Компоновочные решения ТЭС как фактор снижения последствий крупных аварий

Компоновочные решения ТЭС как фактор снижения последствий крупных аварий

В.В. Белов, магистр; к.т.н. Б.К.

Пергаменщик, профессор, ФГБОУ ВПО «Московский.

государственный строительный университет", г. Москва Как известно, главный корпус ТЭС, где размещается основное технологическое оборудование — паровые котлы и турбоагрегаты, на долю которого приходится более половины общих капиталовложений, представляет собой трех-, четырехпролетное здание. Для большинства отечественных и зарубежных ТЭС характерны полиблочные компоновки с размещением всех энергоблоков в одном здании (рис. 1). Преимущества таких компоновок следующие: сокращение расхода строительных конструкций и материалов, уменьшение количества мостовых кранов, снижение удельной площади застройки и строительного объема, уменьшение размеров промышленной площадки. Все это приводит к сокращению удельных капиталовложений и строительно-монтажных работ.

Наиболее серьезный недостаток полиблочной схемы — опасность распространения пожара по зданию, в результате чего из строя могут выйти несколько агрегатов. По ряду причин устройство противопожарных перегородок между отдельными энергоблоками в главном корпусе невозможно. Последствия аварий с пожарами усугубляются низкой огнестойкостью металлических стропильных ферм, которые используются в качестве несущих конструкций, а также применением, в прошлом, сгораемых кровельных материалов и утеплителя (рис. 2).

За последние 30 лет в главных корпусах ТЭС произошла 31 крупная авария с выходом из строя более одного энергоблока (рис. 3). Согласно статистике, примерно 90% крупных аварий вызваны отказами в работе оборудования и сопровождались пожаром, 10% - являются следствием повреждения строительных конструкций. На долю аварий, произошедших в машинных отделениях, приходится 72% от общего их числа, в котельных отделениях — 23% и около 5% - в кабельных туннелях.

Пожары в машинных отделениях главных корпусов практически всегда связаны с нарушением систем смазки и регулирования турбоагрегатов, в которых содержится значительное количество масла под давлением. Например, для энергоблока мощностью 800 МВт необходимое количество масла — 58 м³ при давлении в системах регулирования — 4 МПа, в системе смазки подшипников и уплотнений — 0,3−0,4 МПа [2]. Дополнительную пожарную опасность представляет наличие водорода в системе охлаждения генератора. В котельных и бункерных отделениях, главным образом в надбункерных галереях, опасность связана с наличием угольной пыли, ее отложениями на строительных конструкциях, образованием взрывоопасной пылевоздушной смеси.

Наиболее частыми причинами аварий в машинном зале являются: дисбаланс ротора турбоагрегата из-за обрыва рабочих лопаток цилиндра низкого давления, неудовлетворительный ремонт маслосистем, асинхронный пуск от сети турбогенератора после его останова, усталостное разрушение ротора, разрушение бандажного кольца вследствие его износа и другие.

К крупным авариям с пожаром и обрушением строительных конструкций здания главного корпуса, в пределах бывшего СССР, можно отнести следующие:

¦ На Сырдарьинской ГРЭС в 1981 г. обрыв около тридцати рабочих лопаток последних ступеней цилиндра низкого давления энергоблока № 4 с последующим пожаром привел к выходу из строя 10 энергоблоков станции мощностью по 300 МВт. Простой после аварии составил: для энергоблоков № 1, 2, 4 — 1382 ч, № 3 — 927 ч, № 5 — 564 ч, № 6 — 658 ч, № 7 — 290 ч, № 8 — 80 ч, № 9 — 108 ч, № 10 — 27 ч.

¦ На Экибастузской ГРЭС-1 в 1984 г. авария на энергоблоке № 5 и последующий пожар привели к обрушению кровли машинного отделения в 10 пролетах. Выведено из строя 4 энергоблока мощностью по 500 МВт. Простой энергоблока № 5 составил 2640 ч.

¦ На Гусиноозерской ГРЭС — 1990 г (4×200 МВт). Из-за взрыва в системе пылеприготовления в районе энергоблока № 5 обрушилось около 1512 м² покрытия и 3500 м² стенового ограждения. Простой основного оборудования составил 5760 ч.

¦ На Сырдарьинской ГРЭС — в 1990 г. отрыв рабочих лопаток последней ступени цилиндра низкого давления турбоагрегата № 7 привел к пожару. Остановлено 3 энергоблока станции мощностью по 300 МВт. Полностью разрушен турбоагрегат № 7. Обрушена кровля машинного отделения с 33 по 36 оси, поврежден турбогенератор и вспомогательное оборудование. Ущерб — около 73 млн руб. (в ценах 1990 г.), простой для энергоблока № 1 — 7005 ч, № 2 — 3806 ч.

¦ На Экибастузской ГРЭС — в 1990 г. обрыв 36 лопаток цилиндра низкого давления турбины энергоблока № 5 привел к повреждению с по следующим разуплотнением подшипников и выводов турбогенератора. Возникший в результате аварии пожар привел к потере устойчивости и обрушению кровли машинного отделения над энергоблоками № 5, № 6 и № 7. Общая мощность вышедших из строя блоков составила 2000 МВт. Прямой ущерб от аварии — около 70 млн руб. (цены 1990 г.), общая недовыработка электроэнергии составила — 566 000 тыс. кВт. ч, простой для энергоблока № 5 — 10 440 ч, № 6 — 2653 ч, № 7 — 792 ч, № 4 — 288 ч.

¦ На Новокуйбышевской ТЭЦ-2 — в 1992 г. из-за возгорания мазута в районе нижнего яруса горелки котла № 11 остановлено 4 турбоагрегата. Значительно поврежден котел ТГМ-84Б. Обрушены фермы в осях 44−47, подкрановые балки, оголовки колонн, связи по колоннам, стеновые панели в рядах В и Д выше отметки подкрановых путей. Разрушено 80 плит покрытия и перекрытия на отм. +8,000 м по фронту котельного отделения, площадь обрушения кровли составила 800 м². Недоотпуск по тепловой энергии — 129,9 тыс. Гкал, по электроэнергии — 25 632 тыс. кВт ч, ущерб — 168,7 тыс. руб. (в ценах 1992 г.).

¦ На Каширской ГРЭС-4 — в 2002 г. усталостная трещина в металле ротора генератора привела к его разрушению. Возник пожар, который привел к обрушению 600 м² покрытия в машинном отделении станции. Полностью уничтожен энергоблок № 3, из строя выведено 3 блока по 300 МВт каждый. Восстановить третий энергоблок станции удалось только через 4 года. Тепловой контур был восстановлен через 312 ч. после аварии. На устранения последствий затрачено около 1 млрд руб. (в ценах 2002 г.).

¦ На Экибастузской ГРЭС-1 — в 2003 г. из-за резкого повышения давления подогревателя высокого давления на блоке № 3 (по не уточненным данным из-за лавинообразного обрыва труб с питательной водой) колпаком разрушена кровля машинного отделения, возник пожар. В результате аварии потеря мощности станцией составила 1500 МВт, энергоблок № 3 полностью выведен из строя, стоимость его модернизации составила 660 млн тенге (около 140 млн руб. — Прим. ред.) (в ценах 2004 г.), простой для энергоблоков № 6 и № 7 — 72 ч. Погиб 1 чел. и несколько пострадало.

¦ На Рефтинской ГРЭС — в 2006 г. в результате нарушения плотности кольца уплотнения генератора энергоблока № 10 произошло возгорание масла, оно попало на генератор — возник пожар. Обрушилась кровля в ячейках блоков № 9 и № 10 машинного отделения. Строительные конструкции повредили ряд общих коммуникаций, в результате чего пришлось аварийно остановить блок № 7. Площадь возгорания составила 400 м², продолжительность пожара — 6 ч. Ошибки проекта и изготовления оборудования. Полностью разрушен турбогенератор энергоблока № 10, остановлена вся первая очередь станции. Ущерб — около 237 млн руб. (в ценах 2006 г.), простой для энергоблока № 10 — 11 712 ч.

¦ На ТЭЦ-1 Улан-Удэ — в 2008 г. короткое замыкание в машинном отделении на кабеле под турбиной № 7 привело к ее возгоранию. Огонь перекинулся в маслобаки, где находилось 18 т турбинного масла. Через 1 ч после начала пожара произошел взрыв водорода, обрушилась часть кровли машинного отделения. Площадь пожара составляла 1000 м². На локализацию пожара ушло 3 ч. В результате аварии без тепла остались 168 тыс. чел. В г. Улан-Удэ введен режим ЧС. Полностью уничтожены турбоагрегаты № 7 и № 6. Обрушена кровля машинного отделения на площади 300 м². Отключены все 7 энергоблоков станции. Ущерб от недоотпуска тепловой энергии составил — 410 млн руб., электроэнергии — 250 млн руб., полный ущерб от аварии оценивается в 3 млрд руб. (в ценах 2008 г.).

¦ Пожар на Углегорской ТЭС весной 2013 г., полностью уничтожил первую очередь электростанции. Причиной явилась разгерметизация системы топливоподачи в котельном отделении на участке между бункером угля и мельницей котла. Огонь возник на отметке +22.000 м бункерного отделения, на участке, где проектом не были предусмотрены системы пожарной сигнализации и автоматического пожаротушения. Затем огонь перекинулся на кровлю машзала, которая через некоторое время обрушилась, повредив маслосистему двух энергоблоков. В результате аварии были полностью уничтожены блочные щиты управления, два турбоагрегата, обрушилась вся кровля над машинным отделением. В ходе разбора завалов и восстановления станции было вывезено более 880 т металлолома. Общий ущерб от аварии составил более 21 млн долл. США (в ценах 2013 г.). Погиб 1 чел. и пятеро было госпитализировано с ожогами различной степени тяжести. Полностью строительные конструкции удалось восстановить только через 5 месяцев, энергоблок № 1 введен в эксплуатацию через полгода после аварии, а блок № 4 — через 7,5 мес. Дополнительный ущерб, связанный со строительством резервной котельной для теплоснабжения г Светлодарска, оценен в 57,5 млн грн. А ущерб, вызванный временным остановом по добычи угля в Донецке, т.к. станция являлась основным его потребителем, только предстоит оценить.

¦ Подобные аварии нередки и за рубежом. Из последних — крупная авария 2012 г. на ТЭС Boryeong (8×500 МВт) в Южной Корее. Были повреждены турбоагрегаты энергоблоков № 1 и № 2, а также на короткое время остановлены энергоблоки № 3 и № 4. Время простоя энергоблоков № 1 и № 2 составило 1440 ч. Согласно зарубежным оценкам, средний ущерб от аварий с разрушением системы регулирования турбины составляет порядка 20 млн евро на энергоблок (простой блока — около 4-х месяцев). При нарушении целостности системы смазки турбоагрегата — 40 млн евро/энергоблок (простой блока — 9 мес.) [3].

В России простой при выходе из строя турбоагрегата, по экспертным оценкам, составляет от 6 мес./энергоблок — для турбин малой мощности до 12 мес./энергоблок — для турбин большой мощности.

Полностью исключить аварии и отказы на энергоблоках, 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.

Так главный корпус ТЭС, где возникновение аварийных событий наиболее опасно, можно рассмотреть как совокупность технологически независимых (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 вызвать отказы (аварии) в соседних, не связанных технологических, но зависимых от места расположения системахтерриториальная межсистемная связь. Целесообразно уменьшать количество таких связей.

Среди основных видов ущерба при аварии на ТЭС выделяются следующие [6]:

¦ безвозвратные потери средств производства;

¦ затраты на ремонтно-восстановительные работы (прямой ущерб);

¦ потери из-за снижения производственных возможностей по генерации электроэнергии (упущенная выгода);

¦ потери от ухудшения технологических параметров при вводе резервных мощностей взамен выбывшей вследствие аварии;

¦ убытки у потребителя из-за недополучения электроэнергии;

¦ экологический ущерб;

¦ социальный ущерб.

Анализ аварийных событий на ТЭС и их последствий за последние десятилетия позволяет оценить частоту аварий с пожаром и выходом из строя одного, двух и более энергоблоков, а также соответствующий ущерб, и использовать полученные данные для оптимизации компоновочных решений с учетом данных событий за весь период эксплуатации станции. Соответствующие работы ведутся в МГСУ на кафедре Строительства объектов тепловой и атомной энергетики.

Такой подход позволяет снизить степень концентрации производственных линий располагаемых в одном главном корпусе, что способствует дополнительному повышению безопасности при эксплуатации. Кроме того, несмотря на некоторое увеличение капиталовложений, снижаются общие издержки за счет сокращения продолжительности строительства.

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 как следствие увеличило возможный ущерб от крупных аварий. В таких условиях одним из путей решения описанной проблемы является оптимизация компоновочных решений главных корпусов с учетом фактора будущих аварий.

авария энергоблок пожар ущерб.

• 1. D. Drewry, D. Dieken. Stream Turbine Fire Protection will Reduce Repair Costs // Power Engineering. 2002. Режим доступа: http://www.power-eng.com/articles/print/volume- 106/issue-11/features/steam-turbine-fire-protection-willreduce-repair-costs.html. Дата обращения: 06.05.2013 г.
• 2. Терентьев И. А., Раев Б. Х., Валитов В. А., Пименова Г. А., Соколова А. С., Цветкова Т. Н. Анализ пожаров, произошедших на тепловых электростанциях Минтопэнерго РФ за 1992 год//М.: СПО ОРГРЭС. 1993. С. 37.
• 3. Ohlsen J. Brandschutz bei Neubaukonzepten und — projekten aus Sicht eines Versicherers // VGB PowerTech. 2009. No 12. Pp. 88−91.
• 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.
• 6. МТ-34−70−001 -95. Методика расчета экономического ущерба от нарушений в работе энергетического оборудования. М.: ПИиНИИ «Энергосетьпроект», 1995 г.