|
Генерирующая электростанция — это чрезвычайно сложный объект с возможными многообразными ветвящимися технологическими нарушениями, которые в ряде случаев невозможно предугадать. Они даже имеют свой термин — запроектные аварийные ситуации.
Так, в 1993 году на КоАЭС в результате обрыва ураганным ветром всех отходящих ЛЭП были аварийно остановлены четыре атомных энергоблока и потеряно электроснабжение собственных нужд. Как говорится, станция «села на полный ноль», несмотря на то, что в 10 километрах от нее находится Нивская ГЭС, способная обеспечить электроснабжение КоАЭС при аварии. Мы не получили новый Чернобыль только благодаря отрицательной реактивности атомных котлов КоАЭС.
Системная авария в Московском регионе ничему нас не научила, кроме того, что два региона — Москва и Санкт-Петербург — разработали свои программы исправления ситуации. А как быть остальной России?
И вот в середине августа произошла авария на Саяно-Шушенской ГЭС. Стан-ция мощностью 5000 МВт разрушена почти полностью. Пять лет, а может быть и больше, будем ее восстанавливать. Цена вопроса составляет примерно 5,0 млрд долларов, а убытки на ликвидацию аварии и по аварийному электроснабжению региона — еще не менее 5,0 млрд долларов. Виновные, конечно, найдутся, но откуда взять 10 млрд долларов? Ответ очевиден — конечно, у налогоплательщиков.
К этим авариям мы шли в течение последних 20 лет и ничего не предпринимали, чтобы их не допустить. Чего же нам ждать дальше?
В настоящее время единого центра уп-равления энергетикой нет — реорганизация РАО «ЕЭС России» закончилась. Министерство энергетики, при его ничтожной численности, неизвестно когда нарастит мускулы для управления. Руководители генерирующих компаний (ГК) в погоне за прибылью и при полной бесконтрольности вопросы безопасности считают чем-то второстепенным по сравнению с ежегодными бонусами. А ситуация с энергетической безопасностью требует самого пристального внимания.
Наиболее уязвимой частью любого блока являются собственные нужды [1]. Причем резервирование здесь должно охватывать все составляющие аварийно-зависимых систем, начиная с кабельного хозяйства, проложенного по разным трассам, до резервированных электроприводов. ГРЭС и ТЭЦ в связи с наличием котлов и острого пара в целях безопасной работы должны следить за массой параметров. Турбоагрегат также является источником повышенной опасности из-за предельных механических нагрузок и наличия водорода. Здесь тоже необходимо разработать дополнительные средства контроля.
Как показали расследования аварийных режимов, одним из основных признаков-предвестников аварии является нарастающая вибрация агрегатов ГЭС, ГРЭС и ТЭЦ. Во ВНИИЭ ЦКТИ разрабатывались методики диагностирования состояния агрегатов по виброакустическим эмиссиям при пуске и номинальном режиме. 1Тока эти методики сложны [2], но нужно создать подразделения, имеющие соответствующую аппаратуру, квалификацию и статус. Силами этих подразделений необходимо выполнить обследования агрегатов, работающих как за пределом нормативного срока эксплуатации, так и по установленному регламенту всех работающих агрегатов.
В ближайшем будущем энергокомпании будут вынуждены уделять повышенное внимание проведению модернизации своих объектов «в особо крупных размерах» — выработка оборудования подходит к критическим показателям. Разработка и внедрение адекватных систем управления технологическими процессами (АСУ ТП) стоит в первом ряду необходимых мероприятий. Способны ли сегодня отечественные производители предложить в этом сегменте собственные продукты, отвечающие лучшим мировым стандартам, или мы бесславно сдадим и этот основной сегмент рынка?
Рассмотрим отдельные наиболее сложные вопросы, которые напрямую влияют на энергобезопасность страны.
При разработке АСУ ТП и переводе электростанций на полуавтоматическое управление любой сбой в ЭВМ может привести к нештатным и аварийным ситуациям, так как очень редко АСУ ТП построены по мажоритарной технологии. Более того, проектное дерево событий, вероятно, не может учесть всех возможных нежелательных ситуаций. Особенно это касается блоков, которые уже отработали свой нормативный срок. Необходимо также отметить и новое серьезное негативное обстоятельство — возможность террористических атак.
Что можно сделать?
1. Немедленно вернуться к старому регламенту технического обслуживания и ремонта. Исключить необоснованные сокращения штатного ремонтного и оперативного персонала.
2. Шире внедрять мониторинг всех этапов технологического процесса и всего работающего оборудования. Сделать АСУ ТП более функциональной.
3. Провести аттестацию всех работающих ГК на предмет соответствия АСУ ТП требованиям надежности и безопасности. Особое внимание необходимо уделить подсистеме АСУ ТП — ПА (противоаварийной автоматики), которая, безусловно, должна быть настроена по мажоритарному принципу. Исполнительные механизмы ПА должны быть автономны и резервированы, а электроснабжение нужно осуществлять не менее чем из трех источников с надежными АВР.
4. Алгоритмы, ЭВМ, коммуникационное оборудование, операционные системы,программное обеспечение АСУ ТП — ПА должны отвечать регламенту для систем повышенной надежности и безопасности. ЭВМ ПА должны работать со своими УСО и датчиками.
5. Контроль и мониторинг всего оборудования ПА должны осуществляться специальным вневедомственным подразделением, имеющим свои штаты, оборудование и ресурсы (например, подразделение Ростехнадзора).
6. Необходимо определить категорию физической безопасности объектов энергетики и обеспечить их соответствующей вневедомственной охраной и техническими средствами.
7. На первом этапе, пока не будет разработана и внедрена АСУ ТП — ПА, можно ограничиться «черным ящиком электростанции» по аналогии с устройствами на вертолетах и самолетах.
Необходимо разработать регламент расследования нештатных и аварийных ситуаций. Возродить работу, которую выполняла ОРГРЭС по обобщению опыта эксплуатации и исключения аварийных ситуаций.
В расходах (тарифах) предусмотреть статью НИР и ОКР по тематикам:
• АСУТП;
• АСУТП-ПА;
• «черный ящик электростанции»;
• оптимизация управления и аудит;
• информационная база министерства: разработка недостающих регламентов по надежности и безопасности, техническому состоянию ГК и сетей, инвестиционные проекты.
При этом возникает вопрос: кому поручить разработку вышеуказанных НИР и ОКР? Можно, конечно, их выставить на тендер ИНВЭЛ, Минобр, Минэнерго, и московские чиновники, как обычно, распределят заказы по фирмам Москвы, Санкт-Петербурга, Иваново. Но тендеры объявляются уже больше 10 лет, деньги осваиваются, а задачи повышения надежности и безопасности не решаются. Надо, как «в старое время», поднимать эти вопросы сообща, и начинать необходимо с НИР и ОКР. Работать должны все — кто деньгами, кто головой, кто руками, кто административным ресурсом, но опять же все.
А кто будет руководить технической политикой? Конечно, не свадебный генерал и не финансист. Россия еще не оскудела талантами — их надо поискать среди опытных энергетиков. Ведь речь идет о компоненте национальной безопасности — электроэнергетике. И времени на решение данных вопросов осталось совсем немного.
Авторами статьи разработан, смонтирован, исполнен и сдан в эксплуатацию «черный ящик» для контроля режимов работы ТГ-5 на КоАЭС [3]. Он работал три года без обслуживания и осуществлял мониторинг подсистем генератора. «Черж ящик» удовлетворял всем требованиям по безопасности:
• ЭВМ CPU6S6E фирмы Fastwell входила в список разрешенных для «Концерна Росэнергоатом» (КРЭА);
• операционная система «черный ящик электростанции» QNX 4.25 — изделие КПДА 00002-01, прошло сертификацию по третьему уровню защиты от НЕсанкционированного доступа (НСД) и по второму уровню отсутствия недекларированных возможностей (НДВ) [4].
Но ток как от КРЭА, работающего в ре жиме постоянных реорганизаций, никаких «ценных указаний» не поступало, то «черный ящик» спустя четыре года демонтировали. Теперь указание по «черному ящик электростанции» есть даже от председателя Правительства В. В. Путина.
Псковский государственный политехнический институт может разработать макет и технические требования «черных ящиков электростанции» совместно с проектным институтами:
— для блоков ТЭЦ и ГРЭС (2 года),
— для ГЭС (2 года).
Вопросы создания АСУ ТП — ПА требуют очень серьезной проработки, вероятно под эгидой Минэнерго.
ЛИТЕРАТУРА
1. Череповец А. и др. Методы и технические средства обеспечения безопасной работы
собственных нужд АЭС. СПб: КРЭА, 1998.
2. Дьяков А., Канцедалов В., Берлявский Г. Многофункциональная система технической
диагностики с целевыми элементами искусственного интеллекта для энергооборудования
ТЭС и АЭС // Энергетик. 2009. №1. С. 3-9.
3. Микропроцессорная система технологического контроля электрических параметров турбогенератора / В. Егоров, А. Никитин, А. Перминов, А. Ильин // СТА, №2.2004, С. 18-22.
4. Зыль С., Махилев В. Защищенная операционная система реального времени // СТА №3 2007. С. 82-84.
|
