Содержание к диссертации
Введение
Глава 1 Крупные аварии на тепловых электростанциях (ТЭС), их связь с компоновочными решениями главных корпусов .15
1.1. Особенности компоновки промышленных зданий 15
1.2. Компоновочные решения главных корпусов ТЭС 17
1.2.1. Общие требования, предъявляемые к компоновкам главных корпусов ТЭС 17
1.2.2. Компоновочные решения главных корпусов конденсационных тепловых электростанций (КЭС) 18
1.2.3. Анализ блочности зданий главных корпусов КЭС 26
1.3. Аварийность на ТЭС 28
1.3.1. Общие сведенья 28
1.3.2. Аварии в главных корпусах 33
1.4. Состояние вопроса и анализ существующих способов оценки уровня риска промышленных объектов 42
1.5. Выводы к главе 1 54
Глава 2 Методические основы снижения риска крупных аварий за счет компоновочных решений промышленных зданий (на примере главных корпусов ТЭС) 56
2.1. Общие положения разрабатываемой методики оценки альтернативных компоновочных решений с учетом гипотетических аварий 56
2.2. Разработка вероятностной модели прогноза аварии в процессе эксплуатации, с учетом динамики их распространения по главному корпусу ТЭС 59
2.3. Система и критерии оценки альтернативных компоновочных решений в зависимости от последствий гипотетических аварий 62
2.4. Выводы к главе 2 68
Глава 3 Методика оценки альтернативных компоновочных решений ТЭС с учетом гипотетических аварий в процессе эксплуатации .70
3.1. Анализ данных о авариях в главных корпусах 70
3.2. Оценка альтернативных компоновочных решений с учетом гипотетических аварий. 73
3.2.1. Безопасность потребителей [RPT] 73
3.2.2. Прямые и косвенные потери на самом объекте генерации от аварии в главном корпусе [Rc] 79
3.2.2.1. Общие сведенья и анализ статистических данных 79
3.2.2.2. Прямой ущерб 82
3.2.2.3. Косвенный ущерб 87
3.2.2.4. Вероятное страховое возмещение. 93
3.2.3. Социально-экономические потери [RSP] 94
3.2.4. Изменение капиталовложений [K]. 96
3.3. Выводы к главе 3 100
Глава 4 Оценка результатов исследования. Экспериментальные разработки методики оценки альтернативных компоновочных решений ТЭС с учетом гипотетических аварий в процессе эксплуатации .102
4.1. Применимость разработанной методики на стадии проектирования ТЭС 102
4.2. Результаты оценки различных вариантов компоновочных решений главных корпусов для Сахалинской ГРЭС-2 105
4.3. Выводы к главе 4 112
Заключение 113
Приложение А. Список опубликованных научных работ В.В. Белова (лично и в соавторстве) 132
Приложение Б. Данные о крупных авариях в главных корпусах ТЭС 131
Приложение В. Экспертные оценки, к определению степени повреждения основного и вспомогательного технологического оборудования, строительных конструкций при аварии в главном корпусе ТЭС 201
Приложение Г. Справка о внедрении результатов диссертационного исследования 215
- Компоновочные решения главных корпусов конденсационных тепловых электростанций (КЭС)
- Система и критерии оценки альтернативных компоновочных решений в зависимости от последствий гипотетических аварий
- Косвенный ущерб
- Результаты оценки различных вариантов компоновочных решений главных корпусов для Сахалинской ГРЭС-2
Введение к работе
Актуальность темы исследования.
Аварии на промышленных комплексах представляют серьезную угрозу не только для персонала и размещенного в них оборудования, но способны снижать на длительный период времени общую безопасность связанных объектов инфраструктуры. Так на тепловых электрических станциях (ТЭС) они могут повлечь веерные и одиночные отключения потребителей, а в холодное время года создать прямую угрозу для населения и жилищно-коммунального комплекса в целом. В качестве примера можно упомянуть происшествие на Пензенской ТЭЦ-1 зимой 2017 года, где в результате разрушения подогревателя высокого давления энергоблока № 5 и сопутствующего отключения генерирующего оборудования в регионе был введен режим чрезвычайной ситуации. Без горячего водоснабжения и отопления на четверо суток осталось около 75 тыс. чел. при температуре окружающего воздуха минус 20 0С. Было повреждено более 8 км трубопроводов теплораспределительной сети города, погиб один работник станции. В январе 2008 г. обрушение покрытия в машинном зале Сургутской ГРЭС-2 повлекло за собой отключение турбоагрегатов с суммарной нагрузкой, выдаваемой в сеть, до 1 600 МВт. Возникла опасность веерного отключения потребителей, так как переток по контролируемому сечению объединенной энергосистемы (ОЭС) Урал-Тюменское превышал максимально допустимое значение на 363 МВт.
Высокая частота подобных происшествий на объектах энергетики породила в период с 2007 по 2017 гг. целый ряд нормативных и информационно-технических документов ведомственного и федерального уровней, ориентирующих проектировщиков, надзорные органы на решение задач связанных с безопасностью. Однако кардинально повысить ее не удалось.
Сложившееся на практике управление эксплуатационной надежностью: на стадии проектирования выразилось в разработку декларации промышленной безопасности, а при эксплуатации - в систему страхования и контроль за соблюдением общих требований технических регламентов. Однако, как показывают исследования, принятые меры имеют существенные недостатки, среди которых можно выделить следующие:
Ошибки в расчете уровня риска из-за недооценки частоты аварий со значительными финансовыми, экологическими и социальными последствиями. Отсутствие полной достоверной статистической информации по событиям каждого типа. Это приводит к недостаточности выбранных мероприятий в обеспечении безопасности, и неверному определению страховых премий системы страхования рисков.
Разрабатываемые декларации промышленной безопасности учитывают обращение, только с определенными нормативными документами, опасными веществами в концентрациях превышающими предельно установленные значения. Не рассматриваются возможные сценарии развития событий в других связанных системах. В результате занижается проектный риск аварий охватывающих несколько систем.
Не учитывается косвенное взаимодействие оборудования, технологических систем, зданий и их строительных конструкций, что приводит к занижению различных рисков и экономической нецелесообразности проводимых мероприятий по снижению их уровня.
Контроль соответствия техническим регламентам и нормативной документации на стадии эксплуатации носит порой формальный характер, а периодичность проверок никак не обоснована.
Сложившаяся практика проектирования промышленных объектов в сторону максимальной степени сблокированности зданий для снижения общих капиталовложений.
Сформировавшиеся система не рассматривает аварии на промышленных объектах (в частности на ТЭС), особенно крупные, с большими потерями материального, финансового, экологического и социального характера, как неизбежное явление, связанное и с компоновочными решениями, не нацелена на минимизацию таких последствий. В связи с чем, актуальным направлением, является повышение безопасности, минимизация потерь на основе сравнения альтернативных компоновок зданий. В основе решения данной задачи - разработка методики позволяющей оценить различные варианты компоновочных решений промышленных зданий с учетом гипотетических аварий в процессе эксплуатации.
Степень разработанности темы.
Изучению снижения уровня риска потенциальных аварий в процессе эксплуатации за счет некоторой оптимизации архитектурно-строительных решений посвящены работы следующих ученых: А.В. Мельникова, В.М. Ройтмана, И.Б. Шлейкова, А.Г. Тамразяна, Б.К. Пергаменщика, Г.А. Ершова, Ю.И. Козлова, А.С. Можаева, А.М. Козлитина, С.А. Качанова, М.В. Лисанова, А.В. Смагина, М.Ю. Овсянникова, А.Я. Корольченко, Д.М. Гордиенко, П.И. Белокопытова, А.П. Бызова, Wayne D. Holmes, J. Ohlsen, D. Drewry, D. Dieken и др.
Научно-техническая гипотеза состоит в предположении зависимости последствий аварий от принятых архитектурно-строительных решений промышленных зданий, в частности главных корпусов ТЭС.
Цель диссертации - повышение на этапе проектирования безопасности ТЭС и связанных с ней объектов путем обоснованного снижения риска аварии с тяжелыми последствиями и значительным ущербом.
Для достижения поставленной цели решены следующие задачи:
проанализированы архитектурно-строительные решения промышленных зданий на примере главных корпусов ТЭС и особенности их формирования;
проанализированы аварии в главных корпусах ТЭС в процессе эксплуатации, установлена взаимосвязь с архитектурно-строительными (компоновочными) решениями;
сформирована система и критерий оценки в зависимости от экономических, социально-экономических рисков и изменений капиталовложений при различных
компоновочных решениях зданий с учетом эксплуатационной безопасности станции и связанных с ней объектов;
- разработана вероятностная модель, позволяющая прогнозировать аварии в
процессе эксплуатации, с учетом динамики их распространения по главному корпусу, в
зависимости от принятого компоновочного решения и экономико-географических
особенностей района строительства;
- разработана методика и наработан банк данных для оценки альтернативных
компоновочных решений промышленных зданий с учетом гипотетических аварий в
процессе эксплуатации (на примере главных корпусов ТЭС);
осуществлена практическая апробация предложенных решений;
сформулированы перспективные направления дальнейших исследований. Объект исследования: безопасность промышленных объектов и связанной с ними
инфраструктуры в зависимости от принятых компоновочных решений зданий (на примере главных корпусов ТЭС).
Предмет исследования: риск аварий (в части вероятных последствий) в зависимости от принятых компоновочных решений промышленных зданий (на примере главных корпусов ТЭС).
Научная новизна диссертационной работы состоит в следующем:
сформирована система оценки эффективности разблокировки главных корпусов ТЭС с позиции повышения эксплуатационной безопасности на стадии проектирования, за счет снижения общих эквивалентных затрат (гипотетического ущерба от аварий и изменений капиталовложений в разблокировку);
установлена зависимость между компоновочными решениями главных корпусов ТЭС и последствиями аварий;
разработана вероятностная модель позволяющая прогнозировать аварии в процессе эксплуатации, с учетом динамики их распространения по зданию в зависимости от принятого компоновочного решения и экономико-географических особенностей района строительства;
разработана методика для оценки альтернативных компоновочных решений промышленных зданий с учетом гипотетических аварий в процессе эксплуатации (на примере главных корпусов ТЭС);
научно обоснован подход к анализу компоновочных решений промышленных зданий на этапе проектирования (на примере главных корпусов ТЭС) с учетом потенциальных аварий в процессе эксплуатации, динамики их распространения и оценки вероятных последствий.
Теоретическая значимость результатов работы:
научно обоснован подход к оценки компоновочных решений промышленных зданий (на примере главных корпусов ТЭС) с точки зрения последствий от гипотетических аварий;
установлена зависимость риска аварий (в части вероятных последствий на самом промышленном объекте и связанных с ним потребителей) от степени сблокированности здания (на примере главных корпусов ТЭС);
- в развитии способов прогнозирования и учета гипотетических рисков аварий на
стадии проектирования зданий и сооружений.
Практическая значимость и реализация результатов работы:
Разработанная методика оценки альтернативных компоновочных решений
промышленных зданий с учетом гипотетических аварий и накопленный банк данных
позволяют:
оценить риск потенциальных аварий с тяжелыми последствиями для различных компоновок главных корпусов в процессе проектирования;
определить экономические и социальные последствия от гипотетических аварий в процессе эксплуатации в зависимости от мощности ТЭС, числа энергоблоков, компоновочного решения, экономико-географических особенностей района расположения станции;
обоснованно предложить наиболее эффективное компоновочное решение ТЭС с точки зрения последствий от гипотетических аварий в главных корпусах.
Полученные статистические данные могут быть использованы при разработке проектных решений специализированными организациями, в том числе деклараций промышленной безопасности опасного производственного объекта, при расчете страховых премий.
Практические решения, разработанные в диссертации, предварительно
рассмотрены на секции «Технология строительства и монтажа» Научно-технического совета ЕЭС России. А также успешно использованы в качестве рекомендаций в АО «Институт «Теплоэлектропроект».
Методология и методы исследования. В работе использованы такие методы исследования, как: анализ и обработка статистической информации (регрессионный анализ),вероятностный анализ, математическая индукция, теория систем.
Положения, выносимые на защиту:
система и критерий оценки эффективности разблокировки главных корпусов ТЭС с позиции повышения эксплуатационной безопасности на стадии проектирования;
зависимость риска аварии с тяжелыми последствиями от принятого компоновочного решения главного корпуса ТЭС;
вероятностная модель позволяющая прогнозировать аварии в процессе эксплуатации, с учетом динамики их распространения по главному корпусу в зависимости от принятого компоновочного решения и экономико-географических особенностей района строительства;
методика оценки альтернативных компоновочных решений промышленных зданий с учетом гипотетических аварий в процессе эксплуатации (на примере главных корпусов ТЭС);
подход к анализу компоновочных решений промышленных зданий на этапе проектирования (на примере главных корпусов ТЭС) с учетом потенциальных аварий в процессе эксплуатации, динамики их распространения и оценки вероятных последствий.
Личный вклад автора диссертации заключается в разработке методики оценки альтернативных компоновочных решений промышленных зданий с учетом
гипотетических аварий в процессе эксплуатации (на примере главных корпусов ТЭС) и наработке банка данных, позволяющего наиболее эффективно определить применяемую степень сблокированности здания на этапе проектирования, а также формулировке заключений, определяющих практическую значимость и научную новизну работы, сборе, обработке и анализе статистической информации.
Степень достоверности и апробация результатов подтверждаются применением в научной практике исследовательского и аналитического аппарата, использованием данных, полученных автором из открытых и проверяемых источников, а также апробацией полученных результатов.
Основные результаты работы обсуждались и докладывались на международных, всероссийских и специализированных научно-технических конференциях, таких как: молодежная научно-техническая конференция «Наука и проектирование», организатор АО «Иститут Гидропроект» (г. Углич, 2017 г. и г. Москва, 2016 г.); XX международная межвузовская научно-практическая конференция студентов, магистрантов, аспирантов и молодых ученых, организатор НИУ МГСУ (г. Москва, 2017 г.); IV международная научно-практическая конференция «Современные концепции научных исследований» (г. Москва, 2014 г.). А также успешно использованы в качестве рекомендаций в АО «Институт «Теплоэлектропроект».
Публикации. Научные результаты достаточно полно изложены в 6 научных публикациях, из которых 3 работы опубликованы в журналах, включенных Перечень в рецензируемых научных изданий, в которых должны быть опубликованы основные научные результаты диссертаций на соискание ученой степени кандидата наук, на соискание ученой степени доктора наук (Перечень рецензируемых научных изданий). В диссертации использованы результаты научных работ, выполненных автором – соискателем ученой степени кандидата технических наук – лично и в соавторстве, представленные в Списке работ, опубликованных автором по теме диссертации.
Структура и объем диссертации. Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения, списка литературы, включающего 130 наименований, и четырех приложений. Работа изложена на 131 странице основного текста, содержит 34 рисунка и 9 таблиц.
Содержание диссертации соответствует п.п. 1, 9, 12 Паспорта специальности 05.26.02 – Безопасность в чрезвычайных ситуациях (строительство).
Компоновочные решения главных корпусов конденсационных тепловых электростанций (КЭС)
Объемно-планировочное решение главного корпуса блочной паросиловой конденсационной электростанций (КЭС), представляет собой – трех- пятипролетное промышленное здание с делением внутреннего пространства по виду размещаемого основного технологического оборудования и процессам. В котельном отделении устанавливаются энергетические котлы и частично котельно-вспомогательное оборудование (элементы системы дымоудаления, регенерации воздуха, подготовки топлива и др.), в машинном – турбоагрегаты и тепломеханическое оборудование (группа регенерации, насосная и конденсатная группы). Как правило, между ними размещается бункерное, деаэраторное или бункерно-деаэраторное многоэтажное отделение. В котором на низких отметках (0,000…+9,000 м) располагаются – распределительные устройства собственных нужд (РУСН), кабельные полуэтажи с силовыми и контрольными кабелями, а на отметках обслуживания турбоагрегатов – блочные щиты управления (в современных решениях размещены в пристройках по ряду «А» машинного отделения), некоторые ремонтные помещения и кладовые. На отметках(+10,000…+17,000 м) – монтируются блоки станционных трубопроводов.
Отметка расположения деаэраторов связанна с насосной группой (размещением питательного насоса) и, как правило, выбирается таким образом, чтобы создать необходимый подпор на входе в группу бустерных насосов. Бункеры запаса угля с галереями и мельницами приготовления пыли компонуются в самостоятельном (бункерном) или же в совместном (бункерно-деаэраторном) отделении. Высотная отметка расположения данного оборудования зависит от принятой технологической схемы, условий экономической целесообразности и связанна с принятым типом систем. Тягодутьевое оборудование, а также очистка и регенерация воздуха осуществляются на открытой площадке за котельным отделением, или, для районов с суровыми климатическими условиями, в самостоятельном отделении (пролете) главного корпуса. Обслуживание турбин осуществляется на отметках (+9,000…12,000 м), компоновка агрегатов – «островная» (фундаменты и площадки обслуживания не связаны с общей конструктивной схемой здания). При использовании природных источников в качестве «охладителя» для систем технического водоснабжения машинное отделение заглубляется до отметки (-5,000) м, образуя конденсационный подвал. По отношению к котлу турбины располагаются: продольно, поперечно и под углом (в зарубежных проектах), в первом случае – сокращается длина паропроводов, а от электрогенераторов облегчается вывод токопроводов в сторону повышающих трансформаторов при некотором увеличении размеров пролета здания, во втором – появляется значительный незанятый внутренний объем в непрерывном котельном отделении. Для возможного сокращения «захватываемой» площади зданием при продольной компоновке турбоагрегатов и/или с целью уменьшения пролета в некоторых решениях применяются эркеры со стороны выводов генератора или съемные панели, может быть использована «островная» компоновка котельного отделения. В конструктивном отношении – применяются каркасные схемы с несущими монолитными, сборными железобетонными и металлическими конструкциями и легким ограждением из навесных панелей с эффективным утеплителем. Значительные пролеты машинных и котельных отделений перекрываются фермами из прокатных профилей с покрытием из профилированного настила (допускается использование слабогорючих (Г1) и умереногорючих (Г2) материалов утеплителя [20]). в некоторых случаях каркас котла совмещается с каркасом здания, для увеличения общей жесткости последних. [35, 23, 16, 17, 32, 18, 36, 37, 38] (см. рисунки 1.2-1.5).
Выбор того или иного вида котельного отделения (непрерывного по всей длине здания главного корпуса или «островной» компоновки) зависит от: разницы между строительно-технологическими ячейками, климатических условий строительства, способа золошлакоудаления и ряда др. Например, применение на большинстве российских КЭС котлов «П»-образной компоновки в паре с турбинами высокой единичной мощности приводит к появлению значительного незанятого объема в схемах с непрерывным котельным отделением, в связи с чем используется их «островная» компоновка. Однако, суровые условия труда (пониженная температура окружающего воздуха) определяющие монтаж конструкций котлов с использованием мостовых кранов в замкнутом строительном объеме, а также гидравлической системы золошлакоудаленияс организацией «зольных» полов и багерных приямков приводят к единому не делимому пролету котельного отделения. [35, 23, 16, 17, 32, 18, 36, 37, 38]
Расположение деаэраторного, бункерного или бункеро-деаэраторного отделений во многом определено принятыми технологическими решениями (описано выше). Следует учитывать, что выделение самостоятельных пролетов в зданиях главных корпусов под эти отделения приводит к меньшему расходу строительных материалов конструкций за счет реализации ядра жесткости в поперечном каркасе здания. [35, 23, 16, 17, 32, 18, 36, 37, 38]
Зарубежные компоновочные решения главных корпусов ТЭС не имеют существенных отличий от отечественных, за исключением [36, 39, 40] (рисунок 1.7):
применения «островной» компоновки котельного отделения с общим для всех энергоблоков машинным залом, что связано с отсутствием мостовых кранов («мягкие» климатические условия производства строительно-монтажных работ);
применение двухвальных турбин с одним котлом (проекты 60-х годов в США и поздние проекты ФРГ);
использования, преимущественно, продольной компоновки турбоагрегатов, а иногда под углом 40-50 град. по отношению к котельному отделению;
увеличения доли использования котлов башенной компоновки для блоков высокой единичной мощности, из-за их возможности сжигать топливо в циркулирующем кипящем слое, что породило ряд проектов в ФРГ с «высокими» машинными отделениями, делением турбоагрегата на 2-х вальный при отметках обслуживания – (+58,000 и +16,000 м);
устройства одного промежуточного отделения между котельным и машинным залом (для ТЭС в США характерна организация промежуточного – деаэраторного, бункерно-деаэраторного отделений, для ТЭС ФРГ и Европы – встроенное в пролет турбинного деаэраторное и внешнее бункерное отделение);
при использовании природных источников в качестве «охладителя» для систем технического водоснабжения, как правило, заглубляется весь главный корпус, включая котельное отделение, что сокращает высоту подъема тракта топливоподачи, позволяет опирать фундаменты на более прочное основание, снижая тем самым расход строительных конструкций;
бесподвальной прокладки вспомогательных коммуникаций, что упрощает трассировку и выполнение строительных работ;
вводов тракта топливоподачи в главный корпус, как правило, осуществляется общим на всю станцию со стороны торца, или групповой на каждые два энергоблока;
отсутствие модульности при формировании архитектурно-планировочного решения здания, в том числе за счет более широкого применения металлических конструкций;
использование железобетонных пилонов в котельных отделениях для размещения лифтовых шахт и лестничных клеток (согласно требованиям пожарный безопасности);
«закрытого» размещения блочных повышающих трансформаторов.
Система и критерии оценки альтернативных компоновочных решений в зависимости от последствий гипотетических аварий
В настоящей работе безопасность главного корпуса электростанции и связанных с ней потребителей предлагается оценивать по интегральному показателю эквивалентных затрат в зависимости от количества энергоблоков располагаемых в одном здании (формула 2.12) [111]. Определять данный критерий предполагается в зависимости от составляющих видов гипотетических последствий аварий и связанной экономической целесообразности разблокировки. Однако указанное не исключает совершенствование надежности на микроуровне путем увеличения надежности внутри отдельных систем (энергоблоков).
Где АЭ - разница в эквивалентных затратах для различных вариантов компоновочных решений главного корпуса ТЭС (критерий оценки компоновочных решений), млн. р.; АК - изменение капиталовложений за счет размещения энергоблоков в отдельных зданиях, млн. р.; AR - разница в изменении различных видов гипотетических последствий, соответственно для базового [ б] и альтернативного [ ] вариантов компоновки здания, млн. р.
Очевидно, что критерий оценки безопасности в виде интегрального показателя эквивалентных затрат по альтернативным компоновочным решениям зависит от гипотетических рисков и связанных экономических затрат на принятые мероприятия по снижению их уровня (как показано в п. 2.1).
На основе анализа последствий аварий в главных корпусах ТЭС (см. приложение Б) и существующих способов оценки безопасности промышленных объектов [104, 105, 107, 106, 83, 78] определены риски для самого энергетического объекта и связанной с ним инфраструктуры. Наиболее характерными, являются:
разрушение /выход из строя технических систем (оборудования) и строительных конструкций зданий - технические риски объекта и потребителей;
прямой и косвенный экономический ущерб, а также штрафная система коэффициентов вследствие выбытия блока из генерации - финансовые риски объекта и потребителей;
гибель и травматизм персонала и третьих лиц - социальные риски;
экологические риски, связанные с выбросом загрязняющих веществ в результате аварии.
Руководствуясь понятием риска. Где сам риск - «сочетание вероятности события и его последствий» [106]. В данной работе предлагается снижать, перечисленные выше риски, путем уменьшения масштабов последствий в результате наступления аварийного события, учитывать которые, предполагается через структуру полного экономического ущерба основанную на существующем законодательстве РФ (рисунок 2.3). [112]
Общий интегральный критерий оценки [ ] накладывает необходимость приведения всех видов последствий гипотетической аварии к единому измерителю, в качестве которого предлагается использовать связанные финансовые потери (экономический ущерб). Учитывая особенности определения различных видов гипотетических последствий от аварий в главных корпусах ТЭС, предлагается их разделить на следующие группы показателей:
ущерб у потребителей [ ], характеризует изменение уровня безопасности потребителей, через вероятные экономические потери у них, млн. р.;
прямые и косвенные потери на самом объекте генерации [ ], учитывает полный гипотетический ущерб при авариях, для объекта генерации, на всем предполагаемом периоде эксплуатации, млн. р.;
социально-экономические потери [ ], показывает изменение количества несчастных случаев в результате гипотетической аварии, при различных вариантах компоновки здания;
экологический риск [ ], учитывает ущерб нанесенный окружающей среде из-за гипотетической аварии.
Безопасность потребителей, предлагается оценивать в зависимости от технико-экономических и географических условий площадки предполагаемого строительства ТЭС. Так, анализ общей аварийности на объектах генерации показал, что тяжесть последствий для потребителя зависит от: единичной мощности энергоблоков выбывших из генерации, типа и степени повреждений оборудования, влияния станции на надежность энергопроизводства в условиях энергосистемы. Наиболее универсальным способом оценки данного критерия могут стать вероятные экономические потери у потребителя от перерывов в поставках энергии [RPT, млн. р.].
Структура прямых и косвенных потерь на самом объекте генерации [ млн р ], определяется на основании общей структуры полного экономического ущерба (закрепленной нормативными актами РФ [113]) и статистических данных об авариях в главных корпусах ТЭС, с учетом всего периода эксплуатации. Наибольшую сложность в оценке данного вида гипотетического ущерба представляют - предполагаемые разрушения оборудования и строительных конструкций.
Социально-экономические риски, возникшие в результате аварии на ТЭС, связанные с травмами и гибелью персонала, а также третьих лиц следует оценивать исходя из статистических данных. Однако в настоящий момент не существует статистики травматичности и гибели людей (за исключением оперативного персонала станции) из-за аварии на тепловых КЭС. На основании № 225-ФЗ от 27 июля 2010 г. «Об обязательном страховании гражданской ответственности владельца опасного объекта за причинение вреда в результате аварии на опасном объекте» [7], социальный риск в такой постановке может быть выражен в денежном эквиваленте [RSP, млн. р.]. Следует отметить, что может возникать риск связанный с гибелью людей в результате прекращения поставок тепловой энергии от ТЭЦ в холодное время года, учитывать который следует на основании дополнительных исследований.
Экологический риск [ млн р ] вследствие аварии в главном корпусе ТЭС, определяется двумя составляющими: прямой и косвенной. Прямая составляющая – оценивает непосредственный ущерб, нанесённый окружающей среде (воздушному, водному бассейну, почве) аварией. В настоящей момент отсутствуют, какие либо статистические данные позволяющие оценить данный вид ущерба из-за его незначительности в общей сумме затрат при аварии в главных корпусах тепловых электростанций. Существует потенциальная опасность попадания нефтепродуктов или неочищенных стоков систем золошлакоудаления в природные воды или почву, из-за обесточивания электрооборудования ТЭС, что необходимо учитывать в каждом конкретном случае опираясь на действующие методики оценки экологического ущерба нанесенного окружающей среде. В целом прямой экологический ущерб от аварии в главном корпусе не высок, или же отсутствует вовсе, но в особых случаях, например при размещении ТЭС близ природных заповедников, заказников и т.д., его необходимо учитывать при помощи разработки необходимых сценарных условий развития аварии применительно к данной территории и в реальных условиях.
Косвенным видом экологического ущерба можно считать ущерб, нанесенный окружающей среде вследствие, например: повышенных выбросов загрязняющих веществ электростанциями замещающей мощности, а также обесточивания крупных опасных с точки зрения экологии потребителей (химических, нефтеперерабатывающих производств и т.д.). Оценка данной составляющей экологического ущерба также возможна только в условиях реальной привязки к местности будущей ТЭС, в ходе которой рассматриваются альтернативные (замещающие в случае аварии) источники электроэнергии. [114]
Косвенный ущерб
Данный вид экономического ущерба учитывает потери прибыли из-за снижения объема производимой энергии и / или поддержания мощности генераторами вследствие аварии на ТЭС (упущенная выгода) [ ], а также штрафы накладываемые оператором сети на владельца энергообъекта из-за потери возможности по генерации [yi,5]. Учесть компенсацию потребителю, связанную с изменением тарифной ставки на единицу продукции производимой электростанцией при оценке конкурентных проектных компоновочных решений зданий главных корпусов не представляется возможным ввиду отсутствия конкретных данных о ценах на аукционах на момент эксплуатации станции.
Наибольшая сложность оценки экономических потерь из-за снижения производственных возможностей по генерации электроэнергии связана с определением прибыли получаемой от продажи мощности и/или электроэнергии с вышедших из строя в результате аварии энергоблоков. Чтобы должным образом учесть этот вид ущерба следует рассмотреть структуру движения выработанной электроэнергии для отдельно взятой электростанции (рисунок 3.7).
Связанно это с его субъектами, к которым относятся [125, 126]:
Поставщики электрической энергии, владельцы генерирующих объектов, установленная мощность которых в каждой предполагаемой группе точек поставки составляет не менее 5 МВт.
Потребители электрической энергии, владельцы энергопринимающего оборудования, суммарная присоединенная мощность которого равна или превышает 20 МВ.А и в каждой группе точек поставки составляет не менее 750 кВ.А.
Структура оптового рынка, построенная на основании действующего законодательства РФ приведена на рисунке 3.8.
Как видно на оптовом рынке наблюдается значительная вариабельность видов продаж электроэнергии и особенно мощности. Затрагивает данный механизм реализации энергии как уже эксплуатируемые станции, так и еще не введенные в эксплуатацию, но запланированные в соответствии с инвестиционными проектами развития. Понятно, что в таком виде разброс тарифов и цен на электроэнергию и мощность очень сильно разниться. Поэтому для учета средней ставки тарифа (цены), по которой в последующем предполагается оценивать ущерб вызванный снижением производственных возможностей по генерации электроэнергии на ТЭС, в отсутствии конкретных данных по отпускаемым продуктам используется некоторое приближение (допущение), согласно которому основными видами реализации являются – регулируемые договоры электроэнергии и/или мощности (не более 35 % – от всего объема продаж [126]) и свободный рынок цен, включающий конкурентный отбор ценовых заявок на сутки и час вперед (не менее 75 % – от всего объема продаж). Такое упрощение модели рынка позволит оценить упущенную выгоду на ТЭС из-за невозможности реализовать продукцию по наиболее не благоприятному сценарию, т.к. очевидно, что продажа мощности и электроэнергии в долгосрочной перспективе осуществляется по более низкой стоимости, чем в краткосрочной.
Все виды реализации электроэнергии и мощности на оптовом рынке производятся в пределах ценовых зон РФ, для которых характерны свои отличные друг от друга тарифы и цены. Делятся они соответственно на первую, вторую и территорию тарифного регулирования (см. рисунок 3.9).
Для каждой из ценовых зон Федеральная служба по тарифам РФ (ФСТ РФ) ежегодно публикует в открытых источниках информации, базовые тарифные ставки на электроэнергию, мощность и тепловую энергию. Данные приводятся для регулируемых цен потребителей, включая население. Рассчитываются они на основании себестоимости производства и передачи 1 кВт ч электроэнергии или подержания 1 МВт мощности в активном состоянии с учетом экономически обоснованной прибыли, которую должен получить поставщик (электростанция) [125].
Средний отпускной тариф на рынках свободных цен определяется на основании базовых индексов приведенных для каждой из ценовых зон на интернет ресурсе ОАО «Администратора торговой системы» (atsenergo.ru).
Для верной интерпретации указанной ОАО «АТС» информации, необходимо рассмотреть механизм формирования свободных цен на оптовом рынке. Так «рынок на сутки вперед» (РСВ) – реализуется на основании конкурентных цен указанных в заявках поставщиков за сутки до предполагаемой поставки электроэнергии. По данным ценовым заявкам определяется средняя равновесная стоимость электроэнергии, которая является базовой. Далее из всех заявок отбирается та, в которой стоимость поставки электроэнергии меньше базовой. Аналогичный механизм реализуется для балансирующего рынка и для долгосрочных договоров поставки. Общая оценка динамики ценовых показателей для рынка свободных цен не дает возможности определить четкой зависимости, однако для I-ой и II-ой ценовых зон – средняя стоимость электроэнергии возрастает в летний и весенний периоды, при этом несколько снижена в зимне-осенний (в качестве примера, см. рисунок 3.10).
Где wt - электроэнергия (мощность), предоставляемая /-м энергоблоком на оптовый рынок генерации (для электрической энергии определяется с учетом коэффициента использования установленной мощности для блоков данного типа), МВт; U - время простоя /-го энергоблока в аварийном ремонте, выбывшего из генерации в результате аварии, ч; ( ) - средний тариф (цена) на отпускаемую электроэнергию и/или мощность в течение рассматриваемого периода эксплуатации ТЭС с z-го вышедшего из строя энергоблока, р/кВт ч, определяется по формуле (3.12) в предположении, что основными видом реализации являются -регулируемые договоры электроэнергии и/или мощности (не более 35 % - от всего объема продаж) и свободный рынок цен, включающий конкурентный отбор ценовых заявок на сутки и час вперед (не менее 75 %); ( ) – среднее значение за период эксплуатации ТЭС топливной составляющей расчетной себестоимости 1 кВт ч энергии произведенной на /-ом аварийном энергоблоке, р./кВт ч, определяется на основании прогнозных значений, или может быть принято для КЭС - 6,76 р./кВт ч (в ценах 2018 г.) (значение указано в среднем при использовании условного топлива) [128]; т и ( ) - тоже, что в формуле 2.10, с округлением до целого значения в большую сторону ( ( ) 1, 2, 3, … k).
Время простоя /-го энергоблока в аварийном ремонте, выбывшего из генерации в результате гипотетической аварии определяется на основании статистических данных по формуле 3.12. (3.12)
Средний тариф (цена) на отпускаемую электроэнергию и/или мощность в течение рассматриваемого периода эксплуатации ТЭС с i-го вышедшего из строя энергоблока (формула 3.13):
Где и – средний тариф на отпускаемую электроэнергию и/или мощность с i-го энергоблока, соответственно для регулируемых и свободных цен оптового рынка, р/кВт ч, принимаются на основании прогнозных базовых ставок для различных регионов публикуемых в открытом доступе сети «Интернет» на сайте администратора торговой системы оптового рынка (atsenergo.ru), для конечного периода эксплуатации – из инвестиционного проекта станции, или путем соответствующего экстраполирования публикуемых прогнозных значений.
Мощность, предоставляемая i-м энергоблоком на оптовый рынок, определяется по формуле 3.14.
Где Wi – установленная мощность i-го энергоблока; И i – коэффициент использования установленной мощности i-го энергоблока, для оценки последствий гипотетического ущерба принимается как среднее значение для КЭС ( на основании фактических данных об использовании установленной мощности КЭС предлагается принимать равным – 0,61).
Результаты оценки различных вариантов компоновочных решений главных корпусов для Сахалинской ГРЭС-2
Исходные данные для оценки:
количество и единичная мощность энергоблоков - 660 МВт;
компоновка главного корпуса принятая за базовую - один главный корпус с размещением всех энергоблоков в одном здании;
укрупненный (проектный) сметный расчет по всему комплексу - имеется;
экономико-географические условия района строительства (планируемая площадка для строительства ГРЭС показана на рисунке 4.4): энергорайон выделенный и имеет ограниченную связь с материковой энергосистемой (предлагается пренебречь); в районе наблюдается дефицит мощности, близкий к аварийному, запас составляет – 50 МВт (данные взяты из открытых источников); . Данные о составе основных потребителей приняты как для населения; средний отпускной тариф принят – 640 р. / МВт ч.
Расчет выполнен в ценах по состоянию на 01.01.2000 г.
В качестве альтернативных вариантов компоновочных решений главного корпуса определены следующие: с размещением 6 энергоблоков в едином здании; 2 здания по 3 энергоблока; 3 здания по 2 блока и 6 главных корпусов вариант (с размещением оборудования каждого энергоблока в отдельном здании).
Определяем для выбранных вариантов компоновочных схем количество аварий за период эксплуатации с наиболее вероятными исходами по формулам 2.8-2.10 и 3.1, с использованием рисунка 3.2.
Вероятное количество аварий за период эксплуатации (формула 2.10):
Безопасность потребителей [ ] исходя из ожидаемых вероятных экономических потерь, по формуле 3.2 (принят как для населения при 4-х часовом отключении, рассчитаны из условия дисконта 4 % в год [130], средний расчетный срок эксплуатации 20 лет):
для варианта с размещением 6 энергоблоков в едином здании
для варианта с размещением 3 энергоблоков в 2 зданиях
для варианта с размещением 2 энергоблоков в 3 зданиях
для моноблочного варианта
Прямой и косвенный ущерб на самом объекте генерации [ ] по формуле 3.3: для варианта с размещением 6 энергоблоков в едином здании:
для варианта с размещением 3 энергоблоков в 2 зданиях:
для варианта с размещением 2 энергоблоков в 3 зданиях:
для моноблочного варианта:
Оценка безвозвратных средств производства по формуле 3.7: при f(k) равное 2 блокам:
при/(к) равное 1 блоку:
Стоимость основного, вспомогательного технологического оборудования энергоблока с учетом монтажных и пуско-наладочных работ и строительных конструкций определена из укрупнённого сметного расчета и составляет:
Суммарная степень повреждения основного, вспомогательного технологического оборудования энергоблока, строительных конструкций в относительных единицах, от их стоимости (формулы 3.4-3.6):
при f(k) равное 2 блокам:
при f(k) равное 1 блоку:
Расходы на ликвидацию (локализацию) и расследование аварии [уи\. при /(к) равное 2 блокам:
при/(к) равное 1 блоку:
Затраты на ремонтно-восстановительные работы [yi 3] (рассчитаны из условия дисконта 4 % в год [130], средний расчетный срок эксплуатации 20 лет): при/(к) равное 2 блокам:
при/(к) равное 1 блоку:
Потери из-за снижения производственных возможностей по генерации электроэнергии (упущенная выгода) по формуле 3.11: при/(к) равное 2 блокам:
при f(k) равное 1 блоку:
Время простоя /-го энергоблока в аварийном ремонте, выбывшего из генерации в результате аварии (по формуле 3.12):
Прогрессирующая штрафная система коэффициентов оператора единой энергетической системы РФ из-за выбытия блока из генерации [у0] не оценивалась. Страховое возмещение [си] по формуле 3.7 с коэффициентом z равным 0,35: при/(к) равное 2 блокам:
при/(к) равное 1 блоку:
Социально-экономические потери [ ] по формуле 3.16: для варианта с размещением 6 энергоблоков в едином здании:
для варианта с размещением 3 энергоблоков в 2 зданиях:
для варианта с размещением 2 энергоблоков в 3 зданиях:
для моноблочного варианта:
Вероятность травматизма и гибели персонала в результате гипотетической аварии, в зависимости от числа / вышедших из строя энергоблоков по формулам 3.17 и 3.18, с округлением до целых значений:
при/(к) равное 2 блокам: ( Разработанная методика позволила оценить компоновочную схему главного корпуса Сахалинской ГРЭС-2. При сложившихся условиях в энергосистеме наиболее предпочтительно, с точки зрения безопасности потребителей и самого объекта генерации, применить решение с 2 зданиями, вмещающими в себя оборудование 3-х энергоблоков.
Практические наработки и теоретические положения методики оценки альтернативных компоновочных решений промышленных зданий с учетом гипотетических аварий (на примере главных корпусов ТЭС) успешно внедрены в АО «Институт «Теплоэлектропроект» в качестве «Рекомендаций по выбору компоновочной схемы главного корпуса КЭС с учетом потенциальных аварий в процессе эксплуатации» (см. приложение Г)