О связи компоновочных решений тепловых электростанций с гипотетическими авариями

ВЕСТНИК

МГСУ

4/2007

'дЬ

О СВЯЗИ КОМПОНОВОЧНЫХ РЕШЕНИИ ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ С ГИПОТЕТИЧЕСКИМИ АВАРИЯМИ

Пергаменщик Б.К.

Ежегодно в мире в машинных залах ТЭС происходят десятки аварий с пожарами, многие из которых сопровождаются обрушением покрытий [1].

Исходное событие большинства наиболее тяжелых аварий - вибрационное разрушение турбоагрегата из-за обрыва рабочих лопаток, главным образом в цилиндре низкого давления. В машинный зал в этом случае поступает масло системы смазки и регулирования при высоком давлении с расходом до 50 литров/с, которое воспламеняется при контакте с горячими частями турбины. При расстоянии от отметки обслуживания до нижнего пояса металлических ферм 12-15 м последние через 5-10 минут теряют несущую способность.

В отличие от системных, относительно кратковременных аварий, аварии с пожарами в главных корпусах, сопровождающиеся повреждением, обрушением конструкций покрытия, характеризуются выходом из строя значительной мощности на длительное время.

На Сыр-Дарьинской ГРЭС после аварии в 1981 г. вся станция мощностью 3000МВт (10 энергоблоков) была в простое несколько суток, три энергоблока - в ремонте почти месяц, еще три восстанавливались более года.

На Азербайджанской ГРЭС (8х300 МВт) после аварии в 1990 г. первый аварийный энергоблок был поставлен под нагрузку спустя 21 месяц, блок № 2 стоял четверо суток, а блок № 3 - сутки.

Следствием аварии и пожара на Экибастузской ГРЭС-1 (8х500МВт) в 1990 г. был простой энергоблока № 5 в течение 14 месяцев, № 6 несколько меньше, № 4 - 9 суток.

Последняя серьезная авария имела место в октябре 2002 г. на третьем энергоблоке 300 МВт Каширской ГРЭС. Станция входит в систему Мосэнерго и дает около 10% электроэнергии. Соседние первый и второй энергоблоки не вырабатывали электроэнергию соответственно 4 и 9,5 суток. Турбоагрегат и вспомогательное оборудование третьего блока не подлежало восстановлению.

Быстрое распространение аварии с пожаром в машинном отделении с одного агрегата на соседние объясняется особенностями архитектурно-компоновочной схемы, при которой все турбогенераторы располагаются в одном здании, при отсутствии по технологическим причинам каких-либо противопожарных преград.

Целесообразно при проектировании ТЭС, выборе компоновочной схемы главного корпуса учитывать потенциальный ущерб при гипотетических авариях за период её эксплуатации.

При авариях на станциях, производящих только электрическую энергию, экономический ущерб определяется следующими составляющими [2]:

• Безвозвратные потери средств производства;

• Затраты на ремонтно-восстановительные работы;

• Экономические потери из-за снижения отпуска электроэнергии (упущенная выгода);

• Ущерб от ухудшения технологических параметров. При вводе резерва генерирующей мощности экономические характеристики замещающего оборудования (удельный расход условного топлива, себестоимость электроэнергии), как правило, хуже по сравнению с выбывшим из работы; кроме того, увеличиваются потери в электрических сетях и т.д.;

• Убытки у потребителей, вследствие отключения или ограничения электроснабжения;

• Экологический ущерб: штрафные санкции, платежи по устранению последствий;

• Социальный ущерб: жертвы, травмы, заболевания.

Одни виды потерь единовременны, связаны с повреждениями на самой электростанции, другие зависят от времени и энергетических особенностей района её расположения.

4/2007

ВЕСТНИК

Л

Из последних составляющая «убытки у потребителей» в небольшой локальной энергосистеме или энергосистеме со слабыми связями, ограниченным перетоком по ЛЭП из соседних систем может стать определяющей.

В Европе ущерб от перерывов в электроснабжении промышленных предприятий зависит от отрасли, продолжительности перерыва и равен: 1,5-15 долл/кВт (20 мин.), 3-30 (150 мин.), 20-100 (200 мин.) [3].

По данным [4], средняя рекомендуемая для расчетов величина в США при перерыве 20 мин. составляет 1,56 долл./кВт, 60 мин.- 3,85, 240 мин. - 12,14, а при 8 часах - 29,41 долл./кВт (3,7 долл./кВт-ч). В энергосистеме г. Сан-Франциско (США) в конце 80-х годов для промышленности величина ущерба принималась 6,78 долл./кВт-ч.

По данным ЭНиН им. Г.М.Крыжановского, при интегральной вероятности бездефицитной работы энергосистемы 0,9991, которую планируется к 2010 г. использовать в расчетах по надежности, удельные потери необходимо принимать равными 6,5 долл./кВт-ч. В современных ценах с учетом инфляции это составит около 250 руб./кВт-ч.

Как известно, дефицит мощности в случае аварии на электростанции покрывается из резерва (включаются под нагрузку агрегаты, находившиеся в аварийном резерве) и за счет перетоков электроэнергии из смежных систем.

Для надежного снабжения потребителей электроэнергией резерв мощности должен быть не менее 15 %. В 80-е годы в ряде энергообъединений он опускался до 3 % и менее. Снижение спроса на электроэнергию в 90-е годы привело к выводу в резерв значительной мощности. Проблема дефицита электроэнергии, надежности энергоснабжения отошла на второй план.

Последние годы наблюдается быстрый рост потребления электроэнергии. При незначительном вводе новых мощностей уже сегодня в ряде объединений резерв ниже допустимого или даже дефицит мощности.

В этих условиях, когда начинают проектироваться и строиться новые электростанции, необходимо обеспечить высокую надежность и экономичность энергоснабжения, в том числе компоновочными и архитектурно-строительными решениями.

Предлагается оптимизировать компоновочную схему главного корпуса ТЭС с учетом возможного ущерба от потенциальных аварий, рассматривая альтернативные компоновки с различным количеством энергоблоков в одном здании.

Несмотря на то, что сегодня основной упор сделан на высокоэффективные парогазовые установки, использующие в качестве топлива природный газ, не за горами время, когда в топливном балансе будет преобладать уголь и возобновится строительство электростанции с крупными пылеугольными блоками.

Следует заметить, что на ТЭС мира более 60 % электроэнергии получают, сжигая уголь (у нас около 30%). Теплоэнергетика Польши на 96 % угольная, Австралии - на 84 %, Китая - на 80 %, США - на 56 %, Германии - на 51 %. Три года назад в Германии введен в эксплуатацию энергоблок 1000 МВт на высоковлажном буром угле (аналог наших Березовских) с КПД 43 %!

Попробуем на конкретном примере мощной конденсационной электростанции с восемью энергоблоками по 800 МВт сопоставить удорожание строительства для разных компоновочных решений (один главный корпус - 1х8, два корпуса по 4 энергоблока в каждом - 2х4, четыре корпуса по два энергоблока - 4х2) и возможный ущерб при авариях, причем только у потребителя.

Предположим, станция будет входить в состав энергообъединения мощностью 10000 МВт с возможностью покрытия 15 % дефицита (1500 МВт) из резерва и за счет перетоков.

Затраты на сооружения ТЭС по вариантам можно оценить по формуле:

К= к • W •

J

J

где: к - удельные капиталовложения; для рассматриваемого случая в современных ценах около 20000 руб/кВт; Ж - мощность электростанции; в примере 6400 МВт; т- увеличение капиталовложений для варианта] %; при двух главных корпусах - 0,63 %, при четы-

ВЕСТНИК

МГСУ

4/2007

рех - 3 % [4, 5]. Последняя величина получена путем корректировки данных [5], связанных с высотой и количеством дымовых труб.

Ущерб у потребителя в общем случае вычисляется по формуле:

У = N • р • Ь • Т • у • Ъ- (П/ • w - Ж,р) ^

) > У

где N - частота события - авария на турбоагрегате с пожаром и повреждением покрытия, авар./(год-агрегат); по нашим оценкам, на отечественных конденсационных электростанциях около 0,002; р - вероятность распространения аварии - пожара на 2 соседних с аварийным агрегата, с обеих сторон от него или с одной стороны (строго говоря эти вероятности будут отличаться); по нашим оценкам около 0,01; Ь - коэффициент, учитывающий число различных сочетаний по три рядом стоящих агрегата; для варианта 1х8 - 18, для 2х4 - 12, для 4х2 - 0. Т - число лет эксплуатации электростанции, принято равным 30;

п а « ,

П- - количество аварийных агрегатов, остановленных на время w - мощность одного агрегата, 800 МВт; Ж-р - резервная мощность и мощность перетоков в течение времени 1); в рассматриваемом примере 1500 МВт; у - удельная величина ущерба, руб./кВт-ч.; принято на основании изложенного выше - 250 руб./кВт-ч.

Суммирование ведется по всем интервалам времени - с одинаковым П,а только для положительных значений в скобках. Если в течение , Ж-р меняется, то , разбивается на соответствующие интервалы с постоянными значениями Ж-р.

В общем случае, по аналогичной формуле учитывается ущерб при аварии только на одном энергоблоке, на двух, на четырех и т.д., с соответствующей вероятностью событий. Все полученные значения суммируются.

Для рассматриваемого примера формула (2) упрощается и после подстановки принятых в работе значений приобретает вид:

У = 135 • 103 • Ь • г, руб.

Ь - для вариантов компоновки приведено выше; ^ - время, в течении которого потребитель не получает мощность 900 МВт; ущерб рассчитан для интервала времени, равном неделе, одному, двум и трем месяцам, а также полугоду и году.

Данные расчетов сведены в таблицу, из которой следует, что при полутора-двухме-сячном простое трех агрегатов целесообразно компоновать оборудование в двух зданиях, а при трехмесячном - в четырех. Для рассматриваемой тяжелой аварии указанная продолжительность простоя весьма вероятна.

Данные по стоимости строительства ТЭС и потенциальному ущербу при гипотетической аварии

Вариант компоновки ТЭС 8х800МВт Капиталовложения в строительство, млрд. руб. Ущерб (млрд. руб.) у потребителя при продолжительности простоя трех агрегатов

неделя количество месяцев

1 2 3 6 12

1х8 128,0 0,41 1,75 3,50 5,31 10,64 21,29

2х4 128,0+0,81 0,27 1,17 2,34 3,54 7,10 14,19

4х2 128,0+3,84 - - - - - -

Сравнительная эффективность компоновочных решений с учетом ущерба: капиталовложения + ущерб, млрд.руб.

1х8 128,41 129,75 131,50 133,31 138,64 149,29

2х4 129,08 129,98 131,15 132,35 135,91 143,00

4х2 131,84 131,84 131,84 131,84 131,84 131,84

4/2007 МГгУТНИК

В примере рассмотрен только один вид ущерба при единственном гипотетическом сценарии аварии. Очевидно, с учетом всего комплекса потерь и вариантов аварий разблокировка единого здания будет оправдана и при гораздо меньшей величине и продолжительности потери мощности.

Следует заметить, что еще в 1977 г. в пользу компоновочной схемы с двумя главными корпусами по 4 энергоблока для Березовской ГРЭС-1 выступил ряд известных специалистов [5]. Свои предложения они обосновали с учетом организации и технологии строительства.

Литература

1. «Противопожарная система для турбоагрегатов энергоблоков ТЭС» Жаров А.П., Беликов Н.З., Келлер В.Д. и др./Электрические станции, 2001, №6, с.43.

2. Методика расчета экономического ущерба от нарушений в работе энергетического оборудования. МТ-34-70-001-95. М., 1995.

3. « Энергетика за рубежом», №4 , 2003 г., с.41.

4. Семенов В.А. Надежность энергообъединения «Энергетика за рубежом» № 5-6, 2003 г.

5. «О некоторых особенностях строительства главного корпуса мощных пылеуголь-ных ГРЭС» Н.Я. Тарасов, В.А. Зайдель, Н.А.Роговин Энергетическое строительство №9, 1977, с.5.

6. «Вариант интенсификации строительства мощных ГРЭС» А.И.Сакович, Г.М. Аксенов, А.А. Кошкин. Энергетическое строительство № 8, 1987 г., с. 35.