Главная / Безопасность турбогенераторов

Лекция на курсах повышения квалификации

"Турбогенераторы: обеспечение надежности и безопасности эксплуатации –диагностирование, ремонт, модернизация и продление срока службы",

Г. Екатеринбург, Уральский Центр охраны труда энергетиков,  02.04.2012

Голоднова О.С., к.т.н., ст.н.с.

Безопасность эксплуатации турбогенераторов

Проблемы и требования в свете Федерального закона «О безопасности объектов ТЭК» от 21.07.2011 №256- ФЗ.

Обеспечение энергетической безопасности и надежности электроснабжения России является основой государственной политики в электроэнергетике, проводимой Министерством энергетики Российской Федерации («ТЭК РОССИИ :КУРС НА БЕЗОПАСНОСТЬ?» А.Н.Шишкин, заместитель Министра энергетики  РФ  29 октября 2010). Предпосылки для возникновения угрозы энергетической безопасности заложены в условия функционирования российской электроэнергетики  (ЭЭ) на  современном этапе после реформирования. Прежде всего, это высокая степень износа основных фондов ЭЭ, в том числе  генерирующего электрооборудования, и запаздывание технического перевооружения [1].

Число лет

работы

Доля установленной мощности, %

ТЭС

ГЭС

От 30 до 50

52

57

Более 50

7

21

Доля установленной мощности на АЭС, %

От 20 до 40

79

В то же время спрос на электроэнергию растет, что видно из прогнозов максимумов потребления мощности в РФ, представленных в  докладе заместителя  Министра энергетики РФ А.Н.Шишкина «О ходе подготовки субъектов электроэнергетики к отопительному сезону 2011-2012 гг.», ноябрь 2011 г., где также указано, что резервы мощности достаточны для покрытия спроса [2].

Вопросы надежности в электроэнергетике приобрели особую актуальность.

Это вызвано:

влиянием надежности на безопасность,

нарушением целостности единой системы энергоснабжения,

потерей вертикали управляемости и отсутствием у Минэнерго реальных рычагов воздействия на энергопредприятия,

потерей профессионализма в управлении на государственном и корпоративном уровнях,

снижением надежности энергоснабжения, вплоть до межрегиональных аварий.

Основа государственной политики по обеспечению надежности электроснабжения – это стимулирование вводов генерирующего энергооборудования (ЭО) и нового сетевого оборудования и контроль ремонтных программ [3, 4, 5]:

- активная политика государства в области модернизации электроэнергетики при разработке схем и программ перспективного развития;

-  налоговые льготы, стимулирующие внедрение нового энергетического оборудования и энергосберегающих технологий;

-  юридическое закрепление инвестиционных обязательств по строительству и модернизации генерирующих объектов через договоры о поставке мощности (ДПМ);

-  техническая инспекция реализации ремонтных программ

- механизм, стимулирующий инвестиции через ценовые параметры долгосрочного рынка мощности:

•  фиксированная цена за мощность, предусматривающая окупаемость капитальных вложений (средневзвешенная стоимость капитала 14-15%, срок окупаемости проектов–15 лет);

•  недоплата за некачественную  мощность  (низкий коэффициент готовности), что стимулирует генкомпании проводить модернизацию.

Известно, что «переход к конкурентным  отношениям со свободным ценообразованием  негативно отражается на надежности и качестве электроснабжения» [6]. Естественно, что это отражается и на эффективности государственного воздействия:

-  вводы нового генерирующего ЭО (25 ГВт в течение 5 лет) – это всего лишь около 10% от установленной мощности ЕЭС, остальное же оборудование  продолжает стареть и все более нуждаться в качественном техническом обслуживании, обеспечить которое весьма затруднительно при отсутствии системы организации ремонтов;

-  приоритет в управлении отдан снижению издержек, в том числе за счет снижения затрат на поддержание работоспособного состояния ЭО;

-  отсутствует личная ответственность  технических руководителей субъектов электроэнергетики и должностных лиц за аварийность;

-  ремонтные программы контролируются формально (по затратам), а не по содержанию;

-  инвестпрограммы гарантируются через ДПМ: компании получают повышенные выплаты за новую мощность, а конечные цены на электроэнергию поднимаются, чтобы обеспечить увеличение этих ставок. Это, по сути, не рыночное, а тарифное решение.

Вводы новой генерации по ДПМ продлятся до 2017 г., но основные стройки завершатся уже к 2015 году [7].

За пределами ДПМ не достигается желаемый возврат на инвестированный капитал при действующем ограничении на тарифы.

Проблема надежности и безопасности электроэнергетических объектов стала особенно актуальной после аварии на Саяно-Шушенской ГЭС (17.08.2009) и взрыва на Баксанской ГЭС (2010). Авария на Саяно-Шушенской ГЭС, так же как и некоторые тяжелые аварии на электростанциях, происшедшие ранее, показали, что не только и не столько технические причины приводят в нашей стране к авариям. Предпосылкой аварий зачастую является узаконенная система принятия решений, когда практически отсутствуют государственные ограничения в ведении эксплуатации опасных промышленных объектов, обеспечивающие безопасность, а преобладают экономические стимулы.  Связано ли это с некомпетентностью должностных лиц,  или с соблюдением ими чьих-то личных или корпоративных экономических интересов – это не имеет значения; главные причины – отсутствие личной ответственности должностных лиц  за нарушение технических нормативов. Это создает условия, когда для менеджеров и владельцев электроэнергетических предприятий вполне допустимо и безопасно быть некомпетентными, халатными или (и) корыстными.

Так, предупреждению аварии на Саяно-Шушенской ГЭС препятствовали фактически действовавшие правила принятия решений, базировавшиеся на следующих фактах:

-       внеплановый ремонт гидроагрегата летом в условиях «большой воды» нанес бы экономический ущерб генерирующей компании ОАО «Русгидро» из-за снижения готовности оборудования  и выработки электроэнергии, т.е. ухудшил бы экономические показатели  компании;

-       ответственность руководства (а также собственника) генерирующего энергопредприятия и надзорного органа за аварии на предприятии не прописана в законодательстве; в то же время ответственность системного оператора и его приоритет прописаны в законе «Об электроэнергетике» очень четко, т.е. приоритет системного оператора установлен законодательно [8, 9];

-       четкие признаки необходимости аварийного останова гидроагрегата в любой системной ситуации  не были сформулированы в ПТЭ, СТО, а статус этих правил  не был закреплен законодательно.

Отсутствие ответственности за аварии нашло отражение в характере обвинений, предъявленных менеджерам ОАО «Русгидро» следственным комитетом при прокуратуре РФ. Они обвиняются по ч. 2 ст. 143 УК РФ (нарушение правил техники безопасности и иных правил охраны труда, совершенных лицом, на котором лежали обязанности по соблюдению этих правил, повлекших по неосторожности смерть двух и более лиц). Срок уголовного преследования обвиняемых по этому делу по ст. 143 УК РФ («Нарушение правил охраны труда») истек еще 17 августа прошлого года, и уголовное дело должно было быть прекращено. Это вызвало большой общественный резонанс в Хакасии. Поэтому Генпрокуратура отправила дело на доследование, и следственный комитет предполагает переквалифицировать обвинение по более тяжкой статье ст. 216 УК РФ (нарушение правил безопасности при ведении горных, строительных или иных работ, повлекшее по неосторожности смерть двух и более лиц). По этой статье выше срок наказания (до семи лет), нежели нарушение правил охраны труда, и не истекли в настоящий момент сроки давности.

Проявилась и  неэффективность государственного надзора за эксплуатацией ГЭС. К длительно существовавшему нарушению норм ПТЭ по вибрации на ГЭС надзорный орган не проявил внимания и не вынес соответствующего предписания руководству ОАО «Русгидро» о   приостановке эксплуатации гидроагрегата.

Здесь следует отметить тот факт, что ущерб от катастрофических  аварий покрывается, так или иначе, не только и не столько виновниками.  Государство выплачивает компенсации пострадавшим, помогает бизнесу в восстановлении объекта, все это за счет налогоплательщиков (неважно, напрямую, или в виде тарифов и завышенной стоимости оборудования, или за счет повышения цен вообще, или в содействии кредитованию, допэмиссии). Страхование покрывает только имущественные риски. На примере аварии  Саяно-Шушенской ГЭС видно, что лимит страхового покрытия – 200 млн. руб.  компенсирует лишь 0,5 % оценки ущерба от аварии (40 млрд. руб.) [10].

Катастрофические аварии с рисками порядка 10-3,  10-4 страховать бессмысленно, поскольку должен быть принят весьма долгосрочный  горизонт планирования, в течение которого должны выплачиваться страховые премии практически без наступления страхового случая, что равноценно неоправданным значительным финансовым потерям у страхователя.  Так, в декларации безопасности СШГЭС был указан ущерб от разрушения плотины 270 млрд руб. при риске этого события, соответствующем частоте <10-4. Страховые премии, т.е. удержания  у ОАО «Русгидро» за этот период в пользу страховщика, составили бы 263, 5 млрд руб, почти сравняясь с ущербом при фактическом отсутствии страхового события [10].   При наступлении страхового случая  фактическая величина ущерба от катастрофической аварии требует такого страхового покрытия, которое оказывается не под силу страховым организациям  или же покрывается страховщиком незначительно.

В последующий период в  2009-2010 гг. Минэнерго РФ был принят ряд мероприятий по совершенствованию управления электроэнергетикой в части генерации. Отметим некоторые из них, близкие к теме.

Узаконены все нормативы и стандарты, которые должны были перестать действовать с 30 июня 2010 г. согласно Федеральному закону «О техническом регулировании» от  7.12.2002 №184 ФЗ.  Федеральный закон  от 27.12.2009 №385 ФЗ внес изменения, которые автоматически продлевают срок действия  действующих нормативных требований «до дня вступления в силу соответствующих технических регламентов».  Это сохранило преемственность нормативно-технической документации (НТД) в электроэнергетике.

С 01 апреля 2010 г. действуют «Технические требования к генерирующему оборудованию участников оптового рынка», введенные ОАО «СО ЕЭС».  Сделан шаг к   учету специфики и технического состояния энергооборудования (объекта диспетчеризации) в процессе эксплуатации в режимах регулирования мощности и частоты. Необходимость такого учета показала авария на Саяно-Шушенской ГЭС 17.08.2009.  Теперь системный оператор должен получить все необходимые данные об энергооборудовании и его возможностях в части регулирования мощности и частоты от технических руководителей генерирующих энергопредприятий и учесть эти данные, планируя  «допустимые диапазоны регулирования активной и реактивной электрической мощности, установленную, располагаемую и максимальную мощности генерирующего оборудования, а также иные параметры, необходимые для определения готовности генерирующего оборудования к выработке электрической энергии».

Постановлением Правительства РФ от 03.03.2010 № 117 введены в действие «Правила отбора субъектов электроэнергетики и потребителей электрической энергии, оказывающих услуги по обеспечению системной надежности». «Правила» определяют порядок оказания этих услуг, в частности устанавливают обязанность поддержания соответствия оборудования определяемым системным оператором параметрам и характеристикам, соблюдение параметров технологического режима работы объектов электроэнергетики, модернизацию оборудования в срок, предусмотренный договором с системным оператором.

Уделено внимание вопросам надежности производства электроэнергии, которые тесно связаны с безопасностью, но только  в части обеспечения запасов топлива, готовности к зиме  и вывода оборудования в ремонт – в  Федеральном законе от 26.07.2010 № 189-ФЗ "О внесении изменений в Федеральный закон "Об электроэнергетике" и Кодекс РФ об административных правонарушениях в целях обеспечения устойчивого и надежного снабжения электрической и тепловой энергией». Это касается порядка создания и установления нормативов технологических запасов топлива на электростанциях; утверждения положений об оценке готовности субъектов энергетики к работе в осенне-зимний период и о контроле за его прохождением, а так же утверждения порядка осуществления техконтроля и надзора в электроэнергетике. Установлена административная ответственность: а) «за нарушение нормативов технологических запасов топлива на тепловых электростанциях в виде штрафа на должностных лиц в размере от 30 до 50 тыс. руб. или дисквалификацию на срок от 18 месяцев до 3-х лет; на юридических лиц – в размере стоимости предмета административного правонарушения (цена топлива, недостающего до выполнения норматива технологического запаса топлива на тепловой электрические станции) на момент окончания или пресечения административного правонарушения»;  б) «за несоблюдение правил вывода объектов электроэнергетики в ремонт и из эксплуатации» – в виде штрафа на должностных лиц в размере от 30 до 50 тыс. руб. или дисквалификацию на срок от 18 месяцев до 3-х лет; на юридических лиц – от 500 тыс. до 1 млн. руб».

Непосредственно к надежности объектов электроэнергетики и к покрытию ущерба от аварий имеет отношение Федераль­ный закон от 27 июля 2010 г. № 226-ФЗ "О внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации в связи с принятием Федерального закона "Об обязательном страховании гражданской ответственности владельца опасного объекта за причинение вреда в результате аварии на опасном объекте".

В Кодекс РФ об административных правонарушениях внесена "Статья 9.19. Несоблюдение требований об обязательном страховании гражданской ответственности владельца опасного объекта за причинение вреда в результате аварии на опасном объекте. Эксплуатация опасного объекта, за исключением ввода в эксплуатацию, в случае отсутствия договора обязательного страхования гражданской ответственности владельца опасного объекта за причинение вреда в результате аварии на опасном объекте – влечет  наложение административного штрафа на должностных лиц в размере от пятнадцати тысяч до двадцати тысяч рублей, на юридических лиц - от трехсот тысяч до пятисот тысяч рублей".

Однако, принятые к 2011 году меры нельзя считать  достаточными для обеспечения надежности действующего энергооборудования по следующим причинам:

- Надежность, как техническая характеристика, не учитывается при конкурентном отборе мощности на оптовом рынке, а также на конкурсе инвестиционных проектов; штрафные санкции за недопоставку мощности и электроэнергии, по-видимому,  недостаточно стимулируют повышение надежности генерации.

- Отсутствует регламентация правил эксплуатации энергооборудования утверждаемыми правительством документами высокого уровня (нормативами), что необходимо в целях обеспечения надежности и энергобезопасности [11];

Стимулирование готовности энергооборудования  не способствует предупреждению аварий оборудования, поскольку внеплановый ремонт снижает готовность и приводит к снижению оплаты за мощность не только для данного участника, но и для группы участников, поставляющей мощность в рамках соглашения.

Отсутствие механизмов окупаемости проектов модернизации  действующего оборудования и стимулов для работ по продлению его ресурса; следствием являются только два варианта стратегии эксплуатации действующего оборудования:

-      замена оборудования новым (с возвратом вложенного капитала, если повышена мощность);

-      эксплуатация до аварийного повреждения, в том числе с полным разрушением оборудования, что является угрозой промышленной безопасности.

При этом ответственность должностных лиц и владельцев на электростанциях предусматривается только административная.

-      Ответственность должностных лиц и владельцев на электростанциях предусматривается только административная.

Это положение резко изменилось в 2011 г., когда был принят ряд законов о безопасности объектов ТЭК, в том числе и электроэнергетических объектов:

«О безопасности объектов ТЭК», от 21.07.2011 № 256-ФЗ, с  приложением «Паспорта безопасности объекта ТЭК»,

«О внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации в части обеспечения безопасности объектов ТЭК",  от 21.07.2011 № 257-ФЗ,

«О внесении изменений в отдельные законодательные акты по вопросам осуществления государственного контроля (надзора) и муниципального контроля», от 18.07.2011 № 242-ФЗ

Кроме того, надо отметить принятый одновременно закон от 21.07.2011     № 255-ФЗ «О внесении изменений в Федеральный закон «О техническом регулировании».

По  п.4 этого закона из сферы технического регулирования выведены отношения, связанные с разработкой, принятием, применением и исполнением требований к обеспечению надежности и безопасности электроэнергетических систем и объектов электроэнергетики, а также требований к деятельности в области промышленной безопасности  и безопасности технологических процессов на опасных промышленных объектах.

Имеется оговорка: «за исключением случаев разработки, принятия, применения и исполнения таких требований к продукции или к продукции и связанным с требованиями к продукции процессам проектирования (включая изыскания), производства, строительства, монтажа, наладки, эксплуатации, хранения, перевозки, реализации и утилизации».

Появилось новое понятие «обязательные требования», которые должно определить Правительство РФ, а следовательно,  Минэнерго РФ,  к своим объектам.

Минэнерго  РФ планировало внести следующие изменения в Федеральный закон «Об электроэнергетике»: наделить Правительство РФ или уполномоченные им федеральных органы исполнительной власти полномочиями по:

–       утверждению технологических правил работы электроэнергетических систем;

–       утверждению правил планирования и проведения ремонтов объектов электроэнергетики;

–       утверждению правил эксплуатации объектов электроэнергетики;

–       осуществлению государственного контроля за соблюдением указанных требований, а также правил организации учета электрической энергии на розничных рынках электрической энергии.

Это было указано в докладе заместителя  Министра энергетики РФ А.Н.Шишкина  (03.11.2011) «О ходе подготовки субъектов электроэнергетики к отопительному сезону 2011-2012 гг.» с пояснением, что эти «изменения вносятся для повышения ответственности организаций, обеспечивающих функционирование инфраструктуры электроэнергетики, за невыполнение в надлежащем объеме и качестве обязательств перед потребителями по снабжению электрической энергией, а также для обеспечения надежного функционирования Единой энергетической системы России и стимулирования энергосбережения»[2].

Эти изменения были приняты лишь частично в новом Федеральном законе от 6 декабря 2011 г. N 394-ФЗ "О внесении изменений в Федеральный закон "Об электроэнергетике", где в статье 1 в п. 2) указано следующее изменение о новом полномочии Правительства РФ:

«в статье 21:

а) в пункте 1:

дополнить новым абзацем тридцать восьмым следующего содержания:

"утверждает правила технологического функционирования электроэнергетических систем;"».

Этот абзац вступил в силу с 1 января 2012 года.

Федеральный закон от 21.07.2011 № 256-ФЗ «О безопасности объектов ТЭК» включает в себя следующие основные разделы:

  1. Безопасность ТЭК: Принципы обеспечения безопасности объектов, а также основы обеспечения безопасности ТЭК
  2. Полномочия федеральных органов исполнительной власти, органов государственной власти субъектов РФ.
  3. Ответственность за причинение вреда в результате совершения акта незаконного вмешательства на объекте ТЭК.
  4. Категорирование объектов: объекты высокой категории опасности, объекты средней категории опасности, объекты низкой категории опасности.
  5. Требования к персоналу, обеспечивающему безопасность объектов ТЭК; вопросы обеспечения физической защиты объектов, права и обязанности субъектов ТЭК в области обеспечения безопасности объектов.
  6. Паспорта безопасности: форма и порядок разработки паспорта безопасности объекта ТЭК.
  7. Особенности  обеспечения безопасности объектов системы линейных объектов.

Предполагается одновременное решение проблемы безопасности и антитеррористической защищенности объектов ТЭК, в т.ч. предприятий электроэнергетики следующим образом:

-  Перечень конкретных объектов будет утверждаться на уровне региона, а затем включаться в федеральный реестр объектов ТЭК.

-  Требования, необходимые для обеспечения безопасности каждого объекта, будут определяться, исходя из его категории опасности.

Таких категорий опасности будет три: высокая, средняя и низкая.

Каждый объект ТЭК получит «паспорт безопасности», в котором будут отражены его характеристика, категория, возможные последствия в случае осуществления акта незаконного вмешательства, информация о состоянии систем его инженерно-технической и физической защиты, пожарной безопасности.

-  Повышаются требования к персоналу.

-  Владельцы объектов ТЭК высокой категории опасности должны будут страховать ответственность за причинение вреда здоровью или имуществу третьих лиц в результате акта незаконного вмешательства.

Основные понятия безопасности объектов ТЭК, в т.ч. предприятий электроэнергетики:

-       Акт незаконного вмешательства - противоправное действие (бездействие), в т.ч. террористический акт или покушение на его совершение, угрожающее безопасному функционированию объекта ТЭК, повлекшее за собой причинение вреда жизни и здоровью людей, повреждение или уничтожение имущества либо создавшее угрозу наступления таких последствий.

-       Безопасность объектов ТЭК – состояние защищенности объектов ТЭК от актов незаконного вмешательства.

-       Критически важные объекты ТЭК – объекты ТЭК, нарушение или прекращение функционирования которых приведет к потере управления экономикой РФ, субъекта РФ или административно-территориальной единицы, ее необратимому негативному изменению (разрушению) либо существенному снижению безопасности жизнедеятельности населения.

-       Критические элементы объекта ТЭК – потенциально опасные элементы (участки) объекта ТЭК, совершение акта незаконного вмешательства в отношении которых приведет к прекращению нормального функционирования объекта ТЭК, повреждению его или к аварии на объекте ТЭК.

Основные понятия антитеррористической защищенности объектов ТЭК, в том числе предприятий электроэнергетики:

-       Антитеррористическая защищенность объекта ТЭК – состояние защищенности здания, строения, сооружения или иного объекта ТЭК, препятствующее совершению на нем террористического акта.

-       Обеспечение антитеррористической защищенности объектов ТЭК – реализация  определяемой государством системы правовых, экономических, организационных и иных мер, направленных на обеспечение безопасности объектов ТЭК.

-       Требования обеспечения безопасности объектов ТЭК и требования антитеррористической защищенности объектов ТЭК – правила, которые обязательны для выполнения и соблюдение которых обеспечивает безопасность объектов ТЭК и антитеррористическую защищенность объектов ТЭК.

На сайте Минэнерго РФ имеется  проект приказа, утверждающего «ПЕРЕЧЕНЬ  работ, связанных с обеспечением безопасности объектов ТЭК»:

-             Оценка достаточности инженерно-технических мероприятий, мероприятий по физической защите и охране объектов ТЭК.

-             Монтаж, эксплуатация и техническое обслуживание инженерно-технических средств охраны и средств пожаротушения объектов ТЭК.

-             Осуществление внутреннего контроля в области обеспечения безопасности объектов ТЭК.

-             Охрана объектов ТЭК.

-             Разработка, монтаж и эксплуатация информационных систем, информационно- телекоммуникационных сетей и систем защиты информации и информационно-телекоммуникационных сетей объектов ТЭК.

Подготовлены также проекты Постановлений Правительства РФ, реализующих Федеральный закон «О безопасности объектов ТЭК»:

- Об утверждении Порядка актуализации паспорта безопасности  объекта ТЭК.

- Об утверждении Порядка формирования и ведения реестра объектов ТЭК.

- Об утверждении Положения об исходных данных для проведения категорирования объекта, порядке его проведения и критериях категорирования объекта ТЭК.

Обеспечение безопасности объектов ТЭК осуществляется субъектами ТЭК, т.е. физическими и юридическими лицами, владеющими на праве собственности или ином законном праве объектами ТЭК. Соблюдение требований обеспечения безопасности объектов ТЭК и требований антитеррористической защищенности объектов ТЭК является обязанностью руководителей субъектов ТЭК. В качестве субъекта ТЭК, владеющего объектом ТЭК, который отнесен к объектам высокой категории опасности, может выступать только юридическое лицо, зарегистрированное на территории РФ.

Уголовная ответственность за нарушение требований обеспечения безопасности и антитеррористической защищенности объектов ТЭК определяется новой статьей 217.1 Уголовного Кодекса РФ:

1. Нарушение требований обеспечения безопасности и антитеррористической защищенности объектов ТЭК, если это деяние повлекло по неосторожности причинение тяжкого вреда здоровью человека или причинение крупного ущерба,- наказывается штрафом в размере до восьмидесяти тысяч рублей или в размере заработной платы или иного дохода осужденного за период до шести месяцев, либо ограничением свободы на срок до трех лет, либо лишением свободы на тот же срок с лишением права занимать определенные должности или заниматься определенной деятельностью на срок до трех лет или без такового.

2. То же деяние, повлекшее по неосторожности смерть человека,- наказывается лишением свободы на срок до пяти лет с лишением права занимать определенные должности или заниматься определенной деятельностью на срок до трех лет или без такового.

3. Деяние, предусмотренное частью первой настоящей статьи, повлекшее по неосторожности смерть двух или более лиц, - наказывается лишением свободы на срок до семи лет с лишением права занимать определенные должности или заниматься определенной деятельностью на срок до трех лет или без такового.

Административная ответственность за нарушение требований обеспечения безопасности и антитеррористической защищенности объектов ТЭК определяется новой статьей 20.30 Кодекса Российской Федерации об административных правонарушениях:

«Нарушение требований обеспечения безопасности и антитеррористической защищенности объектов ТЭК, а равно воспрепятствование соблюдению указанных требований должностными лицами, в том числе руководителями субъекта ТЭК, гражданами, если эти действия не содержат уголовно наказуемого деяния, - влечет наложение административного штрафа на граждан в размере от трех тысяч до пяти тысяч рублей; на должностных лиц - от тридцати тысяч до пятидесяти тысяч рублей или дисквалификацию на срок от шести месяцев до трех лет.";

Ответственность за причинение вреда на объекте ТЭК предусмотрена Федеральным законом от 21.07.11 № 256-ФЗ  для субъектов ТЭК:

-       Статья 14. Гражданско-правовую ответственность за причинение вреда физическим и юридическим лицам, а также государству в результате совершения акта незаконного вмешательства на объекте ТЭК несет субъект ТЭК в порядке, установленном законодательством РФ.

-       Статья 15. Субъекты ТЭК, владеющие на праве собственности или ином законном праве объектами ТЭК, которые отнесены к объектам высокой категории опасности, обязаны страховать ответственность за причинение вреда жизни, здоровью или имуществу третьих лиц в результате аварии на объекте ТЭК, возникшей в связи с террористическим актом или диверсией.

Согласно статье 12 п.2 ФЗ от 21.07.11 № 256-ФЗ субъекты ТЭК обязаны:

-  незамедлительно информировать … об угрозах совершения и о совершении актов незаконного вмешательства на объектах ТЭК;

-  выполнять предписания, постановления … об устранении нарушений требований обеспечения безопасности объектов ТЭК и требований антитеррористической защищенности…;

-  оказывать содействие в выявлении, предупреждении и пресечении актов незаконного вмешательства, а также в ликвидации их последствий, установлении причин и условий их совершения;

осуществлять комплекс специальных мер по безопасному функционированию объектов ТЭК, локализации и уменьшению последствий чрезвычайных ситуаций;

-  обеспечивать готовность объектов ТЭК к локализации и уменьшению последствий потенциальных чрезвычайных ситуаций, ликвидации последствий чрезвычайных ситуаций в случае их возникновения…

В свете ФЗ от 21.07.11 № 256-ФЗ предстоит по объектам ТЭК, в том числе по электростанциям, в том числе по турбогенераторам и другому энергооборудованию (ЭО), конкретизировать требования к безопасности:

-       определить критические элементы ЭО, т.е. потенциально опасные элементы, совершение акта незаконного вмешательства в отношении которых приведет к прекращению нормального функционирования, повреждению или к аварии ЭО;

-       определить виды незаконного вмешательства в работу ЭО – противоправных  действий или бездействий, угрожающих безопасному функционированию ЭО;

-       разработать и осуществить меры по предупреждению актов незаконного вмешательства в отношении  ЭО.

Безопасность эксплуатации турбогенераторов тесно связана с их надежностью. Поэтому требования к безопасности будут одновременно и требованиями к надежности, но только в отношении тех нарушений функционирования, которые повлекли «причинение вреда жизни и здоровью людей, повреждение или уничтожение имущества» либо создали «угрозу наступления таких последствий».

«Паспорт безопасности» и критические элементы турбогенератора

В свете изложенного можно сформулировать, какие элементы (узлы) турбогенератора являются критическими элементами и какие имеются базовые угрозы актов незаконного вмешательства для этих элементов в свете Федерального закона «О безопасности объектов ТЭК» от 21.07.2011 № 256-ФЗ, для учета при составлении «Паспорта безопасности» (личные предложения автора).

Наименование критического элемента турбогенератора:

Подшипники и система смазки

Вращающаяся масса – ротор турбогенератора:

-                   вал,

-                   бочка ротора,

-                   бандажные кольца ротора.

Корпус турбогенератора серии ТВ, ТВ2, ТВФ, ТВВ, ТГВ, заполненный водородом, и газовая система.

Водородные уплотнения вала и их система маслоснабжения

Вспомогательные системы, в которые может проникать водород

Статор турбогенератора серии ТВМ, заполненный маслом

Электрические и технологические защиты турбогенератора

Базовые угрозы:

Пожароопасность при разуплотнении масляных объемов  вследствие горючести смазочного и охлаждающего масла

Пожароопасность при разуплотнении газомасляной системы турбогенератора вследствие горючести охлаждающего водорода

Взрывоопасность водородно-воздушной смеси при накоплении ее в плохо вентилируемых объемах вблизи генератора

Опасность разрушения вращающихся масс при трещинообразовании,  нарушении креплений

Опасность разрушения при коротких замыканиях обмотки статора турбогенератора при несрабатывании электрических и технологических защит

Опасность ложного срабатывания защит и аппаратуры  дистанционного управления.

Модель нарушителя, тип нарушителя:

Технический руководитель, не обеспечивающий соблюдения технологических правил эксплуатации и ремонта, подготовку персонала без умысла на реализацию базовой угрозы.

Исполнитель работ, не соблюдающий технологических правил эксплуатации и ремонта в процессе конкретной работы по халатности или вследствие некомпетентности, без умысла на реализацию базовой угрозы.

Работники технадзора, не проверяющие или не требующие соблюдения технологических правил эксплуатации и ремонта, без умысла на реализацию базовой угрозы.

Сотрудник или посторонний человек, умышленно совершающий действие (повреждение или нарушение работы критического элемента), которое заведомо должно привести к реализации базовой угрозы.

Умышленное бездействие сотрудника, которое заведомо должно привести к реализации базовой угрозы.

 

 

Список источников:

1. Шишкин А.Н, заместитель Министра энергетики  РФ  «ТЭК РОССИИ :КУРС НА БЕЗОПАСНОСТЬ?», 29 октября 2010 г.

2. Шишкин А.Н, заместитель Министра энергетики  РФ «О ходе подготовки субъектов электроэнергетики к отопительному сезону 2011-2012 гг.», 03 ноября 2011 г.

3. Постановления Правительства РФ от 03.03.2010 № 117, от 21 апреля 2010 г. N 269.

4. Правила оптового рынка электрической энергии и мощности  (Утв. Постановлением Правительства РФ от 27 декабря 2010 г. N 1172).

5. Протокол № 10 заседания Комиссии Минэнерго России по осуществлению мониторинга за проведением организациями электроэнергетики ремонтов и технического состояния генерирующих объектов и объектов электросетевого хозяйства  от 04 мая 2011 г.

6. Экономика и управление в современной электроэнергетике. Под ред. Чубайса А.Б., Аметистова Е.В., Удальцова Ю.А., Уринсона Я.М. М.: изд. НП «КОНЦ ЕЭС», 2008.

7. В.Дзагуто, Е.Гришковец. Газета "Коммерсантъ", №222/П (4763), 28.11.2011.

8. Правила вывода объектов электроэнергетики в ремонт и из эксплуатации. (в ред. Постановления Правительства РФ от 10.03.2009 № 219)

9. Федеральный закон от 26 марта 2003 года № 35-ФЗ "Об электроэнергетике" (с изменениями на 06 декабря 2011 года)

10. Кадыкова М.  Неподъемные риски. Приложение к газете «КоммерсантЪ»  «Business Guide» от 11 ноября 2009 г. № 210. - Страхование.  Там же интервью с В.Орловым («Капитал-Страхование»), Х.Чопра («РОСНО»),   С.Теребулиным (ОАО «Русгидро»).

11. Кучеров Ю.В., Китушин В.Г. Реформирование и надежность электроснабжения\ "ЭнергоРынок", 2005, №1.

 

Проблема взрыво - пожаробезопасности в  машинном зале электростанции, где установлены турбогенераторы с водородным охлаждением

О.С. Голоднова, канд. техн. наук, ст. научный сотрудник

1.  Устройство газомасляной системы турбогенератора с водородным охлаждением

На тепловых и атомных электростанциях установлены  турбогенераторы  с  водородным  и   водородно-водяным охлаждением различной мощности  (от 25 до 1200 МВт) с избыточным  давлением  водорода  в корпусе  0,05÷0,5  МПа.

Для предупреждения утечки водорода в местах выхода вращающегося вала из корпуса с обеих сторон генератора установлены масляные уплотнения (рис.1).


Рисунок 1 – Продольный разрез турбогенератора с водородным охлаждением

Принцип работы уплотнений вала: «запирание»  водорода осуществляется встречным потоком масла: в зазор между вкладышем и валом подается турбинное масло, давление которого всегда выше давления водорода на заданную величину – обычно от  0,05 до 0,09 МПа.

Основные типы уплотнений вала: кольцевые, или радиальные, и торцевые, или аксиальные (рис. 2). Уплотнения вала часто называют уплотняющими подшипниками, поскольку есть конструктивное сходство кольцевых уплотнений с опорными подшипниками, а торцевых – с  упорными. Значительное отличие заключается в величине нагрузки на вкладыш: в опорном подшипнике  вкладыш нагружен весом ротора, а в кольцевом уплотнении нагрузка F – это только вес самого вкладыша. Аналогично в упорных подшипниках нагрузку создает давление со стороны вала, а в торцевом уплотнении нагрузка F  создается пружинами или гидравлически, и она значительно меньше, чем в подшипнике. Подробно конструкции уплотнений рассматриваются в [2, 7, 8].

Принципиальная типовая схема маслоснабжения уплотнений приведена на рис. 3. Для уплотнений применяется то же турбинное масло, что и в системе смазки подшипников турбоагрегата, с которой система маслоснабжения уплотнений связана.  Необходимое для «запирания» водорода давление масла обеспечивается маслонасосами, а  необходимое превышение давления масла над давлением водорода  обеспечивается регулятором перепада давлений масла и водорода. Подробно различные модификации схем маслоснабжения уплотнений рассматриваются в [2, 7, 8].

Отказы  в  работе уплотнений   вала и оборудования  их  систем  маслоснабжения  приводят  к вынужденным остановам турбоагрегатов (примерно 15 ÷  25 % от общего числа остановов)   и недовыработке электроэнергии.

От качества работы уплотнений  и оборудования системы маслоснабжения зависит возможность обеспечения требуемой газоплотности, а, следовательно,  пожаро-  и  взрывобезопасности в машинных залах.

Чтобы обеспечить высокое качество  работы уплотнений и газомасляной системы,  эксплуатационному и ремонтному персоналу надо знать следующее:

–                   пути обеспечения  безопасности эксплуатации и ремонта турбогенераторов с водородным охлаждением;

–                   возможные последствия различных нарушений в работе уплотнений и газомасляной системы;

–                   конструкции, назначение и принцип работы уплотнений и оборудования газомасляной системы;

–                   причины дефектов уплотнений и газомасляной системы и пути их предупреждения;

–                   требования  к   монтажу, ремонту и техническому обслуживанию уплотнений и оборудования газомасляных систем турбогенераторов.


Рисунок 2 – Схема работы кольцевого (а) и торцевого (б)  уплотнений вала турбогенератора;

1 – вкладыш; 2 – баббитовая заливка вкладыша; 3 – вал ротора; 4 – уплотняющее масло; F – усилие, действующее на вкладыш.  [7, 8]


Рисунок  3 – Типовая  схема маслоснабжения уплотнений вала [7, 8]: 1, 2, 3 – маслонасосы,

4 – маслоохладитель, 5 – масляный фильтр, 6 – регулятор перепада давлений масла и водорода, 7 – поплавковый гидрозатвор, 8 – демпферный бак для резервирования  подачи масла, 9 – реле уровня масла в баке,

10, 11 – сливные маслопроводы, 12 – главный маслобак турбины, 13, 14  – петлевые гидрозатворы; а – подача масла в уплотнения; б – слив масла из уплотнений в сторону водорода; в – слив масла из подшипников генератора.

2  Основные сведения о пожарной опасности водорода и масла и основные принципы обеспечения взрыво - и пожаробезопасности  генераторов  с  водородным охлаждением

Наличие в системах охлаждения турбогенераторов взрывоопасного и горючего водорода в сочетании с горючим маслом создает проблему обеспечения взрыво - и пожаробезопасности в машинном зале электростанции [2, 7, 8].

Взрывоопасные среды могут образоваться в различных местах газомасляной системы генератора, а также в прилегающих узлах и отсеках при аварийных выбросах и утечках  водорода. Газовая система турбогенератора имеет  специальное оборудование, позволяющее осуществлять безопасное  заполнение  корпуса  генератора  водородом  и удаление последнего путем использования в качестве промежуточного агента  инертного газа: водород вытесняется инертным газом, затем воздухом, а воздух аналогично вытесняется инертным газом, затем водородом.  При ошибочном выполнении указанных операций и отсутствии контроля над составом газовой смеси  также  могут образоваться взрывоопасные среды в корпусе генератора,  поплавковом гидрозатворе,  бачке   продувки. Водород может попадать в  картеры  подшипников, шинопроводы, систему охлаждения обмотки статора дистиллятом, водяную систему газоохладителей, и, накапливаясь, при определенном процентном содержании также образует взрывоопасные среды.

Возгорания возможны в любых местах, где произойдет  утечка водорода из корпуса генератора и газомасляной системы. Степень их опасности определяется  местом утечки, близостью людей и возможностью их травмирования, количеством выходящего водорода  и возможностью (или невозможностью) прекращения возгорания без останова турбоагрегата.

Пожары происходят при значительных утечках водорода, обычно связанных с полным или частичным разрушением генератора, или при значительных утечках масла. Горение водорода всегда сопровождается  горением масла.  Возгорание же масла снаружи генератора  при целости последнего не приводит к возгоранию водорода.

Свойства водородной смеси с воздухом:

Область воспламенения соответствует содержанию:

водорода… 4 – 75% объема

воздуха…..96–25% объема

Минимальная энергия зажигания  ……………………… не более 0,02 мДж

Температура  самовоспламенения  ………………………………….. 510 о С

Нормальная скорость распространения пламени …………………. 2,7   м/с

Критический диаметр струи ………………………………………........... 0,0006 м

Минимальное взрывоопасное содержание водорода ….....………. 5% объема

Нижний детонационный предел содержания водорода …..........…18,2%  объема.

Смесь водорода с кислородом является взрывоопасной при содержании в ней  водорода 4 – 94%  (соответственно  кислорода  96 – 6%).

При утечках водорода наружу смешивание водорода  с воздухом  происходит  в  турбулентном  режиме [6];   в создании взрывоопасной среды участвует менее 50% истекающего  водорода.  Большая часть водорода рассеивается в воздухе,   не образуя горючей смеси.

Во избежание появления  взрывоопасной смеси в корпусе генератора и других местах газомасляной системы  нормативные  показатели состава газовой смеси установлены с определенным запасом.  Содержание кислорода в корпусе генератора в эксплуатации не должно превышать 1,2%, а в емкостях на сливе масла в сторону водорода – 2%.   В водороде, поступающем в генератор, содержание кислорода по объему не должно быть превышать 0,5%. Содержание водорода в корпусе генератора должно быть не ниже:  98% – в генераторах с непосредственным охлаждением обмоток,  97%  – в генераторах с косвенным охлаждением обмоток с давлением водорода 0,05 МПа  и выше, 95% – с давлением водорода ниже 0,05 МПа.

Некоторые  опытные данные о характере  горения водородно-воздушных смесей [6]

Видимая скорость распространения пламени зависит от размера облака, т.е. количества  выброшенного водорода. Для водородно-воздушной смеси объемом около 80 м3 с содержанием 34% водорода скорость  достигала 110 м/с;   при объемах смеси примерно 500 м3 возможно увеличение скорости пламени примерно до 300 м/с.  Переход горения в детонацию не наблюдался при размерах облака до 300 м3 даже при инициировании ударной  волной. При проходе пламени через перфорированную стенку или чередующиеся препятствия  (технологическое оборудование, колонны, фермы, перегородки, монтажные  площадки, краны  и  т.п.)  скорость распространения пламени может увеличиваться до 250 м/с и   более. При детонации водородно-воздушных смесей в просторных производственных помещениях взрывные  нагрузки могут быть настолько значительными, что приведут к полному разрушению сооружений.

Характер горения водородно-воздушных смесей и возможность детонации зависят от  общей и локальной  концентрации водорода под оболочкой и от наличия источников зажигания. Если  водород воспламенится до перемешивания со средой, заполняющей оболочку,  то будет иметь место диффузионное горение. Если воспламенение произойдет после полного перемешивания со средой оболочки и концентрация смеси будет выше нижнего предела распространения пламени водорода (4-9%), то будет иметь место горение без  взрыва. При  маловероятном  развитии аварийной ситуации, когда водород, не воспламенившись, накопится в таких количествах, что его концентрация превысит нижний детонационный предел (18,2% – для водородно-воздушной смеси), то возгорание смеси может  завершиться детонацией.

Данные, которые могут быть напрямую использованы для количественных оценок опасности утечек и выбросов  водорода из генератора в машинном зале, отсутствуют. Дополнительные  сложности в прогнозировании возгорания и  взрыва появляются при наличии  в составе  смесей добавок в виде паров воды,   турбинного масла,  оксидов углерода и азота. Хотя известны наиболее вероятные  источники поджига водородно-воздушной смеси – искрение на щеточно-контактном аппарате ротора, горение  масла, искры от сварки, соударений металлических деталей и инструмента и т.п. – тем не менее, во многих случаях не удавалось выяснить истинную причину возгорания. Бытует мнение о возможности самовозгорания струи водорода малого диаметра,  выходящей  с большой скоростью (например, через трещину сварного шва), – от нагрева в результате трения. Сравнительно низкая минимальная энергия зажигания водородно-воздушной смеси делает вероятным такое возгорание.

Опасность пожара усугубляется наличием системы маслоснабжения уплотнений, поскольку возгорание масла неизбежно при возгорании водородно-воздушной смеси; горящее  масло  растекается и проникает на нижележащие этажи. Количественные данные, приведенные ниже, подтверждают опасность такого пожара.

Скорость увеличения площади пожара при растекании горящего турбинного масла может достигать 25 м2/мин.  Опытным путем установлено, что при горении турбинного масла на площади 5 м23 со снижением видимости до 1 м происходит в течение 5 мин.  Наибольшую опасность  для  людей  представляют токсичные продукты горения. Через 0,5÷1 мин после возникновения пожара в машинном зале превышаются предельно допустимые концентрации  токсичных веществ в местах пребывания персонала;  видимость снижается до допустимого предела в течение 1,5÷3,5 минут,  температура повышается  до опасных значений за 6÷8 мин.   Факелы горящего масла и водорода быстро  нагревают  элементы  металлических ферм до критической температуры,  что приводит к обрушению ферм и перекрытий кровли. полное задымление машинного зала объемом более 8000 м

Радикально решается проблема предупреждения возгорания масла применением огнестойких  и  негорючих масел в системах регулирования и смазки.  Например, масло ОМТИ имеет  весьма благоприятные характеристики (табл. 1),   при этом   оно не  уступает нефтяным маслам по физико-химическим и эксплуатационным свойствам,  по антикоррозийной активности и термоокислительной стабильности, а, напротив,  превосходит их.  Кроме того, ОМТИ не передает пламя по струе.

Таблица 1

Сравнение свойств масла ОМТИ   и   нефтяных   масел

Характеристики  пожароопасности,  о С

ОМТИ

Нефтяные       масла

Температура вспышки

Выше 240

Около 190

Температура воспламенения

370–400

210–220

Температура самовоспламенения

720

300–350

Температура самовоспламенения

в присутствии теплоизоляции

600

150

Применение негорючего смазочного масла для масляных уплотнений  неприемлемо из-за агрессивности известных сортов негорючего  масла по отношению  к высоковольтной изоляции и лаковым защитным покрытиям генераторов.

Попытки снизить пожаро - и взрывоопасность смесей водорода с воздухом путем ввода в газомасляную систему генератора газообразных углеводородных ингибиторов (2÷4 % от объема водорода) не привели к успеху из-за того, что растворимость испытывавшихся ингибиторов в масле оказалась слишком высока – в десятки раз  выше растворимости водорода в масле. Чтобы поддерживать требуемую концентрацию ингибитора в водороде, пришлось бы пойти на растворение гораздо большего его количества вплоть до насыщения масла, что недопустимо, так как привело бы к  весьма нежелательному ухудшению характеристик масла.

Основные  принципы обеспечения взрыво - и пожаробезопасности турбогенераторов с водородным охлаждением на  электрических станциях:

  • обеспечение необходимой механической  прочности корпуса генератора, наружных щитов и деталей уплотнений вала,  баков, арматуры, трубопроводов и другого оборудования газомасляной  системы;
  • обеспечение необходимой   газоплотности корпуса генератора, наружных щитов и уплотнений вала,  оборудования газомасляной  системы;
  • обеспечение  маслоплотности  уплотнений вала   и  оборудования газомасляной  системы;
  • надежная конструкция масляных уплотнений вала, исключающая прорывы водорода и масла;
  • обеспечение заданного перепада давлений масла и  водорода в стационарных, переходных и аварийных режимах работы генератора и газомасляной системы;
  • исключение образования взрывоопасной смеси водорода с воздухом в корпусе генератора, газонаполненных  емкостях газомасляной  системы,  прилегающих узлах (подшипниках,   шинопроводах) путем соблюдения эксплуатационного контроля, а также безопасного порядка  заполнения  корпуса  генератора  водородом  и удаления последнего;
  • испытания  на  газоплотность при  ремонтах, контроль газоплотности   и  своевременный вывод из работы оборудования  при нарушениях газоплотности в процессе эксплуатации.

Эти принципы отражены в проектно-конструкторской и технологической документации, правилах, инструкциях  и других  руководящих нормативно-директивных материалах, относящихся  к изготовлению,  монтажу, эксплуатации  и ремонту турбогенератора и его  газомасляной  системы. Соблюдение требований этих документов, прежде всего «Правил технической эксплуатации (2003  г.)» и «Типовой инструкции по эксплуатации газомасляной системы водородного охлаждения генераторов (РД 153-34.0-45.512-97)» является обязательным.

Достигнутый уровень реализации указанных принципов обеспечил высокую надежность турбогенераторов  с водородным охлаждением, эксплуатируемых в нашей стране и за рубежом.   Об этом  свидетельствует   средняя частота всех нарушений в работе турбогенераторов, сопровождающихся загораниями   и “хлопками” водорода в машинных залах, которая  составляет около 0,01 отказа на один генератор в год  (средняя  частота  тяжелых аварий с пожарами и взрывами водородно-воздушной смеси  примерно  на порядок  меньше).

3  Обзор  причин потери газоплотности  уплотнений вала и газомасляной  системы

Пожароопасными нарушениями в работе оборудования   газомасляной     системы турбогенераторов с водородным  охлаждением являются нарушения, сопровождающиеся потерей газоплотности. Наиболее опасен прорыв водорода  в   сливной маслопровод и картеры подшипников:

вдоль вала  через уплотнения,

через поплавковый гидрозатвор.

Одной из причин прорыва водорода вдоль вала  через уплотнения являются перерывы маслоснабжения уплотнений или недопустимое снижение перепада давлений масла и водорода.  При  таких нарушениях ранее неизбежно  происходила потеря газоплотности узла с выходом водорода вдоль вала,  с попаданием водорода в картеры подшипников и т.д., но  с 1974 г., благодаря внедрению системы  резервирования маслоснабжения уплотнений от  демпферного  бака (поз.8 на рис.3), число нарушений с потерей газоплотности ежегодно снижалось.

Недопустимым  является снижение до нуля перепада давлений масла и водорода, т.е. снижение давления уплотняющего масла до  значения, равного давлению водорода, а в наихудшем случае –  прекращение подачи масла.  Основные причины и последствия описаны далее. Для торцевых уплотнений недопустимое снижение перепада давлений обычно  приводит к выплавлению баббита, сопровождается выбросом дыма и масла из подшипников, выходом водорода; в зоне подшипников появляется масляный «туман». Иногда повышается вибрация подшипников. В таком случае необходим немедленный останов генератора с вытеснением водорода из корпуса генератора инертным газом. Значительное выплавление баббита при продолжительном снижении перепада давлений сопровождается повреждением (задиром) стальной поверхности упорного диска вала ротора, что требует восстановительного ремонта.

Даже кратковременный перерыв в подаче масла может привести к подплавлению баббита. Если баббит не выплавился полностью и сохранились маслораздаточные канавки,  некоторая подача масла сохраняется, и тогда температура баббита может какое-то время устойчиво держаться на уровне 75÷80 °С (при этом возможно повреждение термометров сопротивления). Слив масла в сторону водорода увеличивается, но температура сливающегося масла заметно возрастает, что видно по наличию пара в продувочном бачке, маслоконтрольном патрубке или смотровых стеклах в сливных маслопроводах. В момент подплавления появляется дымок из подшипников,  нарушается газоплотность и водород  попадает в картеры подшипников. Слегка подплавленный вкладыш может непродолжительное время работать при сниженном давлении водорода, но этот вкладыш легко повреждается при резких изменениях нагрузки. Поэтому  при первой же возможности он должен быть отремонтирован.

Понижение перепада давлений до 0,01÷0,03 МПа (0,1÷0,3 кгс/см2)  сопровождается уменьшением почти до нуля расхода масла в сторону водорода и пропусками водорода из  корпуса генератора в картеры основных подшипников, поскольку такое  значение перепада давлений оказывается меньше противодавления масла на запирающих поясках вкладышей. Температура баббита возрастает в связи с ухудшением охлаждения запирающего пояска, но, если она остается ниже предельно допустимой (80 °С), то работоспособность узла сохраняется, и есть возможность вернуться к нормальной эксплуатации после восстановления перепада давлений.

Основные причины снижения перепада давлений масла и  водорода:

•          отказ или ошибочные переключения  источников маслоснабжения;

•          некачественный  ремонт   или неправильная настройка регулятора перепада давлений масла и водорода;

•          ошибочное перекрытие  вентиля (задвижки) на напорных трубопроводах от источников маслоснабжения  до регулятора перепада давлений и далее после регулятора до уплотнений;

•          рост гидравлического сопротивления на напорных трубопроводах от источников маслоснабжения  до регулятора перепада давлений и далее после регулятора до уплотнений (засорение и др. причины);

•          нарушение  маслоплотности (значительная течь) на любом участке напорных трубопроводов;

•          слишком большой расход масла помимо уплотнений;

•          резкое увеличение расхода масла в уплотнениях;

•          неправильное подключение демпферного бака или снижение до 25 ºС  и ниже температуры масла в демпферном баке, или отказ реле уровня масла в баке.

При включенном демпферном баке в системе маслоснабжения уплотнений, оборудованной устройствами сигнализации и защиты,  перерыв в подаче масла и снижение перепада давлений, в том числе из-за  неисправностей регулятора, не  должны приводить к повреждениям вкладышей и упорных дисков - для торцевых уплотнений и к прорыву  водорода вдоль вала - для кольцевых уплотнений. В этом случае должно происходить автоматическое отключение турбогенератора  от сети технологической защитой от  понижения уровня  масла в демпферном баке  [2, 7, 8], т.е. вынужденный останов турбоагрегата со срывом вакуума и с вытеснением водорода в генераторе инертным газом. При неправильном подключении демпферного бака, когда не соблюдены установочные размеры [2, 7, 8], потери напора в трубопроводах от бака к уплотнениям оказались слишком велики, не исключен сифонный перелив, температура масла в демпферном баке слишком низка (а вязкость высока!), перепад давлений  может упасть до недопустимо низкого значения (даже до нуля!), что сводит на нет преимущества схемы резервирования.

Отключения и  остановы турбоагрегата срабатыванием  технологической защиты от  понижения уровня  масла в демпферном баке   составляют примерно 30 % всех отключений турбогенераторов, вызванных  нарушениями в работе оборудования газомасляной системы. При таких отключениях потеря газоплотности обычно не происходит, хотя есть некоторый риск (задержка с восстановлением маслоснабжения, с подачей инертного газа, нехватка масла в баке, ошибочная работа защитных устройств, в том числе отказ реле уровня масла в баке и т. п.).    Ущерб от отключения защитой значительно меньше ущерба от потери газоплотности,  повреждений баббита и вала.

Остальные нарушения в работе оборудования     газомасляной     системы, сопровождающиеся утечкой   водорода,  распределяются примерно следующим образом:

–                   утечка через фланцевые соединения трубопроводов и штуцеры …………….................................................…..  20%;

–                   выдавливание уплотняющих резиновых прокладок (крышки люка, фланца корпуса генератора, между

корпусом уплотнения и наружным щитом и т. п,  в том числе с возгоранием водорода)……………..................…………..20%;

–                   прорыв через поплавковый гидрозатвор

(в том числе загорание или хлопок в сливных маслопроводах подшипников) ………………………………….....................10%;

–                   утечка и самовозгорание водорода при резком  открытии вентиля на газовом посту..…………….……….  10%;

–                   утечка через уплотняющие резиновые прокладки  газоохладителей  .………................................................….  10%;

–                   утечка или прорыв в картеры подшипников (в том числе хлопок-вспышка в картере

подшипника   из-за дефекта вкладыша уплотнения)……….........................................………………...................………………..9%;

–                   утечка через  сварные  соединения    трубопроводов  ……………………...................................................……….  6%;

–                   утечка через фланцевые соединения поплавкового  гидрозатвора ……...............................................…………. 6%;

–                   нарушение работы регуляторов  перепада давлений масла и водорода,

регуляторов  давления прижимающего масла ……………………………………... .............………....................………………...6%;

–                   утечка через горизонтальные разъемы  торцевых щитов ………….................................................………………  3%.

Доля  случаев утечки водорода,  сопровождавшихся  возгораниями и (или) “хлопками”  водорода,  составила  примерно 15%.

Прорыв водорода вдоль вала  через уплотнения также возможен и при нормальном перепаде давлений масла и водорода –  вследствие застревания, перекоса  или повреждения вкладыша уплотнения  [2, 7, 8]  из-за некачественного  ремонта уплотнений или подачи грязного масла.

Прорыв водорода через поплавковый гидрозатвор (поз. 7 на рис.3) в сливную систему подшипников турбоагрегата из-за дефекта клапана гидрозатвора, зависшего в открытом положении, весьма опасен. Если этот  дефект не удается устранить [2, 7, 8], то работают  с  закрытым  вентилем на сливе, периодически вручную выпуская масло, до тех пор, пока не появится возможность остановить турбогенератор для ремонта гидрозатвора.

Опыт показывает, что ручное регулирование уровня масла в гидрозатворе зачастую оказывается неуспешным из-за неприспособленности сливного запорного вентиля  для такой операции и недостаточной тренированности персонала, т.е. приводит к пропускам и прорывам водорода в сливной маслопровод, поэтому длительная  эксплуатация турбогенератора в таком режиме нежелательна.

Кроме перечисленных случаев, в эксплуатации могут происходить разуплотнения  и других узлов турбогенератора: выводов обмотки статора, водоподводов и системы водяного охлаждения статора, газоохладителей, сопряжения частей корпуса статора, токоподвода  ротора, но здесь они не рассматриваются.

На электростанциях имел место ряд больших аварий с пожаром и частичным  разрушением  машинного  зала вследствие горения водорода и масла.  Хотя  первопричиной  этих аварий  не являлось нарушение работы газомасляной системы и уплотнений вала генератора, а, как правило, было нарастание вибрации вала и повреждение подшипников, но катастрофическое развитие происходило именно из-за выброса и загорания водорода и масла вследствие механического повреждения узла уплотнений и крепления наружных щитов  генератора.

Известны также  несколько случаев взрыва в корпусе остановленного генератора из-за грубого нарушения правил вытеснения и замены газовых сред  в сочетании с несвоевременным  выполнением и низким качеством  анализа содержания водорода в газовой смеси.

Некоторые примеры потери газоплотности  уплотнений вала и газомасляной  системы [7, 8]

Пример 1. Трещина в уплотнительной  прокладке между корпусом уплотнения и наружным щитом генератора привела к тому, что требовалась подпитка генератора  водородом  до 4–5 раз в смену. Водород выходил через неплотность в машинный зал, накапливался, после чего произошел "хлопок" с возгоранием в верхней (невентилируемой) части машинного зала.

Пример 2. Расход  водорода на подпитку генератора увеличился вследствие утечки через трещины в резиновой прокладке  газоохладителя. Водород выходил через неплотность в машинный зал, но не накапливался, благодаря хорошей вентиляции машинного зала. Возгорания  или детонации не произошло.

Пример 3. При  плановом  переходе с рабочего масляного фильтра  на   резервный фильтр перепад давлений "масло-водород" увеличился. Это привело  к повышению  уровня  масла в демпферном баке и переливу масла. Потребовался вывод из автоматического режима  регулятора перепада давлений (открытие байпаса).  Из-за перелива  повысился  уровень  масла  в поплавковом гидрозатворе. Снижение уровня масла в затворе производилось открытием вентиля на байпасе регулятора уровня в гидрозатворе.  Появился сигнал "Снижение давления в корпусе генератора""Пожар на генераторе". (на 0,07 МПа). Далее произошел выброс масла в районе подшипника возбудителя; давление водорода в корпусе генератора снизилось на 0,1 МПа по отношению к номинальному. В то же время  продолжали снижать перепад "масло-водород" с помощью ручного прикрытия вентиля. В этот момент произошло  возгорание  водорода  и  выброс масла из подшипников.  При этом масло в гидрозатворе отсутствовало. Около подшипника произошла  вторая вспышка водорода, выброс и возгорание масла наблюдались  также около  щеточного аппарата и защитного кожуха нулевых выводов генератора. Давление водорода упало  до 0,09 МПа.  Турбогенератор  был отключен со срывом вакуума согласно  информации с блочного щита управления

Пример 3. Падение давления водорода в корпусе генератора началось вследствие значительной утечки водорода вместе с маслом из разъема фланца  на трубопроводе слива  масла из уплотнения. Через 10 минут была начата разгрузка генератора, через полтора часа генератор был отключен от сети  с последующим вытеснением водорода азотом. Анализ проб воздуха в машинном зале вблизи уплотнения показал концентрацию водорода 0,5%. Возгорания  не произошло.

Пример 5. При открытии вентиля газового поста для взятия на анализ пробы газа из генератора загорелся водород, выходящий из вентиля. Горящая струя не позволила  прекратить горение закрытием вентиля. Пришлось отключить генератор от сети и ликвидировать горение путем выпуска водорода из генератора с вытеснением водорода азотом.

Пример 6. При наборе нагрузки турбогенератора происходили запаздывания вкладыша со стороны контактных колец, что сопровождалось утечками водорода в картер подшипника и под защитную обшивку. Над подшипником появился заметный “масляный туман”, содержащий водород. Утечки были достаточно интенсивны для накопления взрывоопасной водородно-воздушной смеси. Взрывом сорвало защитную обшивку  и смертельно травмировало двух человек,  пришедших  выяснить причины появления “масляного тумана”.  После этого случая  было запрещено использование любых обшивок, кожухов и другие оболочек вблизи генератора, в которых может накапливаться водородно-воздушная смесь. Был  введен  контроль  содержания водорода в картерах подшипников с соответствующей сигнализацией. Аналогично после взрыва в камере шинопроводов другого генератора были  внедрены  обязательные вентиляционные отверстия в  кожухах шинопроводов  также с соответствующей сигнализацией о наличии водорода.

Пример 7. Некачественный ремонт уплотнений стал причиной повышенного расхода масла в сторону водорода, что требовало частых продувок генератора водородом. При продувках масло попадало в генератор, что  приводило к  необходимости слива этого масла через дренажные трубопроводы. Во время одной из таких операций при открытии вентиля на одном из дренажных трубопроводов произошел прорыв водорода через прокладку фланца с последующим его возгоранием; попытки потушить горящий водород огнетушителями (порошковые, углекислотные, воздушно-пенные), как и следовало ожидать, оказались малоэффективны, генератор был отключен от сети,  через полчаса  горение струи водорода ликвидировано путем выпуска водорода из генератора с вытеснением водорода азотом. Ошибка персонала состояла в том, что перед открытием вентиля  не был закрыт второй вентиль, расположенный выше, как это положено по инструкции.

Пример 8. Разрыв резиновой уплотнительной прокладки крышки люка генератора привел к выходу струи водорода в машинный зал. Это было замечено по падению давления в корпусе генератора и  шуму  от струи водорода. Турбогенератор был отключен от сети. Своевременно  было начато вытеснение водорода азотом, организована усиленная вентиляция машинного зала (открыты ворота) и прекращен доступ людей в машинный зал,  приготовлены средства пожаротушения. Выход струи водорода  (позднее - водорода в смеси с азотом) в машинный зал продолжался около 9 мин (при начальном избыточном давлении водорода  0,5 МПа). Возгорания  или детонации водородно-воздушной смеси не произошло как благодаря принятым мерам, так и по счастливой случайности.

Пример 9. Повреждение и раскрытие наружных щитов  генератора  вследствие  поломки  вала из-за повышенной вибрации, возникшей при отрыве лопаток турбины, привели к  выбросу водорода в машинный зал. Произошло  раскрытие фланцев маслопроводов и  загорание масла. Катастрофическое разуплотнение  системы  водородного охлаждения сопровождалось возгоранием водородно-воздушной  смеси. Мощный факел водорода и  масла в машинном зале привел к деформации ферм кровли под действием водородного пламени. Обрушилась кровля над турбогенератором. Сгорели возбудитель, оборудование системы возбуждения и АГП под генератором.  Пожар распространился  в шинопроводы, комплектные распредустройства генераторного напряжения и собственных нужд, а также далее по кабельным тоннелям.  Сгорело много  силовых и контрольных кабельных линий.

4  Безопасный порядок  заполнения  корпуса  генератора  водородом  и удаления последнего [2]

Взрыв в корпусе остановленного генератора возможен лишь вследствие грубого нарушения правил вытеснения и замены газовых сред  в сочетании с несвоевременным  выполнением и низким качеством  анализа содержания водорода в газовой смеси.

Газовая система имеет  специальное оборудование, позволяющее осуществлять безопасное  заполнение  корпуса  генератора  водородом  и удаление последнего путем использования в качестве промежуточного агента  инертного газа (углекислого газа или азота):

водород вытесняется инертным газом, затем воздухом (рис. 4),

воздух аналогично вытесняется инертным газом, затем водородом (рис.5).


Рисунок 4 – Порядок перехода с водорода на воздух


Рисунок 5 – Порядок перехода с воздуха  на водород

При этом необходим  тщательный химический контроль состава газовой смеси в корпусе. Такой порядок позволяет исключить образование взрывоопасных сред в корпусе генератора.

5  Основные пути предупреждения загорания, пожара и взрыва

Условия предупреждения загораний, пожаров и взрывов в машинных залах электростанций, где установлены турбогенераторы с водородным охлаждением, заключаются в следующем:

q  недопущение утечек и прорывов водорода из газомасляной системы и  образования  взрывоопасных сред;

q  исключение или снижение вероятности появления источников зажигания в местах, где возможно появление водородно-воздушной смеси;

q  контроль концентраций водорода в технологическом оборудовании и сигнализация о превышении допустимых концентраций (табл. 2).

q  контроль концентраций кислорода в технологическом оборудовании и сигнализация о превышении допустимых концентраций (табл.3).

Таблица 2.

Контроль концентраций водорода в технологическом оборудовании

Участок газомасляной системы

Содержание водорода,  %,

Картеры подшипников  и сливные маслопроводы

на воздушной стороне

Менее 1,0

Главный масляный бак

0,0

Таблица 3.

Контроль концентраций кислорода в технологическом оборудовании

Участок газомасляной системы

Содержание кислорода,  %, не более

Корпус генератора

1,2

Емкости на сливе масла в сторону водорода (поплавковый гидрозатвор)

2,0

На входе в корпус генератора

0,5

Предупреждение утечек и прорывов водорода из газомасляной системы, а, следовательно, образования  взрывоопасных сред, загораний, хлопков, обеспечивается путем, прежде всего, высокого качества ремонта узла уплотнений и оборудования системы маслоснабжения [7, 8], а в процессе эксплуатации турбогенератора – путем своевременного выявления и устранения неисправностей уплотнений вала и  оборудования газомасляной системы, приводящих  к утечкам водорода. Для этого необходим постоянный эксплуатационный контроль параметров уплотнений и газомасляной системы – давлений и температур масла, температур баббита вкладышей уплотнений, перепада давлений масла и водорода. Весьма важен контроль состава газовых смесей в корпусе генератора, в картерах подшипников и сливных маслопроводах на воздушной стороне, в гидрозатворах на сливе масла из уплотнений в сторону водорода. Недопустима продолжительная работа с нарушениями нормативов, приведенных в табл. 2 и 3.  Автоматизированный анализ контролируемых параметров позволяет диагностировать неисправности  в целях своевременного их устранения [2, 7, 8, 11].

Для предупреждения тяжелых аварий в машинных залах электростанций целесообразен также стационарный контроль концентраций водорода в помещении с устройством аварийной вентиляции, которая включается  автоматически  при  достижении  2 %-ной концентрации водорода. Для случаев,  когда  при крупных выбросах водорода вентиляция может оказаться неэффективной, должны  быть предусмотрены системы  активного подавления горения водородно-воздушных  сред.

Причинами более 90 % пожаров являются  неправильные действия   персонала,  не соблюдающего правил работы с оборудованием газомасляных систем турбогенераторов, а также установленного порядка  проведения  огнеопасных работ [6]. Поэтому большое значение имеют обучение и систематические тренировки персонала.

Если возникла аварийная  ситуация  с катастрофическим разуплотнением генератора, то наиболее действенным способом  предотвращения  развития такой аварии  и снижения ущерба является  прекращение поступления водорода и масла в очаг возгорания за максимально короткое время.  Это возможно, если осуществить ускоренный аварийный выброс водорода из генератора  в атмосферу.  Выброс водорода должен сопровождаться подачей инертного газа в зоны разуплотнения.  После снижения давления  газа в генераторе до 0,05 МПа может быть прекращена подача масла в уплотнения.

Следует учесть, что выброс водорода может  осуществляться  только после  отключения  генератора  от сети [9], так как  такой выброс  при работе генератора в сети  под нагрузкой приведет к аварийному повреждению   генератора и, скорее всего, с невозможностью  восстановления.

Существующая  штатная газовая схема турбогенераторов не  обеспечивает  быстрого  выброса водорода в атмосферу, а также не обеспечивает автоматической подачи инертного газа. Однако разработаны  различные варианты  схем аварийного выброса водорода через специальный  трубопровод и клапан с дистанционным ручным управлением, а также схем автоматической подачи инертного газа.

Основные условия автоматизации схем аварийного выброса водорода, исключающие ложный выброс водорода [9]:

1)      наличие надежного автоматического сбросного  клапана большого сечения; к безотказности этого клапана должны быть предъявлены предельно высокие требования: вероятность отказа в аварийной ситуации не выше 0,001, вероятность ложных  срабатываний не выше 0,0001;

2)      правильный выбор  параметра, рост которого должен привести к срабатыванию схемы аварийного выброса водорода, и выбор аварийной уставки;

3)      обеспечение высокой достоверности сигнала.

Из известных  автору разработок  наиболее перспективной в смысле предупреждения ложных срабатываний является автоматическая  противопожарная  многофункциональная система, срабатывающая по вибродинамическому  фактору, в которой предусмотрены  критерии обеспечения достоверного сигнала  на включение ряда противопожарных мероприятий, в том числе и на аварийный  выброс водорода из генератора  (разработка ВТИ, г. Москва [10]).

Литература

1.      Объем и нормы испытаний электрооборудования. / Под общей редакцией  Б.А.Алексеева, Ф.Л.Когана, Л.Г.Мамиконянца. – 6-е изд. - М.:НЦ ЭНАС, 1998.

2.      Типовая инструкция по эксплуатации газомасляной системы водородного охлаждения генераторов. РД 153-34.0-45.512-97. М.: СПО ОРГРЭС, 1998.

3.      Азбукин Ю.И., Аврух В.Ю. Модернизация  турбогенераторов. М.: Энергия, 1980.

4.      Горев  Н. Ф. Анализ аварийности оборудования электростанций и сетей в 1991 г. / Электрические станции, 1992. № 9.

5.      Денисов В. А. Причины  пожаров на  АЭС  и  пути  их  предотвращения / Энергетическое строительство,  1992.  № 5.

6.      Микеев А.К. Противопожарная защита АЭС. М.: Энергоатомиздат, 1990.

7.      Голоднова О.С. Уплотнения вала турбогенераторов с водородным охлаждением (устройство, эксплуатация, причины, признаки и предупреждение отказов) /Приложение к журналу «Энергетик», 2004, №1.

8.      Голоднова О.С. Уплотнения вала турбогенераторов с водородным охлаждением и их системы маслоснабжения. Учебно-методическое пособие. М.:ИПКгосслужбы, 2003.

9.      Голоднова О.С. Об аварийном сбросе водорода из турбогенератора с водородным охлаждением. Вести в электроэнергетике 2010; № 2

10.  Соковиков В.В., Тугов А.Н., Беликова Н.З. и др. Автоматизированное тушение пожаров на электростанциях. Энергетик, 2006, № 6.

11.  Голоднова О.С., Максимов М.В. Диагностика уплотнений вала турбогенератора (перспективы математического моделирования). В сб. докладов VII Симпозиума «Электротехника 2010», том 3, доклад 4.16. 2003 г.

 

Вести в электроэнергетике 2010; № 2 (март-апрель); стр.8¸15

Об аварийном сбросе водорода из турбогенератора с водородным охлаждением

О.С.Голоднова, старший научный сотрудник, канд. техн. наук

Ускоренное удаление водорода не должно применяться при нормальной эксплуатации турбогенераторов, так как само по себе представляет опасность для технического состояния генератора. Завод-изготовитель не рекомендует резких изменений давления газа при выпуске газа из корпуса собранного турбогенератора.

Отрицательное влияние ускоренного снижения давления газа на техническое состояние генератора неизбежно, поскольку происходит заброс масла из системы уплотнений в генератор, нарушается соотношение давлений водорода и охлаждающего обмотку статора дистиллята, создаются условия для увлажнения высоковольтной изоляции обмотки статора, коррозии бандажных колец ротора, повреждения активной стали.

В случае пожара, возникающего при механическом повреждении турбоагрегата в машинном зале электростанции, поступление водорода в зону пожара во избежание его развития должно быть прекращено путем ускоренного удаления водорода. Схема (устройство) для удаления (сброса) водорода должна обеспечить быстрое удаление водорода из генератора в атмосферу за пределы машинного зала в обход возникших очагов горения.

Ложная работа схемы сброса водорода весьма опасна, так как быстрое удаление водорода без отключения генератора от сети приводит к повреждению генератора. Задержка с подачей инертного газа внутрь генератора при сбросе водорода опасна из-за возможности проникновения воздуха внутрь генератора и образования взрывоопасной смеси.

Эффективность и надежность схемы сброса водорода существенно зависят от выполнения ряда технических требований, которые пока не сформулированы в каком-либо нормативном документе. И все же, несмотря на все это, ограничение катастрофических последствий возникшего пожара в машинном зале электростанции, особенно АЭС, при повреждении турбоагрегата настолько важно, что ускоренное удаление водорода должно включаться в комплекс противопожарных мероприятий.

Анализ аварийных ситуаций и сценариев пожара в машинном зале, личный опыт автора в создании и испытании устройства сброса водорода, в исследованиях резервирования маслоснабжения, известные результаты многих других разработок устройств и схем сброса водорода (например, ЦКБЭнергоремонт, «Электросила» — теперь «Силовые машины») позволяют предложить в данной статье обоснование условий необходимости, эффективности и безопасности схемы экстренного сброса водорода из турбогенератора.

Зачем нужен сброс водорода из генератора с водородным охлаждением?

Экстренный сброс водорода из корпуса генератора необходим в случае аварии с механическим повреждением турбоагрегата, сопровождающимся значительным разуплотнением газомасляной системы генератора с последующим воспламенением водорода и масла в машинном зале электростанции. Несмотря на принимаемые противопожарные мероприятия, пожары масла и водорода все же приводят к катастрофическим последствиям — обрушениям кровли и значительным повреждениям строительных конструкций машинных залов электростанций.

Увеличение доли оборудования, выработавшего назначенный срок службы, в машинных залах электростанций, в том числе на АЭС, в сочетании с определенной тенденцией к снижению качества эксплуатации и ремонта в последние годы, способствует росту риска возникновения пожароопасных и взрывоопасных ситуаций.

Исходя из определения риска в [1], как «вероятности причинения вреда…. с учетом тяжести этого вреда», материальное выражение степени риска R представляют как произведение вероятности (частоты) этого события P на усредненное значение ущерба W от его последствий [2]:

R = P·W.

По средним данным на 1994 г. [3], P = 0,001.0,005 (отказ/генератор-год) и ущерб W = 50 млн дол., откуда усредненная оценка степени риска катастрофического пожара составит R = 0,05.0,25 млн. дол. на один генератор в год. Максимальное известное единичное значение ущерба превышает 100 млн. дол. Продолжительность восстановительного периода варьирует от 4 до 21 мес., не считая тех случаев, когда восстановление было признано нецелесообразным.

Страхование таких рисков для отдельной энергоустановки равносильно неоправданным значительным финансовым потерям у страхователя, поскольку при столь низкой вероятности страховых случаев должен приниматься весьма долгосрочный горизонт планирования. Страховые премии должны будут выплачиваться в течение многих лет практически без наступления страхового случая, а значение ущерба потребует такого страхового покрытия, которое не под силу страховщикам.

Таким образом, для снижения степени риска катастрофического пожара в машинном зале электростанции актуальны два направления работ:

• снижение вероятности P (частоты) катастрофических пожаров, т.е. предупреждение пожаров путем повышения надежности турбоагрегатов и качества эксплуатации;

• снижение материального ущерба W от пожара, т.е. объема разрушений и продолжительности простоя турбоагрегата, путем повышения эффективности ликвидации пожара.

Экстренный сброс водорода из корпуса генератора не может предотвратить катастрофические пожары, но должен снизить материальный ущерб, преследуя следующие цели:

• уменьшить тепловыделение в уже возникшем очаге горения — факеле масла и водорода — и замедлить прогрев строительных конструкций машинного зала, в том числе ферм кровли и колонн, не допуская их обрушения;

• ускорить возможность подачи воды в очаг горения, что повысит эффективность тушения пламенного факела от горения масла.

Дальнейший анализ эффективности сброса водорода будем вести, исходя, прежде всего,  из реализации этих целей, не останавливаясь на многих других известных мероприятиях по ликвидации возникшего пожара [3, 4].

Пожар турбоагрегата всегда представляет серьезную опасность как для металлоконструкций стропильных ферм кровли, так и для колонн машинного зала. Факел горящего масла и водорода быстро нагревает несущие металлоконструкции до критической температуры, что приводит их к потере устойчивости и обрушению кровли в течение 3–5 мин [4], как показано на рис. 1 [5]. Обрушение значительно увеличивает объем повреждений турбоагрегата и его вспомогательных систем, повышает риск несчастных случаев.

Рис. 1. Последствия пожара масла и водорода с обрушением кровли в машинном зале электростанции [5]

Водородное пламя имеет значительно более высокую температуру, чем горящее масло. Тепловыделение от сгорания всего водорода, содержащегося в турбогенераторах мощностью от 220 до 1000 МВт, составляет от 2,7·106 до 8,7·106 кДж, а тепловыделение от сгорания 150–200 л масла — 5,7–7,6·106 кДж.  Следовательно, залповый выброс водорода при механическом повреждении турбоагрегата, включая генератор, в 1,5–2 раза увеличивает общее тепловыделение в очаге горения в первые минуты аварии. Это способствует ускорению прогрева несущих металлоконструкций машинного зала до критической температуры, т.е. до потери устойчивости. Чем быстрее производится удаление водорода, тем меньше термическое воздействие на металлоконструкции, обусловленное тепловыделением от сгорания водорода.

Как быстро надо удалить водород из генератора при пожаре?

При отсутствии нормативов, учитывая указанные выше данные об обрушении кровли в течение 3–5 мин при пожаре, следует стремиться к удалению водорода в течение 1,5–2 мин (для генераторов 200–1000 МВт). Именно такое ускоренное удаление водорода при пожаре можно называть экстренным сбросом водорода в отличие от удаления водорода при авариях, не связанных с пожаром водорода, обычными манипуляциями по вытеснению водорода в штатной газовой схеме.

Как осуществить экстренный сброс водорода из генератора?

Газомасляная система генератора имеет необходимые газопроводы и арматуру для удаления водорода в атмосферу путем вытеснения его инертным газом. При нормальной эксплуатации завод-изготовитель требует производить выпуск газа со скоростью падения давления водорода не более 0,1 МПа/ч, чтобы избежать забросов масла в корпус генератора и чтобы сохранять превышение давления водорода над давлением дистиллята в системе охлаждения обмотки статора.

Указанное ограничение, конечно, не относится к аварийным условиям пожара. При обычно применяемых проходных сечениях выпускных газопроводов в газовой схеме турбогенератора (Dу 50) минимальная расчетная продолжительность удаления всего объема водорода из генераторов мощностью от 200 до 1000 МВт составит соответственно от 7 до 25 мин, что слишком долго для условий пожара.

Таким образом, реализация экстренного сброса водорода требует дополнительного устройства в газовой схеме генератора. Устройство обычно состоит из трубопровода большого диаметра, выведенного из центральной части корпуса генератора на крышу, с нормально закрытым клапаном. Расчетная продолжительность экстренного сброса водорода из генераторов мощностью от 200 до 1000 МВт составит соответственно от 2 до 6 мин при диаметре

трубопровода 0,1 м и от 0,5 до 1,5 мин при диаметре 0,2 м.

Как должен открываться клапан экстренного сброса водорода? Можно ли допускать ручное включение?

Анализ ряда аварийных ситуаций со значительной разгерметизацией генератора показал, что время от обнаружения утечки водорода персоналом до отключения генератора от сети составляет от 2 до 7 мин [3]. Ручные манипуляции с арматурой требуют до 5 мин. При сбоях в работе схем сигнализации, защиты и запаздывании принятия мер персоналом это время может непредсказуемо увеличиваться. Поэтому ручное включение клапана не может рассматриваться как экстренный сброс. Следовательно, схема экстренного сброса водорода из генератора должна быть обязательно автоматической, с минимальным временем срабатывания схемы и открытия клапана (доли секунды).

Критерий срабатывания схемы экстренного сброса водорода должен соответствовать признакам аварии с пожаром, исключая экстренный сброс в менее тяжелых условиях. Конечно, схема должна предусматривать также автоматический впуск в корпус генератора инертного газа, чтобы не допустить проникновения воздуха и образования взрывоопасной смеси.

Как способствует экстренный сброс водорода повышению эффективности тушения пожара?

Как показано выше, быстрое удаление водорода позволяет значительно снизить пожарную нагрузку от тепловыделения при горении водорода в машинном зале. А главное, после удаления водорода можно применить воду для тушения факела горящего масла и, что особенно эффективно, — распыленную (water spray) и тонкораспыленную (fine water spray, water mist) воду. Нельзя тушить водой водородное пламя, поскольку температура водородного пламени превышает 2000 °C, а при температуре выше 1700 °С вода разлагается на водород и кислород. Поэтому ввод воды в любом виде в водородное пламя лишь усугубит пожар. Так, в [6] указано, что возгорания водорода не погашаются, пока водород не израсходуется, вследствие опасности вторичного воспламенения и взрыва, а водой следует только охлаждать окружающие конструкции.

Тушить водород можно инертным газом, который разбавляет водородно-воздушную смесь, но только в замкнутом объеме, чтобы обеспечить заданную концентрацию. Например, при использовании азота потребуется концентрация азота более 30 %, что неосуществимо в машинном зале. Таким образом, при возникновении пожара на турбоагрегате быстрое удаление водорода позволяет ускорить подачу воды (распыленной воды) в зону горения для эффективной ликвидации пожара масла.

Каким требованиям должна удовлетворять автоматическая схема экстренного сброса водорода из генератора?

Обоснованными представляются следующие технические требования:

1. Время сброса водорода: 1–2 мин (нижняя граница для газового объема до 300 м3, верхняя — для газового объема выше 700 м3). Для этого необходим трубопровод для выпуска газа диаметром от 0,1 до 0,25 м. После снижения давления водорода до 0,01 МПа в корпус генератора должен быть подан автоматически инертный газ для вытеснения водорода.

2. Срабатывание схемы допустимо только после отключения турбогенератора от сети, в противном случае неизбежно повреждение статора и ротора из-за недопустимого перегрева.

3. Клапан для сброса водорода должен открываться автоматически по заданным критериям.

4. Требования к безотказности схемы экстренного сброса водорода должны быть высокими, чтобы обеспечить как четкое срабатывание в весьма редких случаях аварий, так и отсутствие ложных срабатываний при длительной эксплуатации.

Весьма важен правильный выбор критерия для автоматического срабатывания схемы, т.е. информативного параметра и уставки, достижение которой достоверно свидетельствует о начале необратимого развития катастрофической аварии с разрушением турбоагрегата и пожаром масла и водорода. Могут рассматриваться следующие критерии: появление открытого огня в машинном зале (сигнал от пожарных извещателей), резкое снижение давления водорода, резкое повышение вибрации подшипников турбоагрегата. Применяемые пожарные извещатели слишком инерционны для такой схемы.

Давление водорода контролируется и периодически снижается и повышается в процессе эксплуатации (в пределах ±0,02 МПа), поэтому не снижение давления водорода само по себе, а значительно повышенная скорость этого снижения могла бы служить признаком аварийной ситуации. Однако оперативная оценка скорости снижения давления водорода не предусмотрена в штатной системе контроля.

Кроме того, даже значительная утечка водорода далеко не всегда сопровождается возгоранием и пожаром, а незначительные локальные возгорания не настолько опасны, чтобы подвергать генератор весьма серьезному отрицательному воздействию сброса водорода без крайней необходимости.

Малорасходные утечки водорода в водяные системы охлаждения, в маслосистему и в коробы токопроводов контролируются при помощи газоанализаторов, что, как показывает опыт эксплуатации, исключает возможность накопления и взрыва водорода в указанных местах. Такие утечки никогда не являлись причиной пожара в машинном зале. Предусмотренные штатной системой контроля и инструкцией по эксплуатации процедуры обнаружения этих утечек и устранения их, включая при необходимости отключение и останов турбогенератора обычным порядком, достаточно эффективны и не требуют экстренного сброса водорода.

Известно [3], что все аварийные ситуации, первопричиной которых было механическое разрушение узлов турбоагрегатов, приводили к быстрому развитию катастрофического пожара масла и водорода с повреждением строительных конструкций машинного зала. Для появления и развития опасных, с точки зрения пожара, механических повреждений узлов турбоагрегата наиболее информативным признаком является значительное повышение контролируемой вибрации подшипников. Поэтому для достоверной идентификации начала разрушения турбоагрегата и необходимости запуска системы противопожарной защиты, включая экстренный сброс водорода, более всего подходит вибродинамический критерий.

Действие защиты турбоагрегата по предельному уровню виброскорости (11,2 мм/с) еще не означает неизбежность разрушения основных узлов и пожара и не требует запуска системы противопожарной защиты. Поэтому критерием для инициирования схемы экстренного сброса водорода должно быть значительное превышение указанного уровня виброскорости. Аварийная уставка должна быть задана заводом-изготовителем.

По результатам исследований ВТИ в 1990¸1995 гг. рассматривался вариант уставки — 30 мм/с в сочетании с дополнительными признаками. В настоящее время в некоторых проектах предлагается аварийная уставка 15 мм/с  также в сочетании с дополнительными признаками. Дополнительные признаки необходимы, поскольку может иметь место значительное повышение вибрации (даже сверх 15 мм/с), не ведущее к значительным повреждениям турбоагрегата и пожарам.

Например, такое повышение вибрации, имело место в следующих случаях, не сопровождавшихся разрушением и пожаром: повреждение стопорной гайки бандажного кольца турбогенератора 800 МВт, тепловой небаланс ротора турбогенератора 500 МВт, повреждение токоподвода ротора с замыканием на вал и выплавлением участка вала турбогенератора 120 МВт.

Очевидно, что требования к показателям надежности (безотказности) схемы экстренного сброса водорода должны соответствовать указанной выше частоте рассматриваемых аварийных ситуаций. Обоснованными можно считать требования к вероятности отказа схемы в аварийной ситуации — не выше 0,001, а к вероятности ложных срабатываний — не выше 0,0001.

Для реализации этих требований, прежде всего, необходима соответствующая надежность клапана и высокая достоверность схемы передачи сигнала. Вероятность ложных срабатываний может быть снижена вводом второго клапана со срабатыванием по схеме «два из двух». Но это соответственно повысит и вероятность отказа схемы при пожаре. Поэтому при проектировании должны быть проведены расчеты показателей надежности схемы в целом как защитного устройства с учетом характеристик всех элементов.

Как любое автоматическое защитное устройство, схема экстренного сброса водорода должна периодически  испытываться в процессе эксплуатации, для чего должна быть разработана специальная методика, безопасная для генератора. Чем меньше газовый объем генератора, тем соответственно меньше требуемое время сброса водорода. При объеме 100 м3 и менее время сброса должно быть не более 1 мин. Иначе схема экстренного сброса водорода не будет эффективна, так как весьма незначительно уменьшит тепловыделение в зоне пожара.

Актуален ли экстренный сброс водорода из генератора при нарушении маслоснабжения уплотнений вала и резервировании подачи масла от демпферного бака?

Как известно [7, 8], при нарушениях маслоснабжения уплотнений вала турбогенераторов с водородным охлаждением производится автоматическое отключение турбоагрегата технологической защитой от понижения уровня масла в демпферном баке. Такие отключения составляют около 30 % всех отключений турбогенераторов, обусловленных нарушениями в работе оборудования газомасляной системы.

Они происходят обычно не столько из-за отказов всех трех источников маслоснабжения уплотнений, сколько из-за ошибок персонала при переключениях в маслосистеме, ошибочной настройки регуляторов, а также, некачественного ремонта уплотнений и оборудования газомасляной системы. Хотя отключение происходит при почти полном демпферном баке, останов турбоагрегата в этом случае производится со срывом вакуума, чтобы ускорить процесс выбега, снизить расход масла в уплотнениях и увеличить продолжительность резервирования. Персонал должен приступать к удалению водорода с вытеснением его инертным газом немедленно по отключении генератора от сети, не дожидаясь полного останова. Продолжительность резервирования от демпферного бака может различаться для разных машин, но при принятых емкостях баков она меньше продолжительности выбега турбины. Так, испытания турбогенераторов типа ТВВ-165-2 и ТВФ-100-2 показали продолжительность резервирования при выбеге соответственно 6 и 15 мин.

Тем не менее, положительный опыт эксплуатации сотен турбогенераторов с демпферными баками в течение 30 лет и более показал, что фактическая продолжительность резервирования от бака достаточна для восстановления нормального маслоснабжения уплотнений. Поэтому при таких отключениях потеря газоплотности не наблюдалась. Такое отключение генератора не представляет угрозы его техническому состоянию, поэтому возможен ввод его снова в работу без ревизии после восстановления нормального маслоснабжения уплотнений вала.

Аварийный (экстренный) сброс водорода в настоящее время предлагается заводом-изгото-вителем (ОАО «Силовые машины») для турбогенераторов АЭС 1000 МВт в режиме резервирования маслоснабжения уплотнений от демпферных баков. Это должно предотвратить нарушение газоплотности после израсходования масла в баках при аварийном останове в случае длительного нарушения электропитания собственных нужд, в том числе электродвигателей маслонасосов уплотнений переменного и постоянного тока.

Проведем анализ возможных последствий такого нарушения без экстренного сброса водорода. После прекращения подачи масла в уплотнения от маслонасосов масло подается в уплотнения от двух демпферных баков; в соответствии с [7] турбогенератор отключается технологической защитой от снижения уровня масла до верха баков, после чего начинается выпуск водорода из генератора с вытеснением его инертным газом по обычной схеме. Должен быть также подан инертный газ в сливные воздушные камеры уплотнений.

Следует отметить также, что вкладыши кольцевых уплотнений не повреждаются при нарушении подачи масла. При емкости каждого бака 2 м3 и номинальном расходе масла в уплотнениях (около 200 л/мин на каждое уплотнение) время подачи масла от демпферных баков в безнасосном режиме составит не менее 10 мин. (без учета снижения давления и частоты вращения). Если восстановление нормального маслоснабжения уплотнений произойдет в течение этого времени, то это предотвратит нарушение газоплотности и позволит быстро включить турбогенератор в работу.

Таким образом, сам по себе режим резервирования маслоснабжения уплотнений турбогенератора 1000 МВт АЭС от демпферных баков имеет ограниченное время действия. Если масло из баков израсходуется до восстановления нормального маслоснабжения уплотнений вала, то начнется утечка водорода через уплотнения вдоль вала.

Отметим, что возгорание происходит далеко не во всех случаях утечки водорода (примерно в 15 % случаев [8]). Так, при локальной утечке водорода из корпуса турбогенератора 1000 МВт через поврежденную резиновую прокладку выход водорода в машинный зал продолжался около 9 мин. без возгорания, на 4-й мин. был подан азот (рис. 2) [3].

Рис.2. Снижение давления водорода в корпусе турбогенератора 1000 МВт из-за утечки через поврежденную

резиновую прокладку [3]

Выход водорода через уплотнения вдоль вала будет происходить гораздо медленнее, поскольку мала площадь поперечного сечения кольцевого зазора между вкладышем и валом — всего от 3 до 5 см2, что эквивалентно отверстию диаметром от 1,6 до 2 см. К тому же давление водорода и масла уже будет значительно снижено благодаря удалению газа из генератора по обычной схеме, соответственно значительно снизится и возможное тепловыделение в случае возгорания выходящего через уплотнения водорода.

Итак, необходимость в экстренном сбросе водорода из турбогенератора 1000 МВт АЭС в режиме резервирования от демпферных баков после отключения генератора от сети возникает только, если по каким-то причинам не может быть обеспечено восстановление нормального маслоснабжения уплотнений вала в процессе подачи масла от демпферных баков.

Здесь следует учесть вышеприведенные последствия экстренного сброса водорода, т.е. появление в генераторе дефектов, обусловленных резким снижением давления газа (замасливание, увлажнение и т.п.). После каждого экстренного сброса водорода в режиме резервирования от демпферных баков, несмотря на восстановление маслоснабжения уплотнений, обязательно следует предусматривать вывод в ремонт генераторов 1000 МВт АЭС для технического осмотра в целях устранения дефектов. В противном случае неизбежно серьезное ухудшение технического состояния основных узлов генератора.

Надо иметь в виду, что отключения турбогенераторов защитой от снижения  уровня масла в демпферном баке происходят на порядок чаще, чем возникает угроза катастрофического пожара. Поэтому можно ожидать увеличения продолжительности неплановых простоев из-за этих отключений, которые, вместе с повышенным расходом водорода, будут иметь отрицательное влияние на энергоэффективность энергоблока.

Есть специфическая опасность выхода водорода вдоль вала для турбогенератора типа ТВВ-1000-2У3, возбудители которого закрыты кожухом, прилегающим к наружному щиту генератора, как показано на рис. 3 [9]. При утечке водорода через уплотнение 3, внутри кожуха 6 может накапливаться взрывоопасная водородно-воздушная смесь. На АЭС за рубежом отмечались взрывы водорода внутри кожуха возбудителя [10].

Рис. 3. Расположение возбудителей турбогенератора типа ТВВ-1000-2У3 [10]:

1 — кожух нейтральных выводов; 2 — наружный щит генератора; 3 — уплотнение вала; 4 — подшипник; 5 — возбудители; 6 — шумозащитный кожух; 7 — фундаментные плиты; 8 — линейные выводы; 9 — водоподвод к обмотке статора; 10 — обмотка статора; 11 — выводы и трансформаторы нейтрали

Для предупреждения взрыва под кожухом достаточно предусмотреть газоанализатор, сигнализацию о содержании водорода под кожухом и подачу инертного газа в кожух в необходимом количестве. Это мероприятие представляется менее затратным, чем экстренный сброс водорода. Известны и другие малозатратные конструктивные меры для предупреждения выхода водорода вдоль вала.

Выводы:

1. Экстренный сброс водорода из генератора с водородным охлаждением необходим при механическом разрушении узлов турбоагрегата, обычно сопровождающемся пожаром в машинном зале, для предупреждения потери устойчивости строительных металлоконструкций.

2. Критерием для инициирования экстренного сброса водорода должно быть значительное превышение предельного уровня виброскорости с привлечением для достоверности дополнительных признаков.

3. Схема экстренного сброса водорода эффективна и надежна, если показатели надежности схемы соответствуют вышеприведенным требованиям. Обязательны также периодические испытания схемы в процессе эксплуатации.

4. Экстренный сброс водорода из турбогенератора 1000 МВт АЭС в режиме резервирования маслоснабжения уплотнений вала от демпферных баков требуется только при весьма длительном нарушении маслоснабжения, продолжительность которого превышает фактическое время подачи масла от баков при выбеге турбоагрегата после отключения от сети. В этом случае после экстренного сброса водорода необходим вывод генератора в ремонт для технического осмотра основных узлов, выявления и устранения дефектов.

Литература

1.  Федеральный закон «О техническом регулировании» № 184-ФЗ от 27.12.02.

2.  Ковалевич О.М. К вопросу об определении «степени риска»//Вестник Госатомнадзора России. 2004.№ 1.

3.  Солдатов Г.Е., Голоднова О.С. О путях снижения риска пожаров в машинных залах АЭС// Атомкон. № 2(3). Июнь 2009.

4.  Микеев А.К. Противопожарная защита АЭС. М.: Энергоатомиздат, 1990.

5.  Markus Braun. Oil fire in a power plant//Munich Re,Schadenspiegel. 2006, № 2.

6.  H2BestPractices Home (Last Updated: August, 2009.Pacific Northwest National Laboratory and Los Alamos National Laboratory with funding from the U.S. Department of Energy).

7.  Типовая инструкция по эксплуатации газомасляной системы водородного охлаждения генераторов (РД 153-34.0-45.512-97).

8.  Голоднова О.С. Уплотнения вала турбогенераторов с водородным охлаждением и их системы маслоснабжения (устройство, эксплуатация, причины, признаки и предупреждение отказов). Приложение к журналу «Энергетик». М.: НТФ «Энергопрогресс». 2004, № 1.

9.  Иогансен В.И., Трофимов А.М. Модернизация турбогенератора ТВВ-1000-2У3 Калининской АЭС. В сб. «Электросила». СПб. 2003. № 42.

10. International guidelines for the fire protection of nuclear power plants, 2006, 4th edition.

 

Вести в электроэнергетике 2010; № 1 (январь-февраль); стр.3-10

О факторах, способствующих повышению риска крупных техногенных аварий

О.С. Голоднова, канд. техн. наук, ст. научный сотрудник (ИПК госслужбы, сектор технического перевооружения, модернизации и ремонта энергооборудования)

Известно, что тепловые и атомные электри­ческие станции (ТЭС и АЭС) являются опасными производственными объектами по ряду признаков, перечисленных в Федеральном законе «О промыш­ленной безопасности опасных производственных объектов»[1].

Отказы генерирующих паротурбинных энерго­установок, которые приводили к катастрофическим последствиям — пожарам, взрывам, разрушению дорогостоящего оборудования, обрушению строи­тельных конструкций, гибели людей, происходили в течение нескольких десятков лет до 2000 г. с часто­той порядка 0,001. Данные об ущербе находились в широком диапазоне: например, ущерб от пожаров в машинных залах АЭС составлял от 7 до 130 млн дол. (в ценах 1994 г.), простой для восстановительного ремонта — от 4 мес. до 2 лет [2]. Экономический ущерб имел место не только для энергопредприятий, но и для потребителей, поскольку в таких случаях, как правило, нарушается электроснабжение и теплоснаб­жение, что особенно опасно в холодное время года.

Ряд экспертов предупреждает о возможном дальнейшем нарастании числа отказов оборудова­ния и в том числе крупных аварий [3, 4]. В послед­ние 10 лет отмечается «сплошная череда аварий, подобных которым в советской электроэнергетике не было» [4]. Стали происходить чаще катастрофи­ческие аварии: например, в 2002 г. — на Каширской ГРЭС, в 2006 г. — на Рефтинской ГРЭС (рис. 1), в 2008 г. — на ТЭЦ-1 в Улан-Удэ. Возросла вероят­ность локальных отказов, которые сами по себе обычно не сопровождаются катастрофическими последствиями, но в силу ряда обстоятельств (чело­веческий фактор!) становятся первым звеном в цепочке отказов, которая приводит к большим раз­рушениям (примером является авария на ТЭЦ-1 в Улан-Удэ). Динамика числа аварий показана на диа­грамме (рис. 2). Повторение крупных техногенных аварий на паротурбинных агрегатах электростан­ций в ближайшие годы признается неизбежным [4]. Другими словами, идет речь о возрастании риска таких аварий.



Рис. 1. Вид машинного зала после аварии турбоагрегата 500 МВт

Рис. 2. Динамика катастрофических аварий в машинных залах ТЭС и АЭС:

1 — накопленное число аварий  К; 2 — варианты прогноза


Предпосылками пессимистических прогно­зов являются некие общие факторы, действующие в настоящее время в электроэнергетике, которые стали следствием [3]:

- реформирования органов федеральной  власти;

- реформирования электроэнергетики с заме­ной жесткой иерархической системы техно­логического и экономического управления совокупностью собственников, связанных технологически, но не подчиняющихся еди­ному центру, для отделения производства электроэнергии от ее передачи и сбыта;

- изменения действующего законодательства  в части взаимодействия предприятий элект­роэнергетики, технического регулирования и надзора;

- запаздывания технического перевооружения электроэнергетики и возрастания доли энер­гооборудования с высокой степенью износа.

Проанализируем эти факторы, не вдаваясь в особые технологические тонкости.

1. Главный фактор – это недостаточность законодательных мер по обеспечению надежности (безотказности) эксплуатации генерирующего энергооборудования в новых условиях

Тотальное реформирование электроэнергети­ческой системы должно было сопровождаться изме­нением действующего законодательства в целях обеспечения бесперебойного и надежного функ­ционирования электроэнергетики, что нашло отра­жение в Федеральном законе «Об электроэнерге­тике» [5]. Однако принятые законодательные меры нельзя признать достаточными с точки зрения пре­дупреждения катастрофических аварий генериру­ющих субъектов электроэнергетики. Для примера рассмотрим некоторые статьи этого закона.

1.1. Статья 5 устанавливает обязанность субъ­ектов электроэнергетики «соблюдать требова­ния технических регламентов». Статья 20 в числе методов государственного регулирования и конт­роля указывает надзор за соблюдением также «технических регламентов, устанавливающих тре­бования к безопасной эксплуатации объектов по производству электрической и тепловой энергии». В статье 28 определено: «целями технического регулирования и контроля (надзора) за соблюде­нием требований технических регламентов в элек­троэнергетике являются обеспечение ее надежного и безопасного функционирования и предотвраще­ние возникновения аварийных ситуаций…».

Таким образом, установлена необходимость соблюдения требований только технических регламентов. В то же время весь накопленный опыт эксплуатации энергоустановок показывает, что для «предотвра­щения возникновения аварийных ситуаций» этого недостаточно — необходимо неукоснительное соблюдение требований ряда технологических стандартов, норм и правил, не всегда напрямую связанных с безопасностью. Однако законом не предусматривается ответственность за невыполне­ние этих требований, хотя в статье 38 «выполнение всех требований правил технической эксплуатации электростанций и сетей» декларируется как одно из трех составляющих «основы системы надежного обеспечения потребителей электрической энергией», что, по-видимому, вносит некоторое проти­воречие в закон.

1.2. В статьях 16, 17 и 18 предусмотрена ответс­твенность субъектов оперативно-диспетчерского управления за убытки, причиненные их действи­ями субъектам электроэнергетики и потребителям электрической энергии. Но нет статей, определяю­щих ответственность технических руководителей и собственников генерирующих энергоустановок, за убытки от отказов, нанесенные потребителям, другим субъектам электроэнергетики и, наконец, государственному бюджету1). Недостаточность тех­нического контроля и надзора применительно к собственникам генерирующего энергооборудова­ния видна и в перечне полномочий органов испол­нительной власти (статье 21).

1.3. В статье 20 предусмотрено «сохранение элементов государственного регулирования в сфе­рах электроэнергетики, в которых отсутствуют или ограничены условия для конкуренции», т.е. на гене­рирующие энергоустановки и их собственников, которые в принципе имеют условия для конкурен­ции, необходимость государственного регулирова­ния и контроля не распространяется. Это чревато серьезными технологическими нарушениями как в сфере технического перевооружения, так и техни­ческого обслуживания и ремонта, поскольку сама по себе конкуренция практически не обязывает к затратам на предупреждение аварий.

1.4. В статье 44 предусмотрено право системного оператора — «приостановить» временный вывод в ремонт энергоустановки, «за исключением случаев аварийной остановки оборудования», но не ука­зано, что понимать под аварийной остановкой. Если это — отключение защитой, то технический руко­водитель энергоустановки не имеет права вывести установку в ремонт для предупреждения аварии, когда признаки ее развития не входят в алгоритм действия защит. В то же время в Правилах техни­ческой эксплуатации приведен целый ряд призна­ков развития аварии, требующих как немедленного останова турбоагрегата, так и останова в период, определяемый техническим руководителем стан­ции с уведомлением диспетчера (системного опе­ратора). Указанное противоречие может приводить к авариям вследствие несвоевременного вывода из работы дефектной энергоустановки (что, например, случилось с турбоагрегатом №2 на Саяно-Шушенс­кой ГЭС).

1.5. В статье 46 предусматривается создание «достаточного резерва установленных генериру­ющих мощностей», а в статье 21 предусматривает «определение условий и порядка поддержания резервов мощностей, а также механизмов компен­сации владельцам резервируемых мощностей соот­ветствующих затрат». Однако установить норму такого резерва без обоснования необходимого уровня надежности (безотказности) генерирующего энергооборудования — это означает отказаться от требований к поддержанию должного уровня надежности действующего энергооборудования путем надлежащего технического обслуживания, пойти на заведомо завышенные затраты на созда­ние и обслуживание резерва ненадежного обору­дования. Возможно, поэтому так принято сваливать вину за аварии на «старое» оборудование.

2. Отсутствие квалифицированной техничес­кой политики и четкой системы ответственности за обеспечение надежности и безопасности ТЭС

Сравнивая ситуацию в управлении ТЭС с той, которая существовала до создания РАО «ЕЭС Рос­сии» и далее до ликвидации РАО «ЕЭС», отметим, что ранее осуществлялся не только надзор за деятельностью эксплуатационного персонала электростанций и ремонтных предприятий через централизованное технологическое управление, но и велась квалифицированная техническая политика, направленная на совершенствование эксплуатации и повышение надежности. Велись учет и анализ всех случаев повреждения оборудования, необхо­димые исследования, разработка на базе этих иссле­дований нормативных и директивных документов, надзор за выполнением требований этих докумен­тов, информирование электростанций о поврежде­ниях и о положительном опыте, наконец, внедрение систем менеджмента качества. Все это позволяло поддерживать надежность генерирующего энерго­оборудования на удовлетворительном уровне [3].

Теперь же Минэнерго, хотя и осуществляет монито­ринг производственно-хозяйственной деятельности ТЭС, наряду с другими субъектами электроэнерге­тики, по множеству показателей (Приказ Министра от 07.08.08 № 20), но какое-либо воздействие на тех­нологическое управление отсутствует. Надзорные функции за деятельностью ТЭС и только в объеме, требуемом техническими регламентами, по рас­смотренному выше закону [5] сохраняются лишь за Федеральными органами исполнительной власти в соответствующих субъектах РФ (см. выше). Поэ­тому Минэнерго планирует «более широкое вов­лечение2) субъектов РФ посредством организации системы региональных ____________________________________

1)  Штрафные санкции за недопоставку электроэнергии и мощности не могут быть отнесены к личной ответственнос­ти руководителя.

2)  Имеется в виду декларируемая на сайте Минэнерго «Новая система государственного управления электроэнерге­тикой России».

штабов и координации их деятельности через Федеральный штаб».

Такое реги­ональное распыление надзора при отсутствии ква­лифицированной технической политики не может не привести к снижению надежности эксплуатации генерирующего энергооборудования.

Не решена проблема личной ответственности собственников и руководителей энергопредприятий за низкую надежность эксплуатации энергообору­дования, невыполнение стандартов и планов техни­ческого перевооружения, модернизации и ремонтов энергооборудования (вернее, эта проблема, судя по законам [1, 5] решена в их пользу).

3. Контроль выполнения программы ввода новых мощностей (Инвестпрограммы) не дополнен контролем поддержания работоспособности и без­отказности действующего генерирующего энерго­оборудования

Инвестиционная программа на период 2006–2010 гг. предполагает ввод новых генерирующих мощностей всего лишь около 23 % установленной мощности в 2005 г., т.е. для полной замены устарев­шего генерирующего энергооборудования потре­буется не менее 25 лет. Более 80 % энергоборудова­ния ТЭС к настоящему времени отработало от 20 до 45 лет [3]. В [4] показано, что в ОГК «треть установ­ленной мощности турбин имеют ресурс менее 10 %», а в ТГК — «в десятипроцентной зоне находится более половины турбин (55,7 %)». По ряду причин своевре­менное техническое перевооружение электроэнер­гетики в последние годы не проводилось в требуемом объеме. Таким образом, оборудование, отработав­шее назначенные сроки службы, еще долгое время будет эксплуатироваться, и ставка только на ввод новых мощностей не решит проблему. Сам по себе фактор старения оборудования ТЭС не является основным фактором, определяющим безотказность его работы, при надлежащем техническом и ремон­тном обслуживании, включающем в себя мероприя­тия по продлению ресурса, повышению надежности, как путем модернизации, так и путем малозатратных реконструкций. Но программы продления ресурса и модернизаций действующего генерирующего энергооборудования ТЭС с необходимыми инвести­циями в настоящее время не предусматриваются.

Понятно, что без таких программ и соответству­ющего надзора за их выполнением надежность дейс­твующего энергооборудования будет снижаться, и ущерб от отказов может существенно снизить эконо­мический эффект от ввода новых мощностей. Кстати, такие программы имелись в атомной энергетике. Хотя необходим комплекс мероприятий для продления ресурса и модернизаций действую­щего генерирующего энергооборудования ТЭС, и затраты на эти работы значительно ниже затрат на замену оборудования, требование финансирования этих работ компаниями-собственниками не предус­матривается на достаточно высоком уровне каким-либо документом.

Без этого, как показывает прак­тика, такие работы обязательными не считаются и не проводятся, хотя содержание и необходимый объем их известны. Это приводит к тому, что обо­рудование продолжает работать без необходимых работ по продлению ресурса, что повышает веро­ятность его отказов. Это подтверждается данными, приведенными на сайте Минэнерго:

«При анализе хода выполнения годовой ремонт­ной программы выявлены тенденции:

- рост количества неплановых ремонтов, что объясняется длительной, близкой к нормативным срокам эксплуатацией теплофикационного обо­рудования на фоне напряженно складывающихся энергобалансов;

- снижение уровня ремонтов: замена капиталь­ных ремонтов текущими, перенос части ремонтов.

Предлагается внести изменения в нормативно-правовую базу энергетики, усиливающие ответственность компаний за несоблюдение сроков и объемов проведения ремонтов, влияющих на сохра­нение надежности электроснабжения».

Однако Минэнерго не располагает рычагами управления, позволяющими влиять на сами объемы и сроки ремонтов, контролировать полноту плани­рования технически необходимых работ. Поэтому имеется тенденция к такому сокращению затрат на ремонты, которое исключает возможность выполне­ния каких-либо серьезных работ по оценке техни­ческого состояния оборудования и модернизации. Эта тенденция проявляется в следующем (см. сайт Минэнерго):

-  отказ от проведения ремонтов по результатам  обследования оборудования;

-  замена капитальных ремонтов средними и  текущими;

-  смещение ремонтов на более поздний срок (с  условием окончания ремонта энергоблоков к началу ОЗП).

Невнимание к техническому состоянию дейс­твующего энергооборудования можно объяснить не только тем, что в руководстве развитием и эксплу­атацией субъектов электроэнергетики в настоящее время стали преобладать специалисты по экономике (и гуманитарным наукам), которые из-за отсутствия технических знаний и опыта не понимают последс­твий подобного невнимания, но и тем, что перед этими менеджерами не поставлена задача долго­срочного обеспечения надежности энергооборудо­вания, т.е. заботы о будущем, и их ответственность перед акционерами распространяется только на снижение издержек в данном году.

Хорошо известные во всем мире принципы под­держания работоспособности и безотказности дейс­твующего генерирующего энергооборудования, в том числе приведенные в известной «Концепции технической политики» ОАО «РАО «ЕЭС России», по-видимому, не принимаются во внимание как в верхнем эшелоне управления генерирующими ком­паниями, так и на нижнем уровне, где в ряде случаев работы по оценке технического состояния, ремонт и замена отдельных узлов даже не вносятся в про­граммы ремонта и соответствующие договоры с под­рядчиком, а качество выполненных работ не оцени­вается с должной квалификацией. Поэтому, исходя только из необходимости снижения издержек, сни­жаются объем и продолжительность профилактичес­ких ремонтов, вместо капитальных проводятся сред­ние и даже текущие ремонты, не проводятся работы по оценке технического состояния оборудования и мероприятия по продлению ресурса. Такую стратегию нельзя назвать не только технической, но даже эконо­мической, поскольку эта стратегия не учитывает риск значительных убытков и потерь, связанных с эко­номией на указанных затратах, и противоречит тре­бованиям промышленной безопасности, поскольку потери мощности вследствие отказов энергооборудо­вания могут стать сопоставимы с новым вводом.

4. Недостатки организации технического обслуживания и ремонта, в том числе отсутствие обоснованных критериев выбора на тендерах

Сейчас выбор исполнителей ремонтов ведется обычно только по принципу минимальной цены, что, как правило, не гарантирует качества работ, поощ­ряет существование халтурных фирм-однодневок. Ежегодное проведение тендеров, в ряде случаев непосредственно перед началом работ, делает невоз­можным планирование работ по техническому обслу­живанию и ремонту на несколько лет, и долгосроч­ное сотрудничество, а это, в свою очередь, исключает оснащение ремонтных предприятий современными средствами технологического оснащения, прибо­рами и устройствами для контроля технического состояния оборудования и качества ремонта. Отсутс­твует также особый подход к ремонту оборудования, эксплуатируемого за пределами нормативного срока службы, который требует разработки специальных ТУ и проведения комплекса мероприятий по продле­нию ресурса, в том числе модернизаций. Это привело к снижению качества предоставляемых ремонтных услуг и ослаблению контроля за качеством работ.

Многие ремонтные предприятия прекратили свое существование, хотя имели хороший кадровый и технический потенциал (например, Мосэнергоре­монт). Этому способствовало недостаточное финан­сирование вследствие:

а) неудачного решения вопросов ценообразо­вания при оплате ремонтных услуг в прейскуранте «Базовые цены»;

б) диктата заказчика без учета фактических затрат;

в) задержек оплаты выполненных работ;

г) игнорирования квалификации и качества работ при организации тендеров.

Вновь создаваемые ремонтные организации зачастую не обладают возможностями для качест­венного проведения работ по обследованию обору­дования и по его ремонту, а их добровольная сер­тификация формальна и слишком доступна. Что касается завода-изготовителя с его службой сер­виса, то он, являясь монополистом, диктует слиш­ком высокие цены, не обеспечивая ни необходимого объема, ни качества работ (известен ряд аварий тур­богенераторов после заводского ремонта).

Прекращение обмена производственным опы­том, неизбежное при формальной конкуренции, не способствует росту квалификации кадров ремон­тных организаций. Без гарантированного финан­сирования при обязательности тендеров на услуги пострадал также инжиниринг — инженерное научно-техническое обслуживание электростан­ций, без которого невозможно грамотное решение ряда технических задач, особенно по испытаниям и продлению ресурса оборудования. Кстати, принцип главенства минимальной цены на тендерах «вынуж­дает» некоторых заказчиков энергооборудования ориентироваться на импорт, вместо финансирова­ния развития отечественного энергомашиностро­ения, что увеличивает расходы на запчасти и на обязательное привлечение представителей фирм-изготовителей к последующим ремонтам, увеличи­вает зависимость от импорта и этим снижает уро­вень промышленной безопасности.

5. Нехватка действующих стандартов, норм и правил, соблюдение которых должно быть обяза­тельным для обеспечения качества технического обслуживания и ремонта энергооборудования

Закон «О техническом регулировании» [6] коренным образом изменил существующую систему технического регулирования, поскольку согласно этому закону действующие стандарты приобрели рекомендательный статус. Технические регламенты (обязательные минимальные требования) могут при­ниматься только в целях защиты жизни и здоровья граждан, защиты имущества физических и юридических лиц, охраны окружающей среды, предуп­реждения действий, вводящих в заблуждение при­обретателей. Что же касается повышения уровня безопасности, обеспечения научно-технического прогресса, повышения конкурентоспособности про­дукции и др., то эти показатели не должны регла­ментироваться и могут обеспечиваться добровольно принимаемыми стандартами организаций. Прави­тельством в 2005 г. был утвержден перечень рекомен­дуемых к разработке 17 технических регламентов в электроэнергетике — только о безопасности. Были разработаны проекты нескольких регламентов и сис­тема мониторинга технических регламентов в ОАО РАО «ЕЭС России», однако не было создано условий для сохранения этой системы. Несколько наиболее важных для электроэнергетики нормативно-техни­ческих документов РАО «ЕЭС России» были переоформлены в нормативные документы Минэнерго России и Госгортехнадзора России, но ими не огра­ничиваются потребности энергетики в нормативном регулировании [3].

Хотя многие основные стандарты, нормы и пра­вила уже есть, разработаны и утверждены ОАО РАО «ЕЭС России», но подтверждена ли обязательность их для собственников энергооборудования после ликви­дации ОАО РАО «ЕЭС России»? Этот список может уточняться для каждого энергопредприятия, но есть документы, которые следует считать обязательными для всех. Например, стандарт 2007 г. — «СТО 10. Методика оценки качества ремонта энергетического оборудования. Основные положения», позволит не только повысить качество ремонта, но и даст основу для организации мониторинга выполнения и качества ремонта. Другой стандарт 2007 г. «Методики оценки состояния основного оборудования» позволит поста­вить под контроль выработку ресурса энергооборудо­вания и объективно оценивать его сроки службы.

Что касается взаимоотношений заказчика и подрядчика при планировании и проведении ремонтов энергооборудования, то они предусмот­рены достаточно четко в «Правилах организации технического обслуживания и ремонта оборудова­ния, зданий и сооружений электрических станций и сетей» (СО 34.04.181–2003, Москва. 2004). Повы­шение качества ремонта и обеспечение надежности эксплуатации оборудования требуют знания ука­занных документов и высокой квалификации пре­жде всего представителей заказчика, выбирающих подрядчика, заключающих договоры, сдающих обо­рудование в ремонт и принимающих из ремонта.

Есть ряд нормативных документов, нуждаю­щихся лишь в небольшой корректировке, выполне­ние которой позволит значительно снизить вероят­ность перехода в аварии некоторых инцидентов [2].

6. Снижение квалификации инженерно-тех­нического персонала энергопредприятий от руко­водства до непосредственных исполнителей

Причины этого лежат не только в смене поколений, уменьшении числа и отсутствии обязательного распре­деления выпускников-инженеров, но и прежде всего в практически целенаправленном замещении штатов топ-менеджеров в электроэнергетике специалистами-экономистами, не имеющими ни инженерного обра­зования, ни опыта инженерно-технической работы на энергопредприятиях, хотя известно, что «беда, коль пироги начнет печи сапожник, а сапоги тачать пирож­ник».

За снижением роли технических специалистов и затрат на оплату их труда неизбежно последовал уход квалифицированных кадров, снизился приоритет зна­ний и умений. Такое руководство привело к тому, что стали снижаться затраты на повышение квалификации персонала. Число слушателей по электроэнергетике в образовательных учреждениях по повышению квали­фикации снизилось на порядок. По тем же причинам ухудшилось комплектование библиотек энергопред­приятий технической литературой, что не способствует самообразованию и подготовке персонала.

7. Практика страхования риска техногенных катастроф в России неэффективна как в смысле пок­рытия ущерба, так и в смысле снижения этого риска

В зависимости от величины ущерба в электро­энергетике выделяют следующие группы рисков [7]: небольшие риски — ущерб от 50 до 100 тыс. руб..; сред­ние риски — ущерб от 100 тыс. до 5 млн руб.; крупные риски — ущерб от 5 до 500 млн руб. (выход из строя силового оборудования — турбин, генераторов, транс­форматоров и т. п.). Ущерб свыше 500 млн руб. соответс­твует катастрофическим рискам,   т.е. авариям с вероят­ностью порядка 10–3. Такие ущербы наблюдались от указанных выше аварий в 2002 и 2006 гг. с поломкой и разрушением турбоагрегатов 300 и 500 МВт с частич­ным обрушением кровли машинного зала.

Страхование риска порядка 10–3, 10–4 и менее для отдельно взятой энергоустановки и даже для отдельного энергопредприятия не имеет смысла, поскольку должен быть принят весьма долгосрочный горизонт планирования, в течение которого должны выплачиваться страховые премии практически без наступления страхового случая, что равноценно неоправданным значительным финансовым поте­рям у страхователя. А при наступлении страхового случая ущерб требует такого страхового покрытия, которое оказывается не под силу страховым органи­зациям или же покрывается страховщиком незначи­тельно. На примере аварии Саяно-Шушенской ГЭС видно, что лимит страхового покрытия — 200 млн руб. компенсирует лишь 0,5 % оценки ущерба от аварии (40 млрд руб.) [8].

Поэтому страхование катастрофических рисков представляется целесо­образным лишь при разложении стоимости страхо­вания на группу объектов, так чтобы при горизонте планирования не более 10 лет можно было ожи­дать один страховой случай. Это может быть кол­лективное страхование, осуществляемое несколь­кими компаниями-страхователями у страховщика, располагающего поддержкой необходимого числа перестраховщиков. Но при наступлении страхового случая всю страховую выплату на покрытие ущерба получит только та компания, в которой произошел этот случай. Это может представляться невыгодным компаниям — участникам пула. Поэтому могло бы быть более приемлемо создание общего для всех электроэнергетических компаний фонда страхова­ния энергетических катастроф, поскольку отчисле­ния каждой энергетической компании в такой фонд были бы ниже тех тарифов, которые применяются теперь для отдельных компаний. Управление таким фондом могло бы осуществляться Минэнерго РФ.

Специфика энергопредприятий состоит в том, что значительную часть стоимости объекта составляет оборудование, риск повреждения которого и должен учитываться. С поломкой оборудования связаны 43 % страховых случаев [9]. Недоотпуск электрической или тепловой энергии потребителям в случае реали­зации риска также относится к страховым случаям. Система управления рисками (риск-менеджмент) определяет, какие риски следует оставить на само­страховании (за счет резервного фонда компании), какие заблаговременно предотвратить путем внедре­ния ряда мероприятий, а какие — передать страхов­щику [9]. Для катастрофических аварий должны быть обязательно разработаны меры по предупреждению их, т.е. по снижению риска, что позволит увеличить горизонт планирования, и (или) снижению ущерба, что снизит страховую сумму. Примером такой разра­ботки является комплекс мероприятий по снижению риска пожаров в машзалах АЭС [2].

Российские энергопредприятия неохотно идут на предварительные затраты по разработке системы управления рисками, тем более что квалификация риск-консультантов не всегда может считаться доста­точной. Поэтому в России страхование, как правило, функционирует вне системы управления рисками, т.е. не влияет на техническую политику энергетических компаний-страхователей. В то же время страхование является в какой-то степени выходом из создавшейся критической ситуации, когда замена изношенного энергооборудования растянется на длительный период. Но страховщики отмечают как серьезный недостаток то, что в России не предусматривается законом учет износа опасного объекта [8]. Также не предусмотрен учет уровня технического обслужива­ния и ремонта энергооборудования и таких превен­тивных мероприятий, как модернизация и продление ресурса оборудования. Более того, надежда на страхо­вое возмещение значительно снижает эффективность программ продления ресурса и модернизаций энерго­оборудования и привлекательность их для топ-менед­жеров. Но отказ от этих программ повышает риски, что в рамках системы управления рисками может быть учтено страховщиком и должно приводить к уве­личению стоимости страхования.

В международной практике уделяется большое внимание риск-менеджменту, поскольку его квали­фицированное осуществление позволяет реально снизить убытки как застрахованных предприятий, так и страховых компаний. Например, авторами ряда публикаций в США и Великобритании с весьма полным анализом причин пожаров на электростан­циях, являются консультанты агентств, связанных со страховыми компаниями. Страховые общества имеют своих специалистов по оценке технического состояния оборудования и контролируют техничес­кую политику энергопредприятий. «Там страхов­щик может влиять на риски. Он осматривает объ­ект раз в месяц, обязывает страхователя проводить технический ремонт, разрабатывает инструкции и требования по замене или ремонту тех или иных частей объекта. И если страхователь не выполняет требования, договор страхования может быть рас­торгнут»[8]. А без страхового полиса государство не допустит объект до работы, поэтому страхователь не пойдет на расторжение договора.

Таким образом, и в России риск-менеджмент, подкрепленный соот­ветствующими уточнениями условий лицензирова­ния энергопредприятий, мог бы стать инструментом для повышения качества технического обслужива­ния и ремонта энергооборудования — основы обес­печения надежности в современных условиях.

Заключение

1. Необходима корректировка закона [5] в направлениях:

-        осуществления государственного регулирования и контроля над надежностью функциони­рования генерирующего энергооборудования независимо от формы собственности;

-        установления ответственности собственников генерирующего энергооборудования и тех­нических руководителей за обеспечение тре­буемой надежности действующих установок путем надлежащего технического обслужива­ния и ремонта, своевременной модернизации;

-        расширения сферы государственного регули­рования и контроля и обязанностей субъектов электроэнергетики за счет ввода в эту сферу, кроме технических регламентов, других тех­нологических стандартов, норм и правил, обя­зательных для обеспечения надежности гене­рирующего энергооборудования;

-        расширения прав технического руководителя генерирующей энергоустановки по выводу в ремонт для предупреждения аварии;

-        установления взаимно обоснованных уров­ней надежности и резервов мощности.

2. Наряду с мониторингом производственно-хозяйственной деятельности ТЭС необходима раз­работка квалифицированной технической политики для генерирующих энергопредприятий, включаю­щей в себя и необходимый комплекс услуг по тех­ническому обслуживанию, оценке технического состояния, модернизации и ремонту оборудования, возможно, путем корректировки прежней «Кон­цепции технической политики» (ОАО «РАО «ЕЭС России» 2005 г.), с соответствующим контролем со стороны Минэнерго. Техническая политика должна быть основана на комплексе технических регламен­тов, стандартов, правил и норм. Осуществление тех­нической политики должно гарантироваться четкой системой личной ответственности собственников и технических руководителей энергопредприятий.

3. В каждой генерирующей компании должна быть разработана программа продления ресурса и модернизаций действующего генерирующего энергооборудования ТЭС с необходимыми инвес­тициями и с контролем выполнения со стороны Минэнерго аналогично известной Инвестпрог­рамме. Перед менеджментом субъектов электро­энергетики должна быть поставлена задача долго­срочного обеспечения надежности действующего генерирующего энергооборудования с ответствен­ностью перед акционерами и Минэнерго.

4. Необходимо изменить условия проведения тендеров на выполнение услуг по техническому обслуживанию и ремонту генерирующего энер­гооборудования: обосновать комплекс обязатель­ных критериев, исходя из принципа оптимального соотношения «цена – качество», узаконить долго­срочное сотрудничество и планирование ремонтов, особенно с продлением ресурса, обеспечить особый подход к ремонту оборудования, эксплуатируемого за пределами нормативного срока службы.

5. Необходимо срочно подтвердить обязатель­ность для собственников генерирующего энерго­оборудования соблюдения, наряду с техрегламен­тами, основных стандартов, норм и правил, уже разработанных и утвержденных ОАО РАО «ЕЭС России» в части обеспечения качества техобслужи­вания и ремонта, оценки технического состояния, продления ресурса. Этот список может уточняться для каждого энергопредприятия в зависимости от состава оборудования и должен регулярно пере­сматриваться с учетом накапливаемого опыта.

6. Повышение квалификации эксплуатационного и ремонтного персонала должно проводиться регу­лярно, на что собственники генерирующих энерго­предприятий должны предусматривать необходимые средства. Должен быть повышен приоритет знаний и умений путем более заметной зависимости оплаты труда от квалификации персонала и безаварийной работы оборудования. Должны стимулироваться и самообразование, и рационализаторское творчество.

7. Практика страхования энергооборудования должна влиять на техническую политику энергети­ческих компаний через системы управления рис­ками, т.е. способствовать проведению превентивных мероприятий, которые позволят снизить риск техно­генных катастроф на генерирующем энергообору­довании. Обязательное страхование катастрофичес­ких аварий должно быть коллективным, возможно, в региональном или даже в федеральном масштабе.

Литература

1.      Федеральный закон «О промышленной безо­пасности опасных производственных объектов», от 21.07.1997. № 116-ФЗ.

2.      Солдатов Г.Е., Голоднова О.С. О путях снижения риска пожаров в машинных залах АЭС//Атомкон. 2009. Июнь. № 2 (3).

3.      Резинских В.Ф. Современные проблемы, связан­ные с обеспечением надежной и безопасной эксплуата­ции оборудования тепловых электростанций//Надеж­ность и безопасность энергетики. 2008. Май. № 1.

4.      Кудрявый В.В. Энергетика работает с перенапря­жением. Повторение крупных техногенных аварий ста­новится безальтернативным сценарием//Новая газета. 02.09.2009.

5.      Федеральный закон «Об электроэнергетике», от 26 марта 2003 г. №35-ФЗ.

6.      Федеральный закон «О техническом регулирова­нии», 2002 г. № 184-ФЗ.

7.      Зернов А., Легчилин А. Страховые механизмы управления рисками в электроэнергетике//Энергоры­нок. 2008. № 4.

8.      Коммерсантъ «Business Guide» от 11 ноября 2009 г. № 219: Приложение «Страхование»/М. Кадыкова. Неподъемные риски. Там же интервью с В. Орловым («Капитал-Страхование»), Х.Чопра («РОСНО»), С. Тере­булиным (ОАО «РусГидро»).

9.      Соколова Н. Высокое напряжение. Страхование как элемент риск-менеджмента// Строительство и город­ское хозяйство в Санкт-Петербурге и Ленинградской области. 2009. № 7.  ­

 

Атомкон. № 2(3). Июнь 2009; стр. 42-46

О путях снижения риска пожаров

в машинных залах АЭС


Г. Е. Солдатов, начальник отдела системного анализа пожарной безопасности АЭС, канд. техн. наук;

О. С. Голоднова. старший научный сотрудник, канд. техн. наук,

ОАО «Всероссийский научно-исследовательский институт по эксплуатации атомных станций» (ВНИИАЭС),        г. Москва


Опыт эксплуатации турбогенераторов (ТГ) с водородным охлаждением на АЭС и тепловых электростанциях в России и за рубежом показывает, что обеспечение пожаро- взрывобезопасности в машинных залах электрических станций остается актуальной проблемой ввиду использования горючего масла в маслосистемах турбоагрегатов (ТА) и наличия в системах охлаждения ТГ горючего и взрывоопасного водорода. Возникновению и развитию пожаров способствует и так называемый человеческий фактор, проявляющийся в недостаточном качестве ремонта, дефектах изготовления оборудования, неправильных действиях или бездействии эксплуатационного персонала, нечеткости или недостаточности требований нормативной документации и инструкций.

Несмотря на принимаемые противопожарные мероприятия,  на электростанциях случаются аварии с катастрофическими последствиями – значительными повреждениями и  (или) разрушением ТА и строительных конструкций машинных залов вследствие пожара масла и водорода.  Увеличение доли оборудования, выработавшего назначенный ресурс, в машинных залах электростанций, в том числе на АЭС, в сочетании с определенной тенденцией к снижению качества эксплуатации и ремонта в последние годы, способствует росту риска  возникновения пожароопасных и взрывоопасных ситуаций.

Повышение пожарной безопасности ТГ с водородным охлаждением отнесено МЧС России к приоритетным направлениям работ по повышению пожаробезопасности АЭС [1].

Состояние проблемы пожаробезопасности в машинных залах АЭС

Ниже приведены некоторые усредненные статистические данные по частоте пожаров и возгораний.

Средняя частота нарушений в работе ТГ, сопровождающихся загораниями   и “хлопками” водорода в машинных залах отечественных электростанций (включая АЭС)  имела порядок 0,01  (отказ на генератор в год).   Средняя частота тяжелых аварий ТА с катастрофическими пожарами и взрывами водородновоздушной смеси была примерно на порядок ниже. В машинных залах АЭС США средняя частота пожаров на ТА в год составляла 0,018 [3]. данные об ущербе от пожаров, приведенные в работах [4, 5] по 25 случаям, имевшим место на ТА мощностью от 50 до 1300 МВт, в том числе на АЭС, характеризуются большим разбросом и находятся в диапазоне от 7,7 до 130,8 млн. $ при среднем значении 40¸50 млн. $ на 1994 г.; восстановительный период составлял от 4 до 21 месяца при среднем значении 10 месяцев. Результаты анализа аварийных ситуаций, сопровождавщихся возгораниями, пожарами и взрывами, фактически имевших место в машинных залах тепловых электростанций РАО «ЕЭС», АЭС России, зарубежных АЭС в течение нескольких десятков лет, показал, что к быстрому развитию катастрофического пожара масла и водорода с повреждением строительных конструкций машинного зала приводили все аварийные ситуации, первопричиной которых было механическое разрушение узлов турбоагрегатов. Эта первопричина обусловила около 70% пожаров с повреждением конструкций кровли в машинных залах электростанций. Из них примерно две трети случаев относятся к турбине (механическая разбалансировка, разгон), а остальные — к генератору (повреждения бандажных узлов, выход в двигательный режим).  Разрушения турбины всегда вызывают проливы большого количества масла, сопровождаются разрушением ТГ с выбросом водорода, пожарами масла и водорода.

Следующими по значимости являются разуплотнения напорных маслопроводов (фонтанирование и утечки масла с пропиткой теплоизоляции) и разуплотнения системы водородного охлаждения ТГ—утечки, приводящие к накоплению водородно-воздушной смеси (через неплотности выводов — в токопроводы, через уплотнения вала — в картеры подшипников). Утечки масла с возгоранием имели катастрофические последствия – пожары – примерно в 17% случаев. Утечки водорода с возгоранием имели катастрофические последствия – взрывы  и пожары — примерно в 18% случаев, в том числе взрывы с гибелью людей— в 6% случаев. Большая часть утечек масла и водорода происходит по вине эксплуатационного и ремонтного персонала.

Пожар масла на отметке обслуживания турбоустановки представляет серьезную опасность как для металлоконструкций стропильных ферм кровли, так и для колонн машинного зала.  Дальнобойные струи горящего масла нагревают несущие металлоконструкции до критической температуры, что приводит к потере их устойчивости и обрушению в течение нескольких минут [З]. Дополнительное значительное тепловыделение от сгорания водорода в первые минуты аварии с разрушением турбоагрегата ускоряет прогрев несущих металлических конструкций машинного зала.

При возможном разрушении масляного уплотнения вала генератора возникает факел горения водорода с маслом с температурой более 2000 °С, что имело место как на блоке №2 Чернобыльской АЭС в 1991 г., так и в последнее время на ряде ТЭС. В этом случае существующее огнезащитное покрытие будет малоэффективно и недостаточно для сохранения несущей способности ферм и металлоконструкций перекрытия машинного зала.

При значительной утечке водорода сохраняется возможность его накопления в верхней части машинного зала, что при недостаточной вентиляции может привести к локальному взрыву («хлопку»). Утечки водорода различной интенсивности в недостаточно вентилируемые объемы могут приводить к локальным возгораниям и «хлопкам», небезопасным для подшипников ТГ и кожухов токопроводов и возбудителя.

Опасность возгорания водорода при разуплотнении ТГ заключается в следующих событиях, перечисленных в порядке убывания их вероятности (и возрастания тяжести последствий):

-           утечка водорода в машинный зал через любые неплотности в газомасляной системе ТГ с возгоранием;

-           утечки водорода через неплотности выводов – в  токопроводы с накоплением и вспышкой водородно-воздушной  смеси;

-           прорыв водорода  в   сливной маслопровод и картеры подшипников с хлопком и вспышкой  вдоль вала  через уплотнения либо через поплавковый гидрозатвор;

-           залповый выброс водорода с воспламенением водорода и масла вследствие полного или частичного разрушения торцевых зон  ТГ.

Утечка водорода из газомасляной системы ТГ не всегда сопровождается возгоранием или пожаром (в среднем, примерно 15% случаев). Но возгорание водорода представляет опасность, поскольку может оказаться фактором, инициирующим пожар не только водорода, но и масла.

Пути предупреждения развития аварийных ситуаций в машинных залах АЭС

Для предупреждения потери устойчивости несущих металлоконструкций в машинном зале при пожаре масла и водорода  необходимо свести до минимума следующие параметры аварийной ситуации:

–          продолжительность истечения масла и водорода;

–          площадь  разлива масла;

–          продолжительность горения масла.

Анализ аварийных ситуаций показал, что при значительной разгерметизации генератора минимальное время от обнаружения утечки водорода до отключения генератора от сети составляет от двух до семи минут. Время автоматического отключения трубопроводов достигает двух минут, а ручного отключения— пяти минут. При сбоях в работе сигнализации и защиты и при запаздывании принятия мер персоналом это время может непредсказуемо увеличиваться.

Следовательно, за указанный выше интервал времени нагрева металоконструкций до критической температуры – от двух до трех минут – затруднительно обнаружить пожар и привести в действие предусмотренные проектом установки и противоаварийные средства.         Основные составляющие аспекты пожарной защиты машинного зала. вытекающие из условий снижения риска пожара, следующие:

• предупреждение основных причин пожаров:

-                   механического разрушения узлов ТА;

-                   разуплотнения напорных маслопроводов;

-                   разуплотнения газомасляной системы ТГ;

• ликвидация возникших возгораний и пожаров и предупреждение распространения огня;

• снижение ущерба от пожаров путем повышения эффективности обнаружения и подавления пожара.

Для предупреждения механического разрушения основных узлов ТА необходимо устранение вероятных причин этого:

–          взрыва водородно-воздушной смеси;

–          механического небаланса валопровода из-за повреждения лопаток цилиндра низкого давления (ЦНД);

–          трещин в валу и в бандажных кольцах ротора  ТГ;

–          двигательного и асинхронного режимов ТГ.

Как показал анализ статистической информации, взрывобезопасность ТГ с водородным охлаждением АЭС, как и тепловых электростанций, всеце-ло зависит от качества обслуживания персоналом газомасляной системы. В соответствии с известными нормативами [7, 8] должна быть исключена  по-тенциальная возможность накопления водородно-воздушной смеси опасной концентрации в замкнутом или плохо вентилируемом объеме. Для этого в процессе эксплуатации газомасляной системы ТГ ведется контроль:

–          давления водорода в корпусе ТГ;

–          чистоты (содержания)  водорода в корпусе ТГ

–          расхода водорода на восполнение утечек и продувку ТГ;

–          содержания кислорода в поплавковом гидрозатворе ЗГ-500;

–          уровня масла в поплавковом гидрозатворе ЗГ-500;

–          наличия и содержания водорода в картерах подшипников;

–          наличия и содержания водорода в кожухах комплектных экраниро-ванных токопроводов и камере нулевых выводов обмотки статора;

–          наличия и содержания водорода в «газовых ловушках», соединенных с коллекторами и сливным трубопроводом  дистиллята системы охлаждения обмотки статора;

–          наличия и содержания водорода в «газовых ловушках», соединенных со сливными трубопроводами газоохладителей;

–          состава газа в  корпусе ТГ при заполнении ТГ водородом  и удаления последнего – только через вытеснение (замещение) азотом.

Чтобы сократить время истечения водорода при разуплотнении и предотвратить накопление водородно-воздушной смеси, надо ускорить  отключение ТГ. Однако  в Правилах [6, 8]  отсутствует четкое требование об останове ТА при резком падении давления водорода, а также не указана необходимость отключения ТГ в случаях недопустимого повышения концентрации водорода в картерах подшипников, комплектных токопроводах и в шумозащитном кожухе. Вместо этого одним из условий, когда согласно пункту 12.3.30 «Турбина должна быть разгружена и остановлена в период, определяемый главным инженером электростанции (с уведомлением диспетчера энергосистемы)...», является условие «обнаружения недопустимой концентрации водорода в картерах подшипников, токопроводах, маслобаке, а также превышающей норму утечки водорода из корпуса генератора» [6].  Поскольку в качестве  нормы утечки  принята суточная утечка водорода 5 % от  общего газового объема ТГ, то для сравнения с этой нормой надо определить  утечку водорода хотя бы в течение часа. Таким образом,  в [6] заложена возможность запаздывания действий персонала АЭС  при резком падении давления водорода.

Характерным примером является утечка  водорода из нижней части корпуса ТГ типа ТВВ-1000-2У3 через прокладку люка, обнаруженная по резкому падению давления водорода в корпусе ТГ (рисунок 1) и по сильному шуму (свисту) в машинном зале, когда весь водород вышел в машинный зал, но возгорания не произошло. Динамика снижения давления водорода в корпусе ТГ показана на рисунке 1.

Аналогичный случай имел место и на ТГ типа ТВВ-1000-4У3. В обоих случаях скорость падения давления водорода превышала  1,20 МПа/ч. Анализ остановов ТГ из-за утечек водорода  показал, что при появлении утечек с высокой скоростью снижения давления в корпусе генератора (1 МПа/ч и более) промежуток времени от обнаружения утечки до отключения генератора  составляет обычно от двух до семи минут. При появлении возгорания верхняя граница этого промежутка времени сокращается до четырех минут, т.е. очевидную опасность ситуации персонал замечает и действует более оперативно. В остальных рассмотренных случаях, когда скорость снижения давления водорода составляла от 0,0015 до 0,3 МПа/ч, а причина утечки не была очевидна, промежуток времени от обнаружения утечки до начала разгрузки блока значительно увеличивался, составляя от 10 мин до 11,5 ч. Соответственно сильно возрастал промежуток времени от обнаружения утечки до отключения ТГ, составляя от 36 мин до 15,5 ч.  Для сравнения укажем, что максимально допустимая 5%-ная утечка водорода соответствует скорости снижения давления водорода 1,25 кПа/ч при избыточном давлении 0,5 МПа.

Итак,  отсутствие  требования отключения  ТГ  при падении давления в корпусе ТГ представляет определенную опасность, поскольку в случае даже интенсивной утечки водорода, которая создает реальную опасность взрыва или пожара,  оперативность действий персонала АЭС не обязательно будет обеспечена. В то же время наличие на АЭС вычислительных средств и аппаратуры АСУ ТП создает реальную возможность обеспечить автоматизацию анализа изменений давления водорода, в частности, определение скорости снижения давления и сравнение этого показателя с уставкой, заданной на основании опыта эксплуатации. Одновременный анализ показаний газоанализаторов позволил бы диагностировать причину, локализацию и степень опасности утечки. Сигнал на разгрузку и  останов ТГ в случае превышения уставки по скорости падения давления водорода повысил бы пожаробезопасность.

Анализ причин механического разрушения ТА, приводящего к катастрофическим пожарам,  показал, что наиболее опасная причина – обрыв лопаток ЦНД. Предотвращение разрушения ТА по этой причине или снижение масштабов разрушения требуют наличия системы защиты по предельному уровню вибрации   с отключением ТА при вибрации 11,2 мм/с [6].  Однако достижение этого уровня вибрации не означает неизбежность разрушения основных узлов ТА и катастрофического пожара с необходимостью немедленного запуска системы противопожарной защиты. Эта необходимость определяется следующими критериями опасности разрушения, разработанными в ВТИ (А.П.Жаров, А.З.Зиле и др.):

–          одновременное превышение мгновенных виброскоростей опор цилиндра низкого давления ТА и передней опоры ТГ свыше 30 мм/с в вертикальном и горизонтальном направлениях по штатной аппаратуре виброконтроля;

–          превышение отклонения последней опоры ротора низкого давления ТА свыше 0,8 мм в момент динамического возмущения;

–          выборка потолочных зазоров на вкладышах двух последних опор турби-ны,  фиксируемая специальными концевыми выключателями.

При одновременном выполнении вышеуказанных  условий по принципу «два из трех» обеспечивается  достоверный сигнал на включение противопожарных мероприятий. Наиболее эффективна реализация этих критериев, свидетельствующих о начале процесса разрушения, в рамках системы автоматической многофункциональной противопожарной защиты по вибродинамическому фактору.

Своевременное выявление другой возможной причины разрушения ТА – трещины в вале – требует использования специальных процедур анализа данных системы вибромониторинга с учетом векторных изменений и  вибрации при выбеге на критических скоростях ротора [9, 10].

Наконец, предупреждение разрушения ТГ из-за трещин в бандажных кольцах ротора определяет необходимость осуществления комплекса специальных профилактических мер по обеспечению надежности работы бандажных узлов, которые подробно описаны в [11].

Итак, снижение риска механического повреждения ТА и неизбежного при этом катастрофического пожара наиболее целесообразно осуществить при помощи автоматической многофункциональной противоаварийной защиты со следующим алгоритмом действия:

–          от системы вибромониторинга формируется сигнал защиты по  вибродинамическим критериям;

–          от сигнала защиты по вибродинамическим критериям  турбина отключается без выдержки времени воздействием на стопорные клапаны;

–          по факту закрытия стопорных клапанов также без выдержки времени отключается от сети генератор;

–          открываются задвижки срыва вакуума;

–          производится аварийный сброс водорода из генератора в атмосферу; при снижении давления в корпусе до 0,1 МПа  в генератор подается азот;

–          немедленно (без выдержки времени) отключаются масляные насосы смазки и маслоснабжения уплотнений вала;

–          включается система ликвидации пожара.

Существующая активная защита ферм машинного зала путем орошения холодной водой из пожарного водопровода  через лафетные стволы  малоэффективна при факельном горении масла и водорода из-за инерционности ввода в действие и невозможности точного попадания струи воды в очаг наибольшего нагрева ферм в условиях задымления машинного зала и плохой видимости. Большая часть воды проливается в машинный зал, не достигая ферм и  не охлаждая последних.

Пассивная защита  металлоконструкций от перегрева специальными огнезащитными покрытиями обеспечивает заданную огнестойкость при равномерном нагреве, но весьма проблематична при интенсивном локальном нагреве горящими направленными струями масла и водорода, особенно, если учесть высокую температуру водородного пламени и  резко неравномерный нагрев элементов пространственных ферм.

Разработка комплекса мероприятий, повышающих безопасность энергоблока

Для повышения эффективности ликвидации пожара на ТА можно рекомендовать СПРП – систему предотвращения развития пожара [12], которая подавляет опасные очаги горения масла распыленной горячей водой, подаваемой из деаэратора, формируя непосредственно над очагами горения масла завесу из тонкораспыленной воды и пара, имеющую охлаждающее и разбавляющее действие; эта завеса защищает фермы кровли от быстрого нагрева. Работа СПРП продолжается до прибытия и начала работы пожарных подразделений, которые будут осуществлять тушение пожара обычными методами.

Указанный алгоритм действия многофункциональной противоаварийной защиты требует высокой достоверности первоначального сигнала на запуск системы, формируемого по вибродинамическим критериям, Эта достоверность может быть повышена путем ввода дополнительного сигнала о резком возрастании скорости снижения давления водорода в генераторе.  Кроме того, целесообразно использовать малоинерционные пожарные извещатели, например, оптические извещатели пламени, установленные в непосредственной близости от турбоагрегата.

Для повышения эффективности пожаротушения путем уменьшения площади разлива масла и снижения продолжительности его горения целесообразно в местах возможных проливов масла оборудовать поддоны самотушения, оснащенные огнепреградителями.

Таким образом, на основании проведенного анализа, предлагается следующий комплекс мероприятий по снижению риска пожаров и взрывов в машинных залах АЭС:

1.         Дополнить Правила [6, 8] требованиями об останове турбоагрегата при резком падении давления водорода в генераторе, а также в случаях недопустимого повышения концентрации водорода в картерах подшипников, комплектных токопроводах и в шумозащитном кожухе.

2.         Разработать и внедрить на АСУ ТП алгоритм автоматизированного диагностического анализа параметров газомасляной системы генератора.

3.         Реализовать систему вибромониторинга с диагностикой трещин в вале.

4.         Адаптировать к условиям АЭС и внедрить автоматическую многофункциональную противоаварийную защиту турбоагрегата по вибродинамическому фактору, включая схему аварийного сброса водорода из генератора и схему подавления  горения масла распыленной горячей водой, подаваемой из деаэратора.

5.         Разработать требования к схеме аварийного сброса водорода в части времени сброса (не более 1,5 минут), показателей надежности и методики испытаний

6.         Дополнить имеющиеся дымовые извещатели пожара в машинном зале  оптическими извещателями пламени.

7.         Адаптировать к условиям АЭС и ввести в действие «Руководство по повышению надежности эксплуатации бандажных узлов роторов турбогенераторов».


Список источников:


1. Дешевых Ю. Атомные электростанции: шаги к повышению пожаробезопасности. Пожарное дело, 2008, № 11.

2. Ковалевич О.М. К вопросу об определении «степени  риска».  Вестник Госатомнадзора России  № 1,  2004 г.

3. Микеев А.К. Противопожарная защита АЭС. М.: Энергоатомиздат, 1990.

4. A 30-year Study of Large Losses in the Gas and Electric Utility Industry., Edited by L. R. Hathaway, 5th Edition, March 1995, M&M Protection Consultants.

5. Nuclear Power Plant Turbine Hall Fires, L. R. Hathaway (M&M PC), Fire & Safety ’94 Conference, NEI, Barcelona 1994

6. РД ЭО 0348-02. Основные правила обеспечения эксплуатации  атомных станций.

7. РД 153-34.0-45.512-97. Типовая инструкция по эксплуатации газомасляной системы водородного охлаждения генераторов.

8. Правила пожарной безопасности при эксплуатации атомных станций. ППБ АС-95.

9. Методические указания по оценке технического состояния турбогенераторов, отработавших установленный нормативный срок службы». Стандарт ОАО РАО «ЕЭС России», 2008.

10. Зиле А.З., Томашевский С.Б., Куликов Р.А. О вибрационном контроле трещины в вале турбоагрегата. Электрические станции, 2007, № 10.

11. СО-153-34.45.513-07. Руководство по повышению надежности эксплуатации бандажных узлов роторов турбогенераторов.

12. Соковиков В.В., Тугов А.Н., Беликова Н.З. и др. Автоматизированное тушение пожаров на электростанциях. Энергетик, 2006, № 6.


Рисунок 1 – Снижение давления водорода в корпусе ТГ  1000 МВт из-за утечки через поврежденную уплотняющую прокладку люка вследствие скрытого дефекта в резине