совершенствование технологического процесса или в увеличение готовности (надежности) оборудования и элементов системы по производству электроэнергии. Надежность определяется коэффициентом готовности, который является отношением суммарного времени работы до аварии (отказа) к общему времени, включая время простоя в плановом и аварийном ремонте.
где (В. и — соответственно время нормальной работы, восстановления оборудования после аварии и простой в плановом ремонте, ч.
К примеру, по зарубежным оценкам повышение коэффициента готовности ТЭС на каждый процентный пункт увеличивает удельные капиталовложения на 13,1 евро/кВт [4]. Однако это справедливо только до определенного этапа, при коэффициенте готовности до 92 %, дальнейшее повышение на каждый процентный пункт приводит к необоснованному резкому увеличению капиталовложений, а вероятность достижения заданного уровня надежности при этом меняется незначительно [5].
В связи с этим главный корпус ТЭС, где возникновение аварийных событий наиболее опасно, можно рассмотреть как совокупность технологически не зависимых (мало зависимых) друг от друга технических систем, каждая из которых функционирует с одинаковой или различной степенью надежности, рассчитанной или определенной эмпирически. Некоторые виды отказов в этих системах могут приводить к авариям, которые в свою очередь способны вы-
2 Рекомендации по применению принципов и способов противоаварийной защиты в проектах строительства. Методические подходы. М. : Москомархитектура, 2004.
3 Федеральный закон РФ от 21.07.1997 г. № 116-ФЗ «Об промышленной безопасности опасных производственных объектов», принят 20 июня 1997 г. Государственной думой и утвержден Президентом РФ 21 июля 1997 г.
Федеральный закон РФ от 27.07.2010 г. № 225-ФЗ «Об обязательном страховании гражданской ответственности владельца опасного объекта за причинение вреда в результате аварии на опасном объекте», принят 16 июля 2010 г. Государственной думой и одобрен Советом Федерации 19 июля 2010 г.
(1)
ВЕСТНИК /./ofMI
4/2013
звать отказы (аварии) в соседних, не связанных технологических, но зависимых от места расположения системах — территориальная межсистемная связь. Такая модель позволяет оценить как сами отдельные технические системы, так и их внесистемную взаимосвязь. Эффективность повышения надежности любых технических систем зависит от некоторого порога экономической целесообразности, при достижении которого необходим поиск других способов снижения степени риска. Наиболее оптимальным является уменьшение числа внесистемных связей за счет сокращения технических систем, размещаемых в одном главном корпусе, до определенного на основании неравенства (2) их количества.
К < У, (2)
где К — увеличение капиталовложений за счет строительства энергоблоков в различных главных корпусах, млн р.; У — ущерб от гипотетических аварий, которые могут возникнуть в процессе эксплуатации, млн р.
Данное решение позволяет снизить и степень концентрации однотипных производственных линий, располагаемых в одном главном корпусе, что также способствует дополнительному повышению безопасности при эксплуатации.
В заключение необходимо отметить, что современная тенденция, направленная на повышение экономичности и сокращение удельных капиталовложений в строительство новых ТЭС, привела к увеличению единичной мощности и КПД энергоблоков, что в основном было достигнуто за счет повышения параметров пара. Все это способствовало усложнению самих производственно-технических систем и увеличило риск крупных аварий. В таких условиях одним из путей решения описанной проблемы является оптимизация компоновочных решений главных корпусов с учетом фактора будущих аварий.
Библиографический список
1. Анализ пожаров, произошедших на тепловых электростанциях Минтопэнерго РФ за 1992 год / И.А. Терентьев, Б.Х. Раев, В.А. Валитов и др. М. : СПО ОРГРЭС. 1993. С. 37.
2. Ohlsen J. Brandschutz bei Neubaukonzepten und — projekten aus Sicht eines Versicherers // VGB PowerTech. 2009. No 12. Pp. 88—91.
3. Голоднова О.С. О факторах, способствующих повышению риска крупных техногенных аварий // Вести в электроэнергетике. 2010. № 1. С. 3—10.
4. Meier H.-J., Alf M., Fischedik M., Hillebrand B., Lichte H., Meier J., Neubronner M., Schmitt D., Viktor W., Wagner M. Reference Power Plant North Rhine-Westfalia // VGB PowerTech. 2004. No 5. Pp. 76—89.
5. Streer W., Hollman D., Kiener Ch., Rothbauer S., Montrone F., SutorA. RAM Process Optimizes IGCC Design // Power. 2011. Vol. 155. No 3. Pp. 58—64.
Поступила в редакцию в марте 2013 г.
О б а в т о р а х : Белов Вячеслав Васильевич — магистрант кафедры строительства тепловых и атомных электростанций, ФГБОУ ВПО «Московский государственный строительный университет» (ФГБОУ ВПО «МГСУ»), 129337, г. Москва, Ярославское шоссе, д. 26, 8(499)183-25-83, [email protected];
Пергаменщик Борис Климентьевич — кандидат технических наук, профессор кафедры строительства тепловых и атомных электростанций, ФГБОУ ВПО «Московский государственный строительный университет» (ФГБОУ ВПО «МГСУ»), 129337, г. Москва, Ярославское шоссе, д. 26, 8(499)183-25-83, [email protected].
Для цитирования: Белов В.В., Пергаменщик Б.К. Крупные аварии на ТЭС и их влияние на компоновочные решения главных корпусов // Вестник МГСУ 2013. № 4. С. 61—69.
V.V. Belov, B.K. Pergamenshchik
LARGE-SCALE ACCIDENTS AT THERMAL POWER PLANTS (TPP) AND THEIR INFLUENCE ON EQUIPMENT LAYOUTS INSIDE MAIN BUILDINGS
The co-authors study the problem of large-scale accidents inside main buildings of steam thermal power plants (TPP), their causes and consequences. Within the framework of the research, the co-authors provide statistical data, frequency of major accidents and their most demonstrative examples. The research demonstrates relationship between large-scale accidents and equipment layouts inside main buildings. The model developed by the co-authors may be used to assess the reliability of individual engineering systems (power units), and their interconnection.
As a result, the main building is represented as a set of independent engineering systems having similar or different degrees of reliability calculated or defined empirically. Some types of accidents within these systems may cause large-scale accidents, as well as accidents within other systems that maintain no immediate connection to the system already exposed to the accident, but remain in the same building. It is proven that efficient improvement of reliability of any engineering systems depends on the threshold of economic viability. The best solution consists in reduction of the number of engineering systems arranged within one main building.
Key words: large-scale accidents at thermal power plants, main building, layout solutions, fires, risks, causes of accidents, safety concepts.
References
1. Terent'ev I.A., Raev B.Kh., Valitov V.A. Analiz pozharov, proizoshedshikh na teplo-vykh elektrostantsiyakh Mintopenergo RF za 1992 god [Analysis of Fires at Thermal Power Plants of the Ministry of Fuel and Energy of the Russian Federation in 1992]. Moscow, SPO ORGRES Publ., 1993, p. 37.
2. Ohlsen J. Brandschutz bei Neubaukonzepten und — projekten aus Sicht eines Versicherers. VGB PowerTech, 2009, no. 12, pp. 88—91.
3. Golodnova O.S. O faktorakh, sposobstvuyushchikh povysheniyu riska krupnykh tekh-nogennykh avariy [Factors Boosting the Risk of Major Industrial Accidents]. Vesti v elektroen-ergetike [Power Industry News]. 2010, no. 1, pp. 3—10.
4. Meier H.-J., Alf M., Fischedik M., Hillebrand B., Lichte H., Meier J., Neubronner M., Schmitt D., Viktor W., Wagner M. Reference Power Plant North Rhine-Westfalia. VGB PowerTech, 2004, no. 5, pp. 76—89.
5. Streer W., Hollman D., Kiener Ch., Rothbauer S., Montrone F., Sutor A. RAM Process Optimizes IGCC Design. Power, 2011, vol. 155, no. 3, pp. 58—64.
About the authors: Belov Vyacheslav Vasil'evich — master student, Department of Construction of Thermal and Nuclear Power Plants, Moscow State University of Civil Engineering (MGSU), 26 Yaroslavskoe shosse, Moscow, 129337, Russian Federation; [email protected]; +7 (499) 183-25-83;
Pergamenshchik Boris Kliment'evich — Candidate of Technical Sciences, Professor, Department of Construction of Thermal and Nuclear Power Plants, Moscow State University of Civil Engineering (MGSU), 26 Yaroslavskoe shosse, Moscow, 129337, Russian Federation; [email protected]; +7 (499) 183-25-83.
For citation: Belov V.V., Pergamenshchik B.K. Krupnye avarii na TES i ikh vliyanie na kom-ponovochnye resheniya glavnykh korpusov [Large-scale Accidents at Thermal Power Plants (TPPs) and Their Influence on Equipment Layouts inside Main Buildings]. Vestnik MGSU [Proceedings of Moscow State University of Civil Engineering]. 2013, no. 4, pp. 61—69.
