Диссертация (Повышение безопасности промышленных зданий на основе альтернативных компоновочных решений (на примере главных корпусов ТЭС)), страница 5

[16, 17]Оценка данных аналогичного периода для США об ограничении количестваэнергоблоков устанавливаемых в одном здании [36] с позиции удобстваэксплуатации и строительства, показывает, что количество моноблочных решенийвозрастает при увеличении единичной мощности блоков (от 1 000 МВт), прииспользовании их в сумме с блоками меньшей мощности. В качестве примера можноупомянуть ТЭС Парадайз (США) (2×650 и 1×1 130 МВт), где компоновочноерешение главного корпуса в двух различных зданиях, в основном определеносокращениями зоны обслуживания.Анализ более 25 пылеугольных КЭС (как наиболее перспективных согласноЭнергетической стратегии РФ до 2030, 2035 гг. [45, 46]) построенных по российскимпроектам с суммарной мощностью от 80 до 3800 МВт и 185 зарубежных объектов(от 625 до 6720 МВт) за период с 1960 по 2017 гг., показывает:• наблюдается существенное преобладание полиблочных компоновочных решений,28до 60 % от общего числа рассмотренных КЭС (рисунок 1.8);• для российских, азиатских и африканских проектов не характерно сокращениеколичества энергоблоков размещаемых в одном главном корпусе с увеличениемих единичной мощности.Рисунок 1.8.

Диаграммы распределения блочности главных корпусовпылеугольных КЭС выполненных по российским и зарубежным проектам. Данныеприведены в порядке слева на право, соответственно для: российских, азиатских,европейских и американских, африканских и австралийских КЭС.В ближайшей перспективе для проектных решений ТЭС характернойкомпоновкой будет являться полиблок, т.к. нормами проектирования закрепленытребования связанные с сокращением удельных капиталовложений. [19, 20]Однако, как показано ниже, подобные решения способствуют развитиюнекоторых аварий, усугубляя возникающий в результате ущерб как экономического,так и социального характера, в том числе снижая общую безопасность связаннойинфраструктуры.1.3.Аварийность на ТЭС1.3.1.

Общие сведеньяТехнологические нарушения в работе тепловых электростанций (ТЭС) согласнодействующей в РФ нормативной документации подразделяется на инциденты всоставе, которых выделяют аварии [2].К инцидентам относятся отказы или повреждения технических устройств,29используемых на ТЭС, отклонения от технологических режимов и процесса [2].Происходят такие события значительно чаще аварий, а время простоя оборудованияи экономический ущерб от них сравнительно не велик.

Аварии – разрушение зданийи сооружений и / или технических устройств (оборудования), применяемых на ТЭС;неконтролируемые взрыв, пожар и / или выброс опасных веществ [2, 47, 48]. Однако,с введением в действие Постановления Правительства РФ «Об утверждении Правилрасследования причин аварий в электроэнергетике» определение «авария» былодополнено, что фактически приравняло его к инциденту [49].Тяжесть последствий аварий на электростанциях определяется следующимифакторами [49]: типом ее тепловой схемы (блочная или с поперечными связями),единичноймощностиэнергоблоков,технологическимипараметрамипроизводственного процесса, типом и объемом повреждений оборудования,воздействий на обслуживающий персонал и строительные конструкции зданий, наокружающую среду, степенью влияния станции на надежность энергопроизводства,устойчивостью энергосистемы и ряда других.Анализ динамики аварий на тепловых электростанциях с установленноймощностью 25 МВт и более в период с 2011 по 2017 гг.

представлен в таблице 1.1, аза период с 1978 по 1986 гг. на блочных КЭС – в таблице 1.2. К сожалению,отсутствуют достоверные данные об аварийности в период с 1987-го по 2010 гг., чтосвязанно с общей ситуацией в стране (подробный учет событий не производился).Таблица 1.1. Анализ аварийности на ТЭС, установленной мощностью 25 МВт ивыше, в период с 2011 по 2017 гг. [50]Годы20112012 2013 2014 2015 20162017Аварии в генерации 25 МВт и выше(данные Минэнерго РФ), аварий4 5974 5744 1774 2674 0753 7243 229Установленная мощность ТЭС, МВт146 071,0151828,0154549,8158403,4160233,3160242,2163 242,352,952,449,948,647,2146,6639,0359,0*10-357,0*10-354,0*10-355,0*10-354,0*10-350,0*10-351,0*10-3Среднее значение коэффициентаиспользования установленной мощностиТЭС, %Частота аварий на МВт использованноймощности ТЭС, аварий в год / (МВтиспользованной мощности)30Годы2011Аварии на объектах электроэнергетики(данные Ростехнадзора), аварийКлассификация аварий по видамоборудования, в % от общего числа:Повреждение котельного оборудованияПовреждение турбинного оборудования (всехтипов)Повреждение вспомогательноготепломеханического оборудования (ТМО)Повреждение оборудованияраспределительного устройства (РУ) 110 кВ ивыше и трансформаторовПовреждение электротехническогооборудования 6-35 кВПовреждение генераторов и синхронныхкомпенсаторовНеправильные действия технологическихзащит и тепловой автоматикиНеправильные действия устройств релейнойзащиты и автоматики (РЗА)Нарушения в работе систем диспетчерского итехнологического управления (СДТУ)Ошибочные или неправильные действияоперативного персонала2012 2013 2014 2015 20161911731088720176353---35,035,930,925,2---22,025,023,020,9---10,06,311,213,3---7,09,510,38,1---3,02,07,57,9---6,06,89,96,6---5,05,24,09,0---5,06,32,04,7---2,01,00,44,2---5,04,05,05,5-Окончание таблицы 1.1.Таблица 1.2.

Анализ аварийности на блочных ТЭС в период с 1978 по 1986 гг.[51, 52]Наименованиеоборудова1978ния илипоказателя1КотельноеоборудованиеТурбины и ихвспомогательноеоборудованиеЭлектрооборудованиеВсего аварийВсегоэнергоблоковДиапазонединичноймощностиблоков, МВтУстановленнаяСредняя частота аварий по годам, аварий/годСреднее значениечастотааварий / аварий1986 энергобв год,локоваварий /эб.1979198019811982198319852345678910110,0160,0180,0290,0360,0210,0340,0380,02111,400,02680,0570,0740,0570,0600,0680,0660,0470,03024,000,05750,0440,0610,0470,0360,0560,0320,0600,04520,130,0478456054556258654555,500,1321382392405416426436450464421,40-150800150800150120015012001501200150120015012001501200----76 100,077 300,031Наименованиеоборудова1978ния илипоказателя1мощностьблочных ТЭС,МВтСреднеезначениекоэффициентаиспользованияустановленной мощностиблочных ТЭС,%Частота аварийна МВтиспользованной мощностиблочной КЭС,аварий в год /(МВтиспользованной мощности)Средняя частота аварий по годам, аварий/год197919801981198219831985345678271,110-31,03*10-3Среднее значениечастотааварий / аварий1986 энергобв год,локоваварий /эб.91011----Окончание таблицы 1.2.За период с 2011 по 2017 гг.

в тепловой генерации мощностью свыше 25 МВтпроизошло – 28 643 аварии. Среднее значение частоты составляет – 54,3 * 10-3(аварии в год / МВт используемой мощности). Распределение по видамтехнологического оборудования следующие: котлы и турбины – 31,8 и 22,7 %соответственно, вспомогательное тепломеханическое оборудование – 10,2 %,электрооборудование – 35,3 %. Для блочных КЭС (1978 – 1986 гг.) данныепоказатели составляют – 444 аварии из них на долю котельного оборудованияприходится – 20,5%; 43,2 и 36,3 % – на турбины и электротехническую часть.Среднее значение частоты составляет – 1,015*10-3 (аварий в год / МВт используемоймощности).

Некоторое снижение аварийности, наблюдаемое в период с 2011 по 2017гг., связанно с изменением порядка учета данных государственными органами [47,49].32Исходными событиями для всех аварий являются – нарушения илитехнологические сбои в работе оборудования (технические), ошибки в организациипроизводственного процесса и проведения ремонтных / наладочных работ(организационные), а также внешние воздействия (прочие). Имели место следующиепричины возникновения аварийных событий [53, 54, 55, 56, 57, 58, 59, 50, 60, 61],[62, 63, 64, 65] (приложение Б):• низкое качество подготовки и проведения ремонтных работ, приемкиоборудования из ремонта;• недостаточный уровень контроля и диагностики оборудования, отработавшегонормативный срок;• недостаточная подготовка персонала в части оперативного и техническогообслуживания оборудования;• несвоевременное принятие мер по устранению дефектов оборудования;• повреждение поверхностей нагрева (коррозионный, эрозионный износ,термическое повреждение – перегрев, исчерпание ресурса);• неправильная работа релейной или технологической защиты (поврежденияконтрольных кабелей, неисправность элементной базы);• ошибочные действия персонала;• повреждение электротехнического оборудования ОРУ (старение изоляции);• отключения и повреждения турбинного оборудования, в том числе из-занесоблюдения и невыполнения в требуемых объемах технического обслуживания иремонта оборудования;• не учтенные проектом нагрузки и воздействия на строительные конструкциитехнологических зданий и сооружений и др.Анализируя ущерб от множества аварий на ТЭС (отечественные и зарубежныеданные) [52, 21, 56, 57, 58, 61, 65, 66] (приложение Б), установлено, что наибольшиепоследствия, как для самой станции, так и для связанных с ней объектов имеютсобытия, произошедшие в главных корпусах в результате которых повреждается33основное и вспомогательное технологическое оборудование.

Данные события вомногих случаях сопровождаются пожарами и отказами строительных конструкцийзданий и сооружений.1.3.2. Аварии в главных корпусахК авариям в главных корпусах ТЭС приводят отдельные нарушения в работетехнологического оборудования, строительных конструкций зданий, ошибкиперсонала и внешние воздействия, такие как (см. приложение Б):• непосредственноеразрушениеэлементовосновноготехнологическогооборудования (роторы турбоагрегатов, корпуса подогревателей высокого давления,обрыв рабочих лопаток последних ступеней цилиндров низкого давления (ЦНД)турбин и ряда других) из-за наличия дефектов, некачественного ремонта, проектныхошибок и износа узлов агрегатов;• отказы систем автоматики и защиты, приводящие к подаче напряжения отвнешней сети на турбогенераторы с последующим их асинхронным пуском;• нарушение целостности маслосистем и систем охлаждения турбогенератора, втом числе вследствие внешних воздействий;• нарушение герметичности топливных систем, скопление угольной пыли взамкнутых объемах здания;• короткое замыкание на силовом и высоковольтном оборудовании;• организационныенарушениявтехнологическомпроцессевызванныеошибками персонала (как правило, при проведении ремонтных работ);• отказ строительных конструкций вследствие проектных ошибок и неудовлетворительной эксплуатации (превышение проектных нагрузок, использованиене надлежащих материалов) и др.Пожары в машинных отделениях главных корпусов в основном связаны снарушениями целостности систем смазки и регулирования турбоагрегатов,содержащих масло.

Для энергоблоков мощностью 300 МВт объем маслосистемы34достигает50 м3, а для блоков 800 МВт – почти 60 м3.Давление масла в системахсмазки подшипников и уплотнений турбоагрегатов – 0,3…0,4 МПа, а в системахрегулирования– 4 МПа. В основном используется нефтяное турбинное масло, стемпературой воспламенения – 180 °С. Указанные системы располагаются внепосредственной близости к горячим поверхностям турбин и источникамвозможного искрообразования и их повреждение может привести к воспламенениюмасла и к пожару [54, 55].

Нарушение герметичности маслосистем может бытьвызвано: дисбалансом ротора турбоагрегата из-за обрыва рабочих лопаток цилиндранизкогодавления,разрушениемнарушениемгерметичностипричинами.Данныеротора,стыковочныхсобытиячастоповреждениемузловбандажныхтрубопроводовсопровождаютсяивыходомколец,другимиводородаиспользуемого в системах охлаждения генератора. В некоторых случаях взрывводорода служит запалом для последующего возгорания масла.

А отсутствие, какихлибо противопожарных преград между соседними энергоблоками в главном корпусеТЭС (по технологическим причинам) только способствует распространению пожарапо зданию путем вовлечения в процесс строительных конструкций покрытия.Так на Экибастузской ГРЭС-1 в 1990 г. (рисунок 1.9) из-за обрыва 36 рабочихлопаток ротора цилиндра низкого давления турбоагрегата энергоблока № 5произошла разгерметизация выводов и уплотняющих подшипников генератора споследующим распространением водорода в шинопроводы и камеру генераторноговыключателя. Локальные взрывы и возгорание истекавшего из поврежденныхподшипников масло привели к пожару на агрегате.