Область применения электростанций собственных нужд, режимы работы, основные требования


СОДЕРЖАНИЕ:

Применение электростанций собственных нужд нового поколения с поршневым и газотурбинным приводом (стр. 1 )

Из за большого объема этот материал размещен на нескольких страницах:
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

РД 51-015 86 23-07-95

РУКОВОДЯЩИЙ НОРМАТИВНЫЙ ДОКУМЕНТ

ПРИМЕНЕНИЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ СОБСТВЕННЫХ НУЖД НОВОГО

ПОКОЛЕНИЯ С ПОРШНЕВЫМ И ГАЗОТУРБИННЫМ ПРИВОДОМ

Дата введения 1997-03-01

РАЗРАБОТАН коллективом сотрудников ВНИИГАЗа и Управления главного энергетика РАО «Газпром»

Руководители разработки: , чл.-кор. АЭН РФ;

Разработчики: , к. т.н.; А; , к. т.н.; , к. т.н.; , к. т.н.; , к. т.н.;

СОГЛАСОВАН начальником Управления главного энергетика 04.02.1997 г.

УТВЕРЖДЕН членом правления РАО «Газпром» 13.02.1997 г.

1. Общие указания

1.1. Область применения ЭСН

1.1.1 На электростанциях собственных нужд (далее — ЭСН) газодобывающих и газотранспортных предприятий РАО «Газпром» широко применяются газотурбинные и поршневые электроагрегаты, которые используются в качестве основных (базовых), резервных и аварийных источников электроснабжения (табл. 1) [1,2].

1.1.2 В настоящей работе приведены требования к вновь создаваемым и модернизируемым основным и резервным ЭСН с газотурбинным и поршневым приводом, работающим на природном газе.

1.1.3 В случае применения поршневых двигателей внутреннего сгорания (ДВС), работающих на жидком топливе, необходимо руководствоваться работами [2, 19, 21].

1.1.4 В качестве двигателя для электроагрегатов мощностью свыше 1500-2500 кВт рекомендуется использовать газотурбинный привод (ГТД). ДВС имеют приоритет по КПД и моторесурсу, однако газотурбинные двигатели не требуют массивного фундамента и больших СМР на месте установки, обладают наибольшей энергонезависимостью, так как вспомогательные механизмы (маслонасосы смазки и регулирования) могут иметь привод от вала ГТД, а охлаждение масла может быть выполнено цикловым воздухом. Обоснование применения типа привода производится на стадии разработки исходных требований и технико-экономических обоснований привода в каждом конкретном случае.

1.1.5 Применение поршневых двигателей, работающих на природном газе, характерно для электроагрегатов небольшой мощности (до 1500 2500 кВт) для нефтегазовой промышленности.

1.1.6 Общее количество и мощность агрегатов, устанавливаемых на ЭСН, определяется указаниями [3, 4] и принимается на основании технико-экономических расчетов и расчетов надежности электроснабжения объекта [5, 6].

1.1.7 При выборе единичной мощности ГТД для привода генератора необходимо учитывать снижение мощности агрегата при максимальных температурах и повышение — при минимальных. Изменение мощности определяется по техническим условиям на поставку агрегатов. В случае отсутствия в технических условиях поправок мощности номинальная мощность для конкретных условий применений должна быть рассчитана в соответствии с ГОСТ 20440. Параметры ДВС несущественно меняются от внешних условий.

Назначение электростанций собственных нужд (ЭСН)

Назначение электростанции собственных нужд

Режим работы, потребители

Основной (базовый) источник электроэнергии

Электростанции с наработкой за год свыше 3000 ч, количеством пусков за год — менее 20, временем непрерывной работы — более 3500 ч, временем пуска и приема нагрузки до 30 мин. Обеспечивают электроэнергией все технологические нагрузки объекта, сопутствующих инфраструктур (жилпоселков, котельных и т. д.) и сторонних потребителей.

Резервный источник электроэнергии

Электростанции с наработкой за год — 300 3000 ч количеством пусков — 20 50 пуск/год, временем пуска и приема нагрузки не более 5 мин. Способны обеспечить электроэнергией все технологические нагрузки объекта, сопутствующих инфраструктур и сторонних потребителей при отключении основного источника электроэнергии

Аварийный источник электроэнергии

Электростанции, предназначенные для аварийного электроснабжения потребителей 1 категории, в том числе особой группы электроприемников при отключении основного или резервного источника электроэнергии. Продолжительность работы, как правило, до 300 ч/год, количество пусков — свыше 50 пуск/год, время пуска и приема нагрузки от 5 до 30 с.

1.1.8 Выбор электроагрегатов по уровню автоматизации для основных и резервных электростанций должен производиться с учетом допустимой длительности перерывов электроснабжения и ущерба для технологического процесса добычи и транспорта газа [1], а также с учетом применения аварийных источников энергии [2].

1.1.9 При выборе единичной мощности агрегатов необходимо учитывать существующий мощностной ряд электроагрегатов.

В табл. 2 приведен перечень наиболее перспективных агрегатов, рекомендуемых для применения на ЭСН.

Перечень электростанций, готовящихся к серийному выпуску,

рекомендованных к применению на объектах РАО «Газпром»

Электростанции собственных нужд морских объектов, режимы работы, основные требования

Электростанции собственных нужд (ЭСН) широко используются для электроснабжения удаленных объектов нефтяной и газовой промышленности. При анализе требований, предъявляемых к ЭСН и системам электроснабжения с автономными источниками, использовались положения международных, государственных (Российских) и отраслевых (корпоративных) стандартов /1-20/. На ЭСН применяются газотурбинные и поршневые электроагрегаты, которые используются в качестве основных, резервных и аварийных источников электроснабжения /21/. Применение электростанций в выше указанных режимах определяет условия их эксплуатации и основные требования. В качестве примера в табл. 1.2 приведены условия и основные требования к электростанциям (электроагрегатам), работающим в режимах основного, резервного или аварийного источников.

Основной источник электроэнергии — электроагрегат (электростанция), от которого осуществляется электроснабжение приемников электрической энергии в нормальном режиме работы.

Резервный источник электроэнергии — электроагрегат (электростанция), включаемый на нагрузку при отключении, перегрузке или выходе из строя основного источника электрической энергии.

Аварийный источник электроэнергии — электроагрегат (электростанция), включаемый на нагрузку при отключении основного и резервного источников, предназначен для питания потребителей 1 категории, включая особую группу потребителей, предназначенных для безаварийного останова технологического процесса.

Ниже приведены основные требования к приводным двигателям и генераторам электроагрегатов, требования к главной схеме и системе управления электростанцией с учетом возможности параллельной работы электроагрегатов. Основные требования к приводным двигателям электроагрегатов:

двигатель должен обеспечивать длительную устойчивую параллельную работу генераторов с энергосистемой любой мощности и с агрегатами аналогичных типов;

запуск газотурбинного двигателя (ГТД) должен осуществляться с помощью электростартера, пускового дизеля или турбодетандера, работающего на газе, сжатом воздухе или другим способом. Запуск двигателя внутреннего сгорания (ДВС) должен осуществляться электростартером или сжатым воздухом;

регулятор частоты вращения двигателя должен обеспечивать длительную устойчивую работу с номинальной мощностью при отклонении частоты вращения от 98 до 101% номинальной. На холостом ходу должна обеспечиваться возможность регулирования частоты вращения от 90 до 105% номинальной с главного щита управления или по месту;

степень статической неравномерности регулирования частоты вращения двигателя должна быть в пределах 4+0,2 % с возможностью регулирования статизма на месте эксплуатации от 4 до 0%;

регулирование частоты вращения и управление подачей топлива считается устойчивым, если: а) значение двойной амплитуды установившихся колебаний, вызываемых устройствами регулирования частоты вращения, не превышает 0,4% номинальной частоты вращения генератора, работающего на изолированную сеть при установившейся нагрузке; б) значение двойной амплитуды установившихся колебаний подводимой энергии, вызываемых устройствами регулирования частоты и управления подачей топлива, не приводит к изменению мощности генератора свыше 8% номинальной при работе параллельно с другими агрегатами на общую сеть при номинальной частоте вращения и установившейся нагрузке; должна обеспечиваться устойчивая работа агрегата при одиночной и параллельной работе в следующих режимах: а) при работе в стационарных режимах и нагрузках от холостого хода до 1,2 номинальной мощности для ГТУ и 1,1 номинальной мощности для ДВС; б) при мгновенных сбросах и набросах нагрузки равной номинальной для ДВС, при этом допускается отклонение частоты вращения до +7,5 % от номинальной. Время восстановления частоты с точностью +0,5 % должно составлять не более 5с. Мгновенный сброс 100% нагрузки не должен приводить к остановке газовой турбины;

в схеме регулирования турбины должно быть предусмотрено устройство для быстрой кратковременной разгрузки ГТУ (электрогидравлический преобразователь), действующее по факту аварии в главной электрической схеме электростанции (КЗ, внезапное отключение нагрузки и пр.) на кратковременное закрытие регулирующих клапанов с их последующим открытием (после окончания импульса) до прежнего значения;

автомат безопасности должен отключать ГТУ при повышении частоты вращения на 10-15% выше номинальной. Основные требования к генераторам:

генератор должен обеспечивать длительную устойчивую параллельную ра- ;—боту с энергосистемой любой мощности, генераторами аналогичных и разных серий, а также работу на автономную нагрузку;

Собственные нужды электростанции

«Собственные нужды электростанции» в книгах

Глава 1. Молекулярные электростанции

Глава 1. Молекулярные электростанции Биоэнергетические

Глава 1. Молекулярные электростанции

Глава 1. Молекулярные электростанции Биоэнергетические

ПОСТРОЙКА ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

ПОСТРОЙКА ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ Летний снег белой сиренью падает на землю. Светло-серые известняки заметаются поземкой, ветер крутит на обрывах кудреватые заструги сугробов.Конец августа. Где-то далеко на юге зреют плоды, наливаются антоновские яблоки. Спелая, сочная рожь

Год на первой атомной электростанции

Год на первой атомной электростанции Летом 1957 года я закончил аспирантуру ФИАН, и возникла проблема моего трудоустройства. Я уже говорил, что В. Л. Гинзбург мягко воспрепятствовал тому, чтобы я остался в теоретическом отделе, сказав, что при прочих равных условиях он

Первые атомные электростанции

Первые атомные электростанции Огромно значение изотопов в народном хозяйстве страны. Они играют чрезвычайно важную роль в научно-исследовательской области, переоценивать которую чрезвычайно трудно. Изотопы стали глазами исследователя, позволяя ему заглянуть в

Первые атомные электростанции

Первые атомные электростанции Огромно значение изотопов в народном хозяйстве страны. Они играют чрезвычайно важную роль в научно-исследовательской области, переоценивать которую чрезвычайно трудно. Изотопы стали глазами исследователя, позволяя ему заглянуть в

НА ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

НА ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ Освобождение себя от труда есть преступление. Л. Толстой. Настал день, когда последний куст травы упал под ножом косилки. В степи плыл аромат увядающей травы. Когда докашивали последний травяной островок, из него во все стороны выскочила добрая дюжина

Плотины и электростанции

Плотины и электростанции Карпов Александр Владимирович (1888–1978), русский инженер, в США – с 1920. Построил бетонный мост в Питтсбурге, плотины в Виргинии, гидроэлектростанции на р. Тибр и в Пиренеях.Во время Второй мировой войны (1939–1945) трудился в Северной Африке в Марокко,

3.2.1. Переносные (возимые) электростанции

3.2.1. Переносные (возимые) электростанции Собственный, независимый источник электроэнергии – это не только желательное дополнение к оборудованию частного дома или солидного предприятия. В современной России это еще и необходимость, а также важная гарантия от

Солнечные электростанции

Солнечные электростанции Солнечное излучение – экологически чистый и возобновляемый источник энергии. Запасы солнечной энергии огромны. К началу XXI века человечество разработало и освоило ряд принципов преобразования тепловой энергии в электрическую. Их можно

Собственные нужды электростанции

2.5. Расход электроэнергии на собственные нужды электростанций и подстанций

2.5. Расход электроэнергии на собственные нужды электростанций и подстанций Расход электроэнергии на СН тепловых электростанций зависит от типа и единичной мощности агрегатов, установленных на электростанции, а также от вида топлива и способа его сжигания.Максимальная

5.1.3. Ветроэнергетические электростанции (ВЭС)

5.1.3. Ветроэнергетические электростанции (ВЭС) ВЭС производит электричество за счет энергии перемещающихся воздушных масс (ветра) и состоит из мачты, на вершине которой размещается контейнер с генератором и редуктором. К оси редуктора ВЭС прикреплены

5.1.6. Солнечные электростанции (СЭС)

5.1.6. Солнечные электростанции (СЭС) Этот способ производства электроэнергии целесообразно рассматривать в регионах, где солнечное излучение составляет 1900 кВтч и более на 1 м2 в год (в Европе — Испания, Италия, Греция). Основным экономическим мотивом строительства СЭС

3.4. РАННИЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

3.4. РАННИЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ Электростанции, под которыми понимают фабрики по производству электрической энергии, подлежащей распределению между различными производителями, появились не сразу. В 70-х и начале 80-х годов XIX в. место производства электроэнергии не было

Собственные нужды тепловых электростанций

Потребители электрической энергии станций относятся к потребителям 1-й категории по надёжности питания и требуют электроснабжения от двух независимых источников. Потребители с.н. тепловых электростанций 1-й категории делятся на ответственные и неответственные.

Ответственными являются те механизмы с.н., кратковременная остановка которых приводит к аварийному отключению или разгрузке основных агрегатов станции. Кратковременное прекращения питания неответственных потребителей с.н. не приводит к немедленному аварийному останову основного оборудования. Однако, чтобы не расстроить технологический цикл производства электроэнергии, их электроснабжение спустя небольшой промежуток времени должно быть восстановлено.

Рисунок 9 — Схема транспорта топлива на тепловой электростанции

С места добычи твердое топливо доставляется на электростанцию по железной дороге (рисунок 9) в специальных саморазгружающихся вагонах (1). Вагон поступает в закрытое разгрузочное устройство (2) с вагоноопрокидывателем, где топливо высыпается в находящийся под вагоноопрокидывателем приёмный бункер, из которого поступает на ленточный транспортёр (3). В зимнее время вагоны со смёрзшимся углем предварительно подаются в размораживающее устройство (4). Транспортёром уголь подается на склад угля) (5), который обслуживается мостовым грейферным краном (6). Или через дробильную установку (7) в бункера сырого угля (8), установленные перед фронтом котельных агрегатов. В эти бункера уголь может быть подан также со склада (5). Для учёта расхода топлива, поступающего в котельное отделение электростанции, на тракте топлива до бункеров котельной установлены весы для взвешивания этого топлива. Из бункеров сырого угля (8) топливо попадает в систему пылеприготовления: питатели сырого угля (9), а затем в углеразмолочные мельницы (10), из которых угольная пыль пневматически транспортируется через мельничный сепаратор (11), в пылевой циклон (12) и пылевые шнеки (13) и затем в пыле накопительный бункер (14), откуда питателями пыли (15) к котельным горелкам (16). Весь пневматический транспорт пыли от мельницы до топки осуществляется мельничным вентилятором (17). Воздух, необходимый для горения топлива, забирается дутьевым вентилятором (18) и подаётся в воздухоподогреватель (19), откуда после подогрева нагнетается частично в мельницу (10) для подсушки и транспортировки топлива в топку котельного агрегата (первичный воздух) и непосредственно к пылеугольным горелкам (вторичный воздух).

Получение пара, тепла и электрической энергии.

Пар на ТЭЦ вырабатывается парогенератором (котлом). Нормальную работу котла обеспечивают различного рода агрегаты, рабочие машины, которые приводятся в действие электродвигателями разного рода тока, напряжения и мощности. Схема получения пара, тепла и электрической энергии представлена на рисунке 10.

Рисунок 10 — Схема получения пара, тепла и эл. энергии: 2-дутевые вентиляторы; 3-дымовая труба; 5- турбина; 6-генератор; 7-трансформатор связи; 8-питание потребителей собственных нужд; 9-потребители,питающиеся генераторным напряжением; 10-конденсатор; 11- циркуляционные насосы, подающие холодную воду в конденсатор, для охлаждения отработанного пара; 12- источник холодной воды;14- конденсатные насосы, подающие воду в деаэратор; 16- насосы, осуществляющие подпитку котла химически очищенной водой; 17- питательные насосы, подающие подготовленную воду в котёл; 18- бойлер тепловой сети; 19- сетевые насосы, питающие горячей водой тепловую сеть; 20- отбор пара на производственные нужды; 21- редукционно-охлаждающее устройство; 22- багорные насосы устройства гидро-золо удаления; 23- двигатели агрегатов шлакоудаления; 24- маслонасосы, обеспечивающие смазку вращающихся частей турбины и генератора; 25-пылепитатели

Кроме того, имеется большое количество электродвигателей не основного оборудования, обеспечивающих работу автоматики, открытие и закрытие задвижек и клапанов, вентиляции помещений и т.п.

Тепловые электрические станции, особенно ТЭЦ, являются наиболее энергоёмкими. Собственные нужды ТЭЦ потребляют 12-14% вырабатываемой станцией электроэнергии, причём агрегаты с.н. являются потребителями 1-й и 2-й категорий по надёжности электроснабжения и расход электроэнергии больше, чем в любой отрасли промышленности.

Источники питания системы собственных нужд электрических станций.

Основными источниками питания системы с.н. являются понижающие трансформаторы или реактированные линии, подключённые непосредственно к выводам генераторов или к их распределительным устройствам. Пускорезервные источники питания с.н. тоже связанны с общей электрической сетью, так как обычно присоединяются к распределительным устройствам станций, ближайшим подстанциям, третичным обмоткам автотрансформаторов связи. В последнее время на тепловых станциях начали устанавливать газотурбинные агрегаты для питания системы с.н. в аварийных условиях.

Кроме того, на электростанциях всех типов предусматриваются независимые от энергосистемы источники энергии, обеспечивающие остановку и расхолаживание станции без повреждения оборудования при потере основного и резервных источников с.н. На гидростанциях и обычных тепловых станциях для этой цели достаточно аккумуляторных батарей. На мощных КЭС и АЭС требуется установка дизель-генераторов соответствующей, технологическому процессу, мощности.

Основные требования, к системе с.н., состоят в обеспечении надёжности и экономичности работы механизмов с.н. первое требование является наиболее важным, поскольку нарушение работы механизмов с.н. влечёт за собой расстройство сложного технологического цикла производства электроэнергии, нарушение работы основного оборудования, а иногда и станции в целом и развитие аварии в системную. В настоящее время общепризнанно, что электроснабжение механизмов с.н. тепловых электростанций на органическом и ядерном топливе и гидроэлектростанций может быть обеспечено наиболее просто, надёжно и экономично от генераторов станций и энергосистемы (рисунок 11).

Рисунок 11 — Общая схема питания собственных нужд ТЭС: 1- магистраль резервного питания; 2- пускорезервный трансформатор с.н.; 3- распределительное устройство высшего напряжения станции; 4- блок генератор-трансформатор; 5- рабочий трансформатор с.н.; 6- распределительное устройство с.н.

Эта схема питания системы с.н. станций всех типов в настоящее время обеспечивает надёжность и экономичность:

  • *широким применением в системе собственных нужд асинхронных двигателей с короткозамкнутым ротором, пуском их от полного напряжения сети без всяких регулирующих устройств и отказом от защиты минимального напряжения на ответственных механизмах;
  • *успешным самозапуском электродвигателей при восстановлении напряжения после отключения коротких замыканий в энергосистеме и в сети с.н.;
  • *применением быстродействующих релейных защит и выключателей на всех элементах системы и присоединениях с.н.;
  • *широким внедрением устройств системной автоматики (АЧР, АВР, АРВ генераторов).

Все типы АЭС в нашей стране в обязательном порядке снабжаются аварийными источниками питания в виде дизель генераторов или газотурбинными установками. Их мощность выбирается исходя из покрытия нагрузок системы расхолаживания АЭС и устройств безопасности, но она недостаточна для питания механизмов с.н. в нормальном режиме.

РУКОВОДЯЩИЙ НОРМАТИВНЫЙ ДОКУМЕНТ ПРИМЕНЕНИЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ СОБСТВЕННЫХ НУЖД НОВОГО ПОКОЛЕНИЯ С ПОРШНЕВЫМ И ГАЗОТУРБИННЫМ ПРИВОДОМ

    Матвей Гриневич 2 лет назад Просмотров:

1 РД Группа Е02 РУКОВОДЯЩИЙ НОРМАТИВНЫЙ ДОКУМЕНТ ПРИМЕНЕНИЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ СОБСТВЕННЫХ НУЖД НОВОГО ПОКОЛЕНИЯ С ПОРШНЕВЫМ И ГАЗОТУРБИННЫМ ПРИВОДОМ ОКСТУ 3375 Дата введения РАЗРАБОТАН коллективом сотрудников ВНИИГАЗа и Управления главного энергетика РАО «Газпром» Руководители разработки: Трегубов И.А., чл.-кор. АЭН РФ; Савенко Н.И. Разработчики: Фомин В.П., к.т.н.; Корнеев А.А; Белоусенко И.В., к.т.н.; Беляев А.В., к.т.н.; Овчаров В.П., к.т.н.; Зыкин И.М., к.т.н.; Джигало С.И. СОГЛАСОВАН начальником Управления главного энергетика А.Ф. Шкута г. УТВЕРЖДЕН членом правления РАО «Газпром» В.В. Ремизовым г. Разработан впервые. 1. Общие указания 1.1. Область применения ЭСН На электростанциях собственных нужд (далее — ЭСН) газодобывающих и газотранспортных предприятий РАО «Газпром» широко применяются газотурбинные и поршневые электроагрегаты, которые используются в качестве основных (базовых), резервных и аварийных источников электроснабжения (табл. 1) [1,2] В настоящей работе приведены требования к вновь создаваемым и модернизируемым основным и резервным ЭСН с газотурбинным и поршневым приводом, работающим на природном газе В случае применения поршневых двигателей внутреннего сгорания (ДВС), работающих на жидком топливе, необходимо руководствоваться работами [2, 19, 21] В качестве двигателя для электроагрегатов мощностью свыше квт рекомендуется использовать газотурбинный привод (ГТД). ДВС имеют приоритет по КПД и моторесурсу, однако газотурбинные двигатели не требуют массивного фундамента и больших СМР на месте установки, обладают наибольшей энергонезависимостью, так как вспомогательные механизмы (маслонасосы смазки и регулирования) могут иметь привод от вала ГТД, а охлаждение масла может быть выполнено цикловым воздухом. Обоснование применения типа привода производится на стадии разработки исходных требований и технико-экономических обоснований привода в каждом конкретном случае Применение поршневых двигателей, работающих на природном газе, характерно для электроагрегатов небольшой мощности (до квт) для нефтегазовой промышленности Общее количество и мощность агрегатов, устанавливаемых на ЭСН, определяется указаниями [3, 4] и принимается на основании технико-экономических расчетов и расчетов надежности электроснабжения объекта [5, 6].

2 1.1.7 При выборе единичной мощности ГТД для привода генератора необходимо учитывать снижение мощности агрегата при максимальных температурах и повышение — при минимальных. Изменение мощности определяется по техническим условиям на поставку агрегатов. В случае отсутствия в технических условиях поправок мощности номинальная мощность для конкретных условий применений должна быть рассчитана в соответствии с ГОСТ Параметры ДВС несущественно меняются от внешних условий. Таблица 1. Назначение электростанций собственных нужд (ЭСН) Назначение электростанции собственных нужд Основной (базовый) источник электроэнергии Режим работы, потребители Электростанции с наработкой за год свыше 3000 ч, количеством пусков за год — менее 20, временем непрерывной работы — более 3500 ч, временем пуска и приема нагрузки до 30 мин. Обеспечивают электроэнергией все технологические нагрузки объекта, сопутствующих инфраструктур (жилпоселков, котельных и т.д.) и сторонних потребителей. Резервный электроэнергии Аварийный электроэнергии источник источник Электростанции с наработкой за год ч количеством пусков пуск/год, временем пуска и приема нагрузки не более 5 мин. Способны обеспечить электроэнергией все технологические нагрузки объекта, сопутствующих инфраструктур и сторонних потребителей при отключении основного источника электроэнергии Электростанции, предназначенные для аварийного электроснабжения потребителей 1 категории, в том числе особой группы электроприемников при отключении основного или резервного источника электроэнергии. Продолжительность работы, как правило, до 300 ч/год, количество пусков — свыше 50 пуск/год, время пуска и приема нагрузки от 5 до 30 с Выбор электроагрегатов по уровню автоматизации для основных и резервных электростанций должен производиться с учетом допустимой длительности перерывов электроснабжения и ущерба для технологического процесса добычи и транспорта газа [1], а также с учетом применения аварийных источников энергии [2] При выборе единичной мощности агрегатов необходимо учитывать существующий мощностной ряд электроагрегатов. В табл. 2 приведен перечень наиболее перспективных агрегатов, рекомендуемых для применения на ЭСН.

3 Таблица 2. Перечень электростанций, готовящихся к серийному выпуску, рекомендованных к применению на объектах РАО «Газпром» Тип электростанции Вид привода, двигателя Изготовитель привода Изготовитель электростанции Мощность МВт Вид топлива КПД Ресурс до к/р, тыс.ч 1 ЭД-200С В2 серии 6 АО «ТМЗ» АО «ТМЗ» 0,2 Д Екатеринбург Екатеринбург ГД Полный ресурс, тыс.ч 2 АСГД ГЧН 18/20 АО «Звезда» С.-Петербург АО «Звезда» С.-Петербург 0,5 ГД Г ГДГ-500/1500 6ГЧН21/21 АО «Волго- дизельмаш» Балаково АО «Волгодизельмаш» Балаково 4 ДГ-98 6ГЧН-1А36/45 АО «РУМО» Н.Новгород АО «РУМО» Н. Новгород 5 ЭД-1000С 8ГЧН21/21 АО «ТМЗ» Екатеринбург АО «ТМЗ» Екатеринбург 6 ГТЭС Г ГТГ-1500 судовой АО «Проле- тарский з-д» С.-Петербург АО «Пролетарский з-д» С.-Петербург 0,5 Г ,8 Г лет 1,0 Д ГД ,5 Г ГТЭ-1,5 ТВ7-117 «З-д им. В.Я.Климова» С.-Петербург 8 КСГД V 20/27DG «Русский дизель» С.-Петербург СП «Роскортурбо» С.-Петербург «Русский дизель» С.-Петербург 1,5 Г,Ж ,5 ГД лет 9 ГТЭ-2,5 2хТВ3-117 «З-д им. В.Я.Климова» С.-Петербург 10 ПАЭС-2500М Д-30ЭУ авиационный СП «Роскортурбо» С.-Петербург АО «Авиа- двигатель» Пермь АО «Авиадвигатель» Пермь 11 ЭГ-2500 ГТД-2,5 судовой ОЗ «Энергия» Кривой Рог АО КрТЗ- «Констар» 2,5 Г,Ж 24,7 40 2,5 Г ,5 Г 29,5 ГТД 20 40

4 Кривой Рог 12 АГЭА ДПН2А- 23/2х30 «Русский дизель» С.-Петербург 13 ГТЭС-4000 Д-30ЭУ-2 авиационный 14 ЭГ-6000 ДВ-71 судовой НПП «Машпроект» Николаев 15 БЭС-9,5 НК-14Э авиационный «Русский дизель» С.- Петербург АО «Авиа- двигатель» Пермь НПО «Искра» Пермь АО «Белэнергомаш» Белгород АО «Моторо- строитель» Самара АО «ЦКБ Лазурит» — разработчик, изготовитель не определен 16 ГТЭС-12 ПС-90 авиационный АО «Авиа- двигатель» Пермь 17 ГТЭС-16 ДБ-90 судовой НПП «Машпроект» Николаев НПО «Искра» Пермь ПО «Заря» Николаев 18 ГТЭС-20 АЛ-31 СТЭ авиационный УМПО Уфа фирма «Модуль» АО «Кировский з-д» С.-Петербург 19 ГТЭС-25 НК-37 АО «Моторо- строитель» Самара фирма «Модуль» АО «Кировский з-д» С.-Петербург 20 ГТЭ-25У ГТУ-25 АО «ТМЗ» Екатеринбург АО «ТМЗ» Екатеринбург (совместно с АО «Мосэнерго» Условные обозначения: Д — дизельное топливо; ГД — газ/дизельное топливо; Г- газ; Ж — авиационное или дизтопливо. 3,5 Г 33, лет 4,0 Г 24, ,0 Г 30, ,5 Г 32 — для привода Г 34 — для привода Г Г 35, Г 36, Г 31,

5 1.2 Общие требования к конструкции ЭСН ЭСН должны строиться из унифицированных блок-модулей и легкосборных конструкций зданий. Блочно-модульная конструкция должна позволять нормально эксплуатировать размещенное в ней оборудование, в том числе осуществлять обслуживание и ремонт. Блочно-модульная конструкция должна также обеспечивать длительное хранение оборудования Модули многоагрегатных ЭСН должны иметь полную заводскую готовность и позволять собрать на месте монтажа следующие укрупненные блоки: — машинного зала; — электротехнический; — химводоочистки (ХВО); — ремонтный (с комплектом инструментов, монтажных и погрузочных приспособлений); — центрального щита управления (ЦЩУ); — вспомогательных устройств; — теплоснабжения (котел-утилизатор); — отключающих кранов и газовых фильтров, установки подготовки топливного и пускового газа; — повысительной подстанции и ЗРУ 110 кв. Кроме вышеперечисленного оборудования в комплексе сооружений ЭСН должны быть включены объекты индивидуального, вспомогательного обслуживающего назначения, определяемые генпроектировщиком ЭСН: — ОВК (объединенный вспомогательный корпус и администрация); — склад ГСМ; — трансформаторная башня; — гараж; — складские помещения; — резервуары запаса воды и другое оборудование, обеспечивающее нормальный пуск и жизнеобеспечение ЭСН Модули по своим габаритам и массе должны позволять транспортировку автомобильным, железнодорожным и водным транспортом. Вес не более т в одном блок-модуле Конструкция блоков ЭСН должна обеспечивать выполнение требований настоящего РД, «Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации» (РД ) и других действующих нормативных документов [14, 15, 16, 22, 23, 24, 25, 26, 27, 28, 29, 30, 31, 33, 36,37] ЭСН и ее модули для условий Севера должны, как правило, изготавливаться в климатическом исполнении УХЛ по ГОСТ для работы при температуре наружного воздуха от минус 55 С до плюс 45 С, относительной влажности воздуха до 98% при температуре плюс 25 С, сейсмичности до 7 баллов. Охлаждающий воздух и окружающая среда не должны содержать токопроводящей пыли, взрывоопасных и других смесей, вредно действующих на изоляцию обмоток и ухудшающих охлаждение генератора. Запыленность наружного воздуха не выше 0,5 г/м 3, скорость воздушного потока у поверхности земли до 50 м/с, возможно действие любых метеоусловий (дождь, снег, туман, роса, иней). Должны также учитываться другие природные условия, свойственные району применения Расположение и компоновка оборудования в модулях не должны затруднять монтаж, демонтаж, а также выемку отдельных устройств, узлов и сборочных единиц для их технического обслуживания Помещения ЭСН должны иметь устройства автоматической пожарной сигнализации с выдачей сигнала на центральный щит управления и в пожарное депо, а наиболее опасные в пожарном отношении помещения ЭСН-установки автоматического пожаротушения (ГОСТ ). Перечень наиболее опасных в пожарном отношении объектов и помещений устанавливается техническим заданием на проектирование ЭСН [29, 30, 31].

6 1.2.8 Системы вентиляции и отопления ЭСН должны разрабатываться с учетом технических требований заводов — изготовителей оборудования, абсолютных максимумов и минимумов температур районов строительства и комфортных условий для обслуживающего персонала На ЭСН также должны быть предусмотрены системы питьевого водоснабжения и канализации, выполняемые а зависимости от мощности ЭСН, самостоятельными или с подключением к соответствующим системам технического объекта. 2. Теплотехническая часть 2.1 Топливная система Основным и резервным топливом для агрегатов ЭСН является природный газ, подготовленный в соответствии с требованиями ГОСТ и ТУ на двигатели. Основные характеристики газообразных топлив приведены в ГОСТ 5542 и в табл. 3 и Давление и температура природного газа, содержание примесей в газе должны быть согласованы между разработчиком и заказчиком ЭСН [14,15] Все элементы топливной системы, подводящие газ к ГТД, должны быть размещены в изолирующем коробе, имеющем дверцы для удобства проведения регламентных работ и фланец для проведения вентиляционной трубы. Короб должен иметь постоянную естественную вентиляцию, а также оборудован принудительной вентиляцией с автоматическим включением от газосигнализатора, датчик которого устанавливается в верхней части короба. При концентрации метана в коробе 0,5% подается предупредительный сигнал на щите оператора и должен включаться вентилятор короба. При концентрации метана 1,0% срабатывает аварийная сигнализация и должна автоматически отсекаться подача газа к турбогенератору с одновременным сбросом газа в атмосферу открытием свечи. Должен быть предусмотрен также контроль загазованности помещения ЭСН с подачей предупредительного сигнала на щит при концентрации 0,5% и аварийного отключения подачи газа к турбогенератору при концентрации метана 1,0% [30, 32,33] На вводе трубопровода с газом внутрь помещения ЭСН должно устанавливаться отключающее устройство в доступном для обслуживания и освещенном месте. При установке регулятора давления топливного газа внутри помещения ЭСН запорным устройством на вводе может считаться задвижка или кран перед регулятором давления Не допускается пересечение трубопроводов с газом вентиляционных шахт, воздуховодов, электрических распределительных проводок Топливная система ГТД должна иметь продувочную свечу с запорным устройством. Устройство свечи должно соответствовать требованиям «Правил безопасности в газовом хозяйстве» [35] Арматура, устанавливаемая на трубопроводах топливного газа, должна быть легкодоступна для управления, осмотра и ремонта. Таблица 3. Основные параметры компонентов топлив Параметры Метан Этан Пропан Бутан Пентан Изооктан Этилен

7 (СН 4 ) (С 2 Н 6 ) (С 3 Н 8 ) (С 4 Н 10 ) (С 5 Н 12 ) (С 6 Н 18 ) (С 2 Н 4 ) Молекулярный вес 16,03 30,05 44,06 58,08 72,09 114,2 28,03 Газовая постоянная, 52,81 28,22 19,25 14,6 11,78 7,6 30,25 кгс м/кг К Температура кипения, С -161,6-88,6-42,2-0, ,2-103,5 Плотность: в парообразном состоянии, 0,67 1,273 1,867 2,46 3,05-1,187 кг/м 3 ; в жидком состоянии, кг/л 0,415 0,446 0,51 0,58 0,626 0,67 0,58 Показатель адиабаты 1,28 1,2 1,15 1,11 1,07 1,05 4,25 Теплота испарения, ккал/кг 122, Низшая теплота сгорания: в парообразном состоянии, ккал/м 3 ; то же, ккал/кг; в жидком состоянии, ккал/л Количество воздуха, теоретически необходимое для полного сгорания: м 3 /м 3 топлива;,52 16,66 23,01 31,09 38,08 14,29 м 3 /кг топлива 14,2 12,1 12,81 12,64 12,83 12,35 12,8 Теплота сгорания стехиометрической смеси, ккал/м 3 Температура 590 самовоспламенения, С 690 Температура горения стехиометрической смеси, С Коэффициент молекулярного 1,0 1,038 1,042 1,047 1,051 1,058 1,0 изменения при сгорании стехиометрической смеси Коэффициент избытка 1,88 1,82 1,70 1,67 1,84 воздуха, соответствующий нижнему пределу воспламенения Коэффициент избытка 0,65 0,42 0,398 0,348 0,303 воздуха, соответствующий верхнему пределу воспламенения Коэффициент избытка 0,95 0,86 0,835 0,855 0,874 воздуха, при котором скорость распространения пламени максимальная Минимальная температура воспламенения в воздухе, С Октановое число Таблица 4. Составы природных и искусственных газов в % объема Газ СН 4 С n Н m Н 2 СО СО 2 N 2 Природный ,1-5,65 0,1-1,0 1-1,7 Нефтяной (попутный) ,1-2,0 0,4-16 Коксовый 26,8 2,4 52,8 7,6 1,8 8,6 Сланцевый 23,86 5,7 38,75 10,91 18,88 1,9 Биогаз (очищенный) 78,2 0,8 1,2 4,0 13,1 2,7

8 2.2 Масляная система Запас масла принимается на срок, оговоренный в задании на проектирование ЭСН [34] При наружной установке резервуаров запаса масла и низких температурах предусматривается подогрев масла в резервуарах до температуры, обеспечивающей перекачку масла Перекачку масла рекомендуется осуществлять шестеренчатыми электронасосами, а в качестве резервного предусматривать насосы с ручным приводом Запас масла для ЭСН должен храниться в специальных металлических резервуарах или в бочках. Резервуары должны быть защищены от статического электричества и иметь молниезащиту. При хранении запаса масла в бочках на открытой площадке или под навесом должно быть предусмотрено специальное помещение для разогрева бочек. При хранении бочек с маслом на закрытом складе должно быть предусмотрено его отопление, обеспечивающее подогрев масла до температуры плюс 10 С Масляная система ЭСН должна обеспечивать потребность двигателя и генератора, прием, хранение и учет расхода масла, подачу чистого масла в мерную емкость и маслобаки агрегатов, слив отработанного масла, очистку масла на участке регенерации, очистку масла непосредственно в маслобаке агрегата Расходные баки масла объемом 5 м 3 должны устанавливаться в специальном помещении, отделенном стенами из несгораемых материалов с пределами огнестойкости не менее 0,75 ч. Это помещение должно иметь выходы в другие помещения ЭСН через тамбур и непосредственно наружу. Максимальное количество масла, которое может храниться в этом помещении в резервуарах и в таре, не должно превышать 150 м Расходные баки емкостью свыше 1 м 3 должны иметь аварийный слив. Аварийный слив масла осуществляется в наружный подземный резервуар, размещенный вне здания ЭСН на расстоянии не менее 1 м от «глухой» стены здания и не менее 5 м при наличии в стенах проемов. Аварийный трубопровод каждого бака должен иметь только одну задвижку, установленную в удобном для обслуживания и безопасном при пожаре месте. При установке расходных баков в отдельном помещении эта задвижка устанавливается вне помещения. Диаметр трубопровода аварийного слива должен обеспечивать самотечный слив из баков за время не более 10 мин Расходный бак должен иметь переливной трубопровод, обеспечивающий слив масла самотеком в резервуар аварийного слива с расходом не менее 1,2 производительности перекачивающего насоса Расходные баки должны иметь дыхательную систему, исключающую попадание паров масла в помещение ЭСН. Дыхательные трубопроводы должны выводиться наружу здания и иметь молниеотводы. Огневые предохранительные клапаны не предусматриваются Расходный бак должен иметь фильтр грубой очистки, установленный на трубопроводе, подающем масло в бак. Фильтр может размещаться как внутри бака, так и вне его. Нижнюю часть патрубка на этом трубопроводе внутри бака следует размещать на высоте не менее 50 мм от днища бака Отработанное масло откачивается из системы насосом в специально предусмотренную емкость или переносную тару. Объединять трубопроводы чистого и отработанного масла запрещается Масляная система ЭСН должна предусматривать возможность промывки и быть защищенной от коррозии. Следует применять параллельную прокладку маслопроводов и трубопроводов теплоснабжения для предохранения масла от переохлаждения Для поддержания ЭСН в готовности к быстрому запуску в холодное время масляные баки агрегатов ЭСН должны иметь обогрев.

9 Масло дня смазки должно сохранять свои качества в диапазоне возможных температур наружного воздуха Расходные баки должны быть оборудованы уровнемерами, в которых предусматривается возможность сигнализации максимального и минимального уровня масла Целесообразна проработка вопроса использования для сказки подшипников генератора масла, применяемого в приводе электроагрегата. 2.3 Системы охлаждения и технического водоснабжения На ЭСН, как правило, должны применяться системы воздушного охлаждения. Допускается применение систем воздушно-водяного охлаждения. Водоснабжение электростанции должно обеспечивать нормальную работу системы охлаждения всех электроагрегатов в номинальном режиме с учетом: — восполнения безвозвратных потерь в системе охлаждения технической воды внешнего контура, которые принимаются ориентировочно в размере до 3% от общего расхода оборотной воды, а также продувки оборотной системы для поддержания солевого равновесия, размер которой составляет до 2% от общего расхода оборотной воды (в зависимости от выбранного типа охладителя указанные значения должны быть уточнены расчетом); — подпитки умягченной водой внутреннего контура охлаждения 0,1% от объема первоначальной заправки; — потребности в воде на вспомогательные нужды Для внутреннего контура системы охлаждения двигателей может быть использован конденсат, умягченная вода котельной. При невозможности централизованного получения умягченной воды должно предусматриваться приготовление ее на ЭСН с помощью дистиллятора Для электроагрегатов с двухконтурной системой охлаждения качество воды внешнего контура должно соответствовать требованиям завода-изготовителя. Вода этого контура, как правило, должна быть без механических примесей и следов нефтепродуктов В качестве охладителей воды для внешнего контура электроагрегатов целесообразно использовать аппараты воздушного охлаждения Блок радиаторного охлаждения, как правило, должен размещаться в помещении, в котором поддерживается температура воздуха, исключающая его размораживание. Допускается применять в системе охлаждения жидкости, замерзающие при низких температурах (антифриз, тосол). При этом блок охлаждения устанавливается в отдельном неотапливаемом помещении или на специальной площадке Система охлаждения должна исключать возможность замерзания и превышения давления в холодильниках двигателя, значений, установленных заводами-изготовителями. Емкость бака обессоленной воды для подпитки внутреннего контура охлаждения должна обеспечивать работу контура в течение 10 суток. Резервные ЭСН с ГТД должны допускать запуск и последующую работу без снабжения технической водой. 2.4 Системы забора воздуха и выхлопа Параметры воздуха, поступающего в ЭСН, должны соответствовать требованиям заводаизготовителя.

10 2.4.2 Комплексное устройство воздухоподготовки ЭСН должно обеспечивать исключение попадания посторонних предметов (в том числе льда) в двигатель, очистку циклового воздуха, противообледенительную защиту, снижение шума на всасе до санитарных норм, безаварийную работу при засорении фильтрующих элементов (наличие байпаса) При отсутствии требований завода-изготовителя к качеству циклового воздуха принимается: — для ГТД остаточная среднегодовая запыленность не более 0,3 мг/м 3, в том числе с концентрацией пыли с размером частиц более 20 мкм не выше 0,03 мг/м 3. Допускается кратковременная (не более 100 ч в год) концентрация пыли до 5 мг/м 3 с частицами размером не более 30 мкм; — для агрегатов с поршневым приводом предельная запыленность воздуха не более 5 мг/м Газоотводящее устройство на выхлопе двигателя должно обеспечивать отвод продуктов сгорания и снижение шума на выхлопе до санитарных норм. Высота трубы определяется с учетом обеспечения допустимых концентраций вредных веществ в выбросах Для основных (базовых) ЭСН с ГТД с целью повышения их экономичности должна предусматриваться утилизация тепла отходящих газов. Отсутствие утилизации должно иметь техникоэкономическое обоснование Для ЭСН с поршневым приводом должен предусматриваться глушитель. Глушитель устанавливается на кровле ЭСН или на отдельно стоящих металлических конструкциях и заканчивается выхлопной трубой и при необходимости оборудуется искрогасителем Общее сопротивление всасывающего и выхлопного тракта, включая глушитель, определяется расчетом. Величина его не должна превышать значения, указанного в технических условиях на поставку электроагрегата Блок подготовки воздуха системы охлаждения генератора должен обеспечивать очистку воздуха от пыли, снега и капельной влаги, подогрев генератора и возбудителя перед пуском и в период нахождения в горячем резерве (потоком подогретого воздуха при неподвижном роторе) при отрицательных температурах наружного воздуха. 2.5 Приводной двигатель (ГТД и ДВС) генератора Двигатель должен обеспечивать длительную устойчивую параллельную работу генератора с энергосистемой любой мощности с двигателями аналогичных типов, а также на автономную нагрузку [20, 21, 25] Запуск ГТД должен осуществляться с помощью электростартера, пускового дизеля или турбодетандера, работающего на газе, сжатом воздухе или другим способом. Запуск ДВС должен осуществляться электростартером или сжатым воздухом. При воздушной системе пуска емкость баллонов воздуха должна обеспечивать 4-6 пусков ДВС и 3-4 пуска ГТД без пополнения баллонов. Заполнение емкостей сжатого воздуха для пуска двигателей должно предусматриваться от автономных компрессоров Главный насос смазки и регулирования ГТД должен иметь привод от вала двигателя, резервный (пусковой) от электродвигателя переменного тока, аварийный — от электродвигателя постоянного тока. Резервный и аварийный маслонасосы должны иметь устройство технологического АВР Конструкция двигателя должна предусматривать возможность осмотра сборочных единиц и деталей в соответствии с регламентом технического обслуживания без вскрытия других элементов, имеющих более длительный межремонтный ресурс Применение одновальных ГТУ, обеспечивающих более высокую динамическую устойчивость

11 электроагрегата, предпочтительно с точки зрения параллельной работы ГТД должен работать надежно с мощностью на 20% выше номинальной при снижении температуры атмосферного воздуха ниже значения, установленного для нормальных условий и без превышения номинальной температуры газа перед турбиной Должно предусматриваться устройство для обеспечения проворота ротора турбогенератора Конструкция ГТД должна обеспечивать отбор воздуха в пределах 1% на технологические нужды и обогрев воздухоочистительного устройства Регулятор частоты вращения двигателя должен обеспечивать длительную устойчивую работу с номинальной мощностью при отклонении частоты вращения выходного вала привода генератора от 98% до 101% номинальной. При аварийных режимах в энергосистеме должна допускаться работа генератора с частотой вращения до 92% и более 101% На холостом ходу должна обеспечиваться возможность регулировки частоты вращения выходного вала от 90 % до 105% номинальной с главного щита управления или по месту (для синхронизации генератора) Степень статической неравномерности регулирования частоты вращения выходного вала должна быть в пределах 4% ±0,2% номинальной частоты вращения с возможностью ее регулирования на месте эксплуатации от 4% до 0%; степень нечувствительности системы регулирования частоты вращения при любой нагрузке не должна превышать 0,2% номинальной частоты вращения Регулирование частоты вращения и управление подачей топлива считается устойчивым, если: — значение двойной амплитуды установившихся колебаний, вызываемых устройствами регулирования частоты вращения, не превышает 0,4% номинальной частоты вращения генератора, работающего на изолированную сеть при установившейся нагрузке; — значение двойной амплитуды установившихся колебаний подводимой энергии, вызываемых устройствами регулирования частоты вращения и управления подачей топлива, не приводит к изменению мощности генератора свыше 8% номинальной при работе параллельно с другими агрегатами в сеть при номинальной частоте вращения и установившейся нагрузке Должна обеспечиваться устойчивая работа агрегата при одиночной и параллельной работе в следующих режимах: — при работе на стационарных режимах и нагрузках от холостого хода до 1,2 номинальной мощности (для ГТУ) или 1,1 номинальной мощности (для ДВС); — при мгновенных сбросах и набросах нагрузки равной 100% номинальной для ДВС, при этом допускается отклонение частоты вращения не более ± 7,5% от номинальной. Время восстановления частоты с точностью ± 0,5% должно составлять не более 5 с. Мгновенный сброс 100% нагрузки не должен приводить к остановке энергетической газовой турбины. Допустимые режимы загрузки турбины должны быть установлены в ТУ на поставку Помимо регулятора частоты вращения в схеме регулирования должно быть предусмотрено устройство для быстрой кратковременной разгрузки ГТУ (электрогидравлический преобразователь), действующее по факту аварии в главной электрической схеме электростанции (возникновение к.з., внезапное отключение нагрузки и пр.) на кратковременное закрытие регулирующих клапанов с их последующим открытием (после окончания импульса) до прежнего значения Автомат безопасности должен надежно отключать ГТУ при повышении частоты вращения на 10-15% выше номинальной Выбросы вредных веществ с отработавшими газами не должны превышать нормативов, установленных в ГОСТ

12 3. Электротехническая часть 3.1 Главная схема и оборудование электростанций напряжением 6(10) кв Главная схема электростанции должна обеспечивать: — выдачу 100% расчетной рабочей мощности на генераторном напряжении 10,5 или 6,3 кв в любом рабочем режиме электростанции; — достаточную гибкость и надежность работы во всех рабочих, ремонтных и аварийных ситуациях; — наличие резервной вращающейся генераторной мощности в рабочих или ремонтных режимах; — возможность включения в работу не менее одного электроагрегата, находящегося в холодном резерве; — возможность расширения электростанции [34] Главное распредустройство генераторного напряжения ЗРУ — 6(10) кв, как правило, должно быть выполнено общим для всех генераторов и состоять не менее чем из двух секций, объединенных секционным выключателем. Рекомендуется применение кольцевой схемы сборных шин генераторного напряжения с количеством секций не менее трех. Для генераторов мощностью более 10 МВт допускается применение блочных схем генератор — повысительный трансформатор 10/110 (220) кв, что требует соответствующего обоснования Подключение потребителей рекомендуется выполнять непосредственно от шин генераторного напряжения. При наличии большого количества мелких потребителей допустимо образование отдельного реактированного ЗРУ сторонних потребителей (ЗРУ — СП — 10 кв) с возможностью питания через понизительные трансформаторы Должна быть предусмотрена возможность подключения к шинам генераторного напряжения двух повышающих трансформаторов 6(10)/110 кв или линий связи 6(10) кв с соседними электростанциями Собственные нужды электростанции должны быть запитаны непосредственно от шин генераторного напряжения Распредустройства ЗРУ — 6(10) кв и ЗРУ — СП — 6(10) кв должны быть выполнены на базе комплектных распредустройств с вакуумными или элегазовыми выключателями Для защиты от коммутационных и грозовых перенапряжений в ЗРУ — 6(10) кв и ЗРУ — СП — 6(10) кв должны быть применены нелинейные ограничители перенапряжений (ОПН). ОПН должны быть установлены в каждой ячейке с выключателем — со стороны отходящей линии, а также один комплект — общий на каждой секции шин. При необходимости допускается дополнительная защита с помощью RCцепочек. Ограничители перенапряжений и RС-цепочки должны допускать длительную работу под линейным напряжением сети Должно быть предусмотрено частичное заземление нейтрали сети 6(10) кв через резисторы с ограничением активной составляющей тока металлического однофазного замыкания до значения А Главная схема должна быть оборудована следующими устройствами релейной защиты (РЗ) и противоаварийной автоматики (ПА): — на линиях связи с системой — токовая отсечка или дифференциальная защита, максимальная токовая защита, защита от замыкания на землю, делительная защита, сигнализация перегрузки; — общесекционные защиты — дифференциальная и дуговая каждой секции, защита минимального напряжения с действием на отключение отходящих линий (по выбору), автоматическая частотная разгрузка, автоматика быстрой разгрузки работающих генераторов при внезапном отключении одного из них с действием на отключение отходящих линий (по выбору), сигнализация замыканий на землю; — генераторы — см. раздел ; — синхронизацией (точной ручной и автоматической) на выключателях генераторов, всех секционных

Каждый электрик должен знать:  Ветрогенераторы или солнечные батареи, что лучше выбрать

13 выключателях и выключателях связи с энергосистемой; — устройства частичного заземления нейтрали должны быть оснащены автоматикой, обеспечивающей поддержание тока 033 на уровне А и защитой, отключающей это устройство при отказе защиты от однофазных замыканий отходящих линий или генераторов Все устройства РЗ и ПА предпочтительно выполнять на базе цифровой техники с учетом обеспечения работоспособности в условиях низких температур Управление выключателями должно осуществляться с главного щита управления, при этом должна быть обеспечена соответствующая аварийная и предупредительная сигнализация. Для опробования и наладки должно быть предусмотрено местное управление из ячеек, осуществляемое переключателями выбора режима управления Для управления и сигнализации должен применяться оперативный постоянный ток напряжением 220 В В ЗРУ — 6(10) кв и ЗРУ — СП — 6(10) кв должны быть выполнены механические и электромагнитные блокировки с целью предотвращения неправильных операций оперативным персоналом Схемы защиты, автоматики и управления должны быть выполнены так, чтобы исчезновение и последующее восстановление напряжения в оперативных цепях не приводило к ложному их действию или отключению присоединений Применение высоковольтных плавких предохранителей не допускается (кроме установки для защиты трансформаторов напряжения) Для питания трансформаторов КЦ и АВО газа должны применяться радиальные схемы. 3.2 Генератор Номинальная мощность должна соответствовать максимальной мощности приводного двигателя, получаемой в условиях низких температур воздуха. Частота вращения об/мин ( ) номинальное напряжение 0,4; 6,3(10,5) кв, коэффициент мощности — 0,8, соединение обмоток — звезда Изоляция обмотки статора и ротора должна быть класса нагревостойкости F с тепловым использованием в классе В. Предельное допустимое превышение температуры обмоток генератора не должно быть более 90 С Генератор должен иметь, как правило, воздушное охлаждение, рассчитанное на работу при температуре окружающего воздуха от -55 С до +45 С, влажности 98% при 25 С, запыленности 0,5 г/м Со стороны нулевых выводов в генераторе должны быть установлены трансформаторы тока для дифференциальной и максимальной токовой защиты Генератор должен допускать аварийные перегрузки по току статора на 10% в течение 60 минут и двукратную — в течение 1 минуты при номинальных значениях напряжения, частоты и коэффициента мощности Генератор, включая все элементы возбуждения, должен выдерживать без повреждений двух- и трехфазное короткое замыкание на выводах в течение 5 с. После отключения короткого замыкания должно обеспечиваться достижение номинального напряжения с точностью 1% за время не более 1,5 с Валопровод турбина-генератор должен выдерживать действие повышенного знакопеременного пульсирующего момента (уточняется при проектировании), обусловленного действием апериодической

14 составляющей тока к.з Генератор должен обеспечивать длительную устойчивую параллельную работу с энергосистемой любой мощности, с генераторами аналогичной и разных серий, а также на автономную нагрузку Генератор должен допускать мгновенный сброс и наброс нагрузки, равной номинальной мощности, и запуск асинхронного двигателя с пусковым током, не превосходящим двукратный номинальный ток Генератор должен допускать длительную работу при несимметричной нагрузке (коэффициент небаланса токов в фазах до 20%), если токи в фазах не превышают номинального значения. Коэффициент небаланса линейных напряжений при этом не должен превышать 5% от установившегося значения Характеристики генератора и системы возбуждения должны обеспечивать надежное возбуждение генератора при частоте вращения % номинальной и качество электроэнергии в соответствии с ГОСТ [25] Параметры генератора и возбудителя должны обеспечивать значение установившегося тока трехфазного к.з. на выводах генератора не менее трехкратного номинального тока статора Тип возбуждения — бесщеточное с контролем тока возбуждения генератора Система возбуждения должна допускать возможность работы как с автоматическим регулятором возбуждения (АВР), так и с ручным регулированием возбуждения. Должна быть обеспечена возможность переключения режима возбуждения без отключения генератора от сети Регулятор напряжения должен подключаться к трансформаторам тока, устанавливаемым со стороны рабочих выводов генератора Должна быть предусмотрена релейная форсировка возбуждения, действующая при снижении напряжения генератора ниже 0,85 номинального. Кратность форсировки должна быть достаточной для обеспечения значения установившегося трехфазного к.з. на зажимах генератора не менее трехкратного номинального тока. Допустимое время форсировки должно определяться по тепловой характеристике ротора, но составлять не менее 20 с Увеличение напряжения генератора сверх номинального при работе регулятора возбуждения и форсировки, связанной с подключением нагрузки, не должно быть более 10% Система автоматического регулирования возбуждения (АРВ) генератора при подключении номинальной нагрузки не должна допускать снижение напряжения более чем на 20% номинального в течение 2 с. Допускается снижение напряжения в пределах 40% номинального напряжения турбогенератора в течение 0,1 с В системе возбуждения должна быть предусмотрена возможность подключения внешних контактов, дающих команду на гашение поля, при поступлении которой система возбуждения должна обеспечивать полное развозбуждение генератора В системе возбуждения должны быть сформированы следующие сигналы для передачи на пульт управления электростанции: «неисправность возбудителя», «форсировка возбуждения», «готовность АРВ к пуску» Система возбуждения генератора должна быть выполнена таким образом, чтобы: — отключение любого из коммутационных аппаратов АРВ и управления возбудителем не приводило к ложным форсировкам возбуждения в процессе пуска, останова и работы генераторов; — исчезновение напряжения оперативного тока в цепях АРВ и управления возбудителем не приводило

15 к нарушению работы генератора Распределение реактивных мощностей при параллельной работе генераторов должно осуществляться с помощью устройств, создающих статизм внешних характеристик по реактивному току. Степень статизма внешней характеристики по реактивному току должна составлять 3% с возможностью регулирования в диапазоне 0-3%. При этом отклонение напряжения от напряжения, установленного по статической характеристике, не должно превышать ±1 5% Генератор должен включаться на параллельную работу в сеть методом точной синхронизации (автоматической или ручной) Генератор должен изготовляться на подшипниках скольжения с циркуляционной смазкой под давлением. Подшипник со стороны газотурбинного двигателя должен быть упорноопорным На корпусах подшипников должны быть предусмотрены площадки для вибродатчиков [17] В патрубках подшипников оператора масляных уплотнениях, предназначенных для слива масла, должны быть смотровые окна для наблюдения за струей выходящего масла. В патрубках подшипников должны быть устройства для установки индикатора температуры и датчиков дистанционного измерения температуры Для измерения температуры активной стали сердечника и обмотки статора в статор должно быть уложено не менее шести термопреобразователей сопротивления. Должны быть предусмотрены термопреобразователи для измерения температуры охлаждающего воздуха Генератор должен быть оборудован системой пожаротушения Для предотвращения циркуляции токов через вал и подшипники генератора должна быть предусмотрена изоляция стула и трубопроводов смазки подшипников со стороны возбудителя генератора Генераторы мощностью более 1 МВт по ПУЭ [16] должны быть оборудованы следующими устройствами защиты: — дифференциальной защитой; — максимальной токовой защитой с комбинированным пуском напряжения с действием на отключение смежных секционных выключателей (1-я ступень) и на отключение выключателя генератора (2-я ступень); — защитой от замыканий на землю в обмотке статора; — защитой от двойных замыканий; — защитой от потери возбуждения; — сигнализацией перегрузки; — защитой от обратной мощности с выдержкой времени (для генераторов с приводом от ГТД кроме ГТД со свободной силовой турбиной); — должно быть обеспечено отключение генератора от защит двигателя; — устройством гашения поля генератора; — сигнализацией замыкания на землю обмотки возбуждения. 3.3 Собственные нужды Трансформаторы собственных нужд электростанции 6(10)/0,4 кв (ТСН) — сухие (при условии надежной работы в интервале температур охлаждающего воздуха от -55 С до +45 С) или масляные. Схема соединения обмоток — / Y Количество трансформаторов собственных нужд (ТСН) рекомендуется принимать не менее количества секций сборных шин генераторного напряжения 6(10) кв.

16 3.3.3 Схема собственных нужд каждого турбогенератора должна состоять не менее чем из двух независимых частей (подсистем). Каждая из подсистем должна состоять из понижающего трансформатора 10/0,4 кв, питающегося от отдельной секции 6(10) кв, соответствующей секции основного щита (КТП) 0,4 кв и питающихся от нее вторичных сборок. Подсистемы должны взаимно резервироваться с помощью устройств автоматического включения резервного питания (АРВ) на стороне 0,4 кв. Электродвигатели взаиморезервирующих технологических механизмов должны быть разделены на две независимые группы, которые подключаются к разным подсистемам. В случае, когда мощность электродвигателей превышает 50 квт, они должны подключаться непосредственно к шинам КТП. Электрические нагрузки, не имеющие технологического резервирования, должны подключаться к вторичным сборкам, имеющим АРВ со стороны питания * Выключатели резервного питания секций собственных нужд 0,4 кв должны быть оборудованы устройством АВР, действующим по факту отключения выключателя рабочего питания (мгновенно) и исчезновения напряжения (с выдержкой времени) с запретом при к.з. на шинах, с обеспечением однократности действия. Для ускорения действия АВР выключатели рабочего питания 0,4 кв должны быть сблокированы с выключателями рабочего питания ТСН со стороны 10 кв (при отключении выключателя ТСН со стороны 10 кв должен отключаться выключатель ТСН со стороны 0,4 кв, если переключатель АВР введен). * Нумерация соответствует оригиналу. Примечание «Кодекс» Для аварийного питания ответственных нагрузок 0,4 кв при потере питания собственных нужд электростанции, а также при ее запуске с «нуля», должен предусматриваться аварийный дизельгенератор соответствующей мощности с автоматическим запуском и включением (с предварительным отключением неответственных нагрузок защитой минимального напряжения). Требования к аварийным дизель-генераторам — см. работу [2] Управление рабочими, резервными и аварийными выключателями секций 0,4 кв, а также аварийным дизель-генератором должно осуществляться с главного щита электростанции. Для опробования и наладки должно быть предусмотрено управление с местных панелей управления и переключатели выбора режима управления Сеть 0,4 кв собственных нужд выполняется с глухозаземленной нейтралью Распредустройство 0,4 кв и сборки 0,4 кв должны быть комплектными, иметь изолированные шины и оборудованы выдвижными автоматическими выключателями или блоками выключатель — магнитный пускатель (контактор). Применение плавких предохранителей не допускается Применяемые выключатели должны быть оборудованы комбинированным расцепителем, а в необходимых случаях — полупроводниковым расцепителем с регулируемыми защитными характеристиками в зоне перегрузки и отсечки. Для линий питания сборок 0,4 кв должны применяться селективные автоматические выключатели Для защиты от однофазных к.з. линий, отходящих от шин КТП, рекомендуется применять токовые защиты нулевой последовательности, встроенные в расцепители автоматических выключателей, либо выносные токовые релейные защиты нулевой последовательности По всем линиям питания ответственных электроприемников должна быть обеспечена селективность действия защит При необходимости установки в ответственных сборках 0,4 кв нестойкой коммутационной аппаратуры следует устанавливать на вводе в сборку токоограничивающие реакторы 0,4 кв В проекте должны быть представлены расчеты токов коротких замыканий и выбора защит в сети 0,4 кв, а также карты селективности защит. Выбор аппаратуры должен быть выполнен из расчета металлического к.з., проверка чувствительности защит должна быть выполнена с учетом токоограничивающего действия дуги в месте к.з.

17 Должен быть обеспечен поочередный или поочередно — групповой самозапуск ответственных электродвигателей собственных нужд 0,4 кв при кратковременных перерывах питания. Для выполнения поочередного самозапуска следует либо применять индивидуальные реле времени, устанавливаемые в схемах управления электродвигателями, либо закладывать его в алгоритм АСУ. Применение групповых реле времени не допускается. При длительных перерывах питания самозапуск должен запрещаться (кроме особо ответственных механизмов, перечень которых должен быть согласован с заказчиком). 3.4 Постоянный ток Для питания особо ответственных потребителей (цепей управления, сигнализации, защиты, автоматики, аварийных маслонасосов смазки, аварийного освещения, АСУ и др.) нв электростанции, как правило, должны быть установлены две стационарные аккумуляторные батареи одинаковой емкости напряжением 220 В. Применение одной батареи допустимо для электростанций мощностью до 30 МВт, не имеющих подстанций 110(220) кв Щит постоянного тока (ЩПТ) должен состоять из двух секций, соединенных для резервирования через нормально отключенный коммутационный аппарат. Каждая из секций должна быть запитана от своей аккумуляторной батареи. При установке одной батареи она должна подсоединяться к секциям ЩПТ по схеме развилки Аккумуляторные батареи должны работать в режиме постоянного подзаряда, для чего на каждой секции ЩПТ должно быть подключено свое подзарядное устройство ПЗУ, питающееся от сети переменного тока. Мощность ПЗУ должна обеспечивать возможность заряда одной батареи, а также одновременный подзаряд двух батарей (когда одно из ПЗУ выведено в ремонт) Для предотвращения чрезмерного повышения напряжения на шинах управления в режимах дозаряда батареи должен быть предусмотрен специальный отвод между банками батареи и переключатели, с помощью которых в этом режиме питание минусовой шинки управления переводится на этот отвод При наличии в схеме электростанции приводов выключателей с потребляемым током включения более 180 А на щитах постоянного тока должны быть образованы три шины: плюс, минус нормального напряжения 220 В, минус повышенного напряжения 258 В. К шинам нормального напряжения должны подключаться сеть аварийного освещения, цепи АСУ, электродвигатели аварийных маслонасосов смазки, цепи управления, защиты и сигнализации. К шинам повышенного напряжения должны подключаться цепи питания приводов выключателей В схемах ЩПТ с шиной повышенного напряжения для дозарядки концевых элементов аккумуляторных батарей должны быть установлены специальные подзарядные устройства Питание оперативным током распредустройств ЗРУ кв, ЗРУ — 10 кв, ЗРУ — СП — 10 кв, КТП — 0,4 кв и других объектов должно быть выполнено по кольцевым схемам от обеих секций ЩПТ. При этом схема электрических соединений должна быть такой, чтобы в эксплуатации имелась возможность запитать от любой из батарей цепи управления, защиты и сигнализации На обеих секциях ЩПТ должны быть установлены устройства контроля изоляции, сигнализации замыканий на землю, контроля уровня напряжения на шинах На каждой секции шин постоянного тока должны быть предусмотрены устройства защиты от перенапряжений, выполненные с помощью нелинейных ограничителей перенапряжений (ОПН) По всем линиям питания постоянным током должно быть обеспечено селективное действие защит. В проекте должны быть представлены расчеты токов коротких замыканий, проверки чувствительности защит, карты селективности.

18 Компоновка панелей и шкафов ЩПТ должна быть свободной и удобной для эксплуатации и ремонта Для защиты присоединений постоянного тока должны быть применены селективные автоматические выключатели с комбинированным расцепителем. Применение плавких предохранителей не допускается. 3.5 Требования к вспомогательному оборудованию Должно быть предусмотрено аварийное освещение ГЩУ, распредустройств, проходов и другого оборудования лампами накаливания, питающееся переменным током 220 В с автоматическим переключением на постоянный при исчезновении переменного тока Для заземления электрооборудования должны использоваться специальные заземляющие контуры, а также металлические свайные фундаменты зданий и сооружений На случай отключения водяного отопления должен быть предусмотрен электрообогрев помещений и оборудования с постоянно находящимся в помещении обслуживающим персоналом Электродвигатели, аппаратура, приборы и кабельная продукция, применяемые во взрывоопасных зонах, должны иметь исполнение в соответствии с международными стандартами, согласованными со стандартами России Помещения электростанции должны быть оборудованы устройствами телефонной и громкоговорящей связи, устройства связи должны быть обеспечены надежными и хорошо слышимыми средствами вызова Кабели на промплощадке должны быть в негорючей оболочке и прокладываться — в кабельных этажах, шахтах, лотках и по строительным конструкциям. Должна быть обеспечена легкость осмотра и замены кабелей Кабели во взрывоопасных зонах должны быть медными с отдельной жилой для заземления Молниезащита и защитные заземления зданий и сооружений, а также заземление электрооборудования проектируются и поставляются по стандартам России Наружные технологические аппараты, надземные трубопроводы и воздуховоды должны быть оборудованы оцинкованными контактными зажимами для присоединений к очагам заземления, для защиты от статического электричества и вторичных проявлений молнии Наружное технологическое оборудование, арматура, трубопроводы в необходимых случаях должны быть укомплектованы автоматизированными системами и приборами электрического подогрева с использованием композиционных материалов, обладающих саморегулированием величины тока. 4. Управление и контроль 4.1 Система управления, контроля и защиты должна обеспечивать: — минимальное количество эксплуатационного и ремонтного персонала; — надежность управления, контроля и защиты основного и вспомогательного оборудования; — возможность оперативного управления турбинами, генераторами, главной электрической схемой, схемой собственных нужд электростанции, а также ответственными вспомогательными механизмами и устройствами; — быструю ориентировку персонала при аварийных режимах; — скорейшую ликвидацию последствий аварии.

Тищенко Данил Павлович

Электротехнический факультет

Кафедра электрических станций

Специальность «Электрические станции»

Усовершенствование условий работи електрооборудования сетей собственных нужд блоков 200 МВт в условиях Старобешевской ТЭС

Научный руководитель: д.т.н., доцент Дергилёв М.П.

Реферат по теме выпускной работы

Содержание

Введение

Собственные нужды электростанции являются очень важным звеном в схеме надёжности работы электростанции. Сети собственных нужд определяют надёжность работы как станции в целом, так и энергосистемы, в которую выдаётся её мощность. Современные тепловые электрические станции ТЕС строились по узловому принципу, при котором каждый генерирующий объект монтировался в виде отдельного блока. Каждый блок включает в себя котел, турбину, генератор, трансформатор.

Старобешевская станция аналогично была построена по блочному принципу, мощность турбогенераторов в настоящее время составляет 200МВт. На электростанции установлено 10 таких энергоблоков, топливом для которых является низкосортный уголь – угольный штыб.

Технологический процесс выработки электроэнергии на современных тепловых электростанциях полностью механизированный и поэтому существует большое число механизмов собственных нужд (СН), как основного электрооборудования, так и вспомогательных цехов станций. В качестве приводов этих механизмов ТЭС используются в основном электрические привода.

Основными требованиями, предъявляемыми собственным нуждам, являются обеспечение надежности и экономичности работы механизмов. Первое требование является наиболее важным, поскольку нарушение работы механизмов собственных нужд влечет за собой расстройство сложного технологического цикла производства электроэнергии, нарушение работы основного оборудования, а иногда и станции в целом и приводит развитие аварии в системную. Очень важным является также требование экономичности. Это достигается за счет уменьшения расхода электроэнергии и тепловой энергии в системе собственных нужд, усовершенствование основного и вспомогательного оборудования, снижение капитальных затрат на систему собственных нужд, регулирование продуктивности и т.д.

Для привода механизма собственных нужд на станции используется трехфазные асинхронные электродвигатели с коротко замкнутым ротором, трехфазные синхронные электродвигатели, двигатели постоянного тока.

Асинхронные двигатели с короткозамкнутым ротором наиболее широко используются для привода механизма с.н., благодаря надежности, простоте пуска и эксплуатации. Их недостаток — большой пусковой ток.

Асинхронные двигатели с фазным ротором более сложнее: наличие щеточного аппарата обмотки ротора, регулирующего реостатом. Они применяются только для привода грузоподъемных механизмов.

Синхронные электродвигатели устанавливаются для приводов шаробарабанных мельниц.

Электродвигатели постоянного тока значительно дороже и сложнее двигателей переменного тока. Применяются для привода питателей пыли, аварийных маслонасосов турбин и аварийных маслонасосов уплотнений генератора. Номинальная мощность электродвигателя, которые применяются в сетях собственных нужд электростанции и колеблются в пределах от 250-5000кВт. Вместе с электродвигателями на шины секции СН подключаются трансформаторы 6/0,4кВ, мощность в пределах до 1000кВ.

Сеть собственных нужд 6кВ работает в режиме с изолированной нейтралью. Главным преимуществом режима сети с изолированной нейтралью является то, что однофазные замыкания — наиболее частый вид повреждения, не является здесь аварийным режимом и сеть на протяжении до четырех часов может работать в таком режиме, что обеспечивает высокую надежность электроснабжения потребителей при снижении расходов на резервирование. Однако в режиме однофазных замыканий на землю (ОЗНЗ) изоляция неповрежденных фаз может длительное время находится под линейным напряжением и через место повреждения протекает ток замыкания на землю. Это может привести к нарушению изоляции здоровых фаз и к двухфазному короткому замыканию, что приведет сеть в аварийное состояние.

1. Анализ опыта эксплуатации электрооборудования сетей собственных нужд Старобешевской ТЭС

Надежность работы электрических станций в значительной мере определяется безопасностью электрооборудования собственных нужд. Повреждение этого оборудования влечет за собой расстройство сложного технологического процесса производства электроэнергии, изменение режимов работы отдельных агрегатов или станции в целом, сопровождается недоотпуском электроэнергии потребителям. Однако как показывает опыт эксплуатации ряда крупных электростанций, эксплуатационная надежность сетей собственных нужд блоков 200 МВт и более остается на достаточно низком уровне. Достаточно обширный статический материал по повреждаемости в сетях с.н. представлен в [1]. Отдельные результаты, которых по ряду крупных тепловых электростанций приведены в табл. 1.

Из анализа табл. 1 следует, что ежегодно на тепловых электростанциях повреждается около 6% от всех установленных электродвигателей. При этом, например на Углегорской ТЭС ОАО «Донбасэнерго» в среднем ежегодно повреждается около 35 крупных электродвигателей (табл. 2), работающие в тяжелых условиях загрязнения и увлажнения, в условиях воздействия больших электродинамических перенапряжений.

Таблица 1 — Количество повреждений электродвигателей 85 блоков десяти блочных ТЭС

Таблица 2 — Количество повреждений электродвигателей различных по назначению механизмов сети СН.

Из анализа этих таблиц следует, что в сложившихся условиях повреждения электрооборудования сетей СН оказывается на достаточно высоком уровне. Анализ этих результатов показывает, что практически 90% случаев нарушения нормальной работы сети начинается с замыкания фаз на землю, поэтому главным направлением борьбы за повышение надежности рабаты сети с.н. является с однофазными замыканиями на землю. Статистические данные по повреждаемости электрооборудования в сети собственных нужд Старобешевской ТЭС представлены на рис. 1.

Из этого рисунка видно, что повреждаются в основном кабели и электродвигатели. Достаточно часто имеют место многоместные пробои изоляции с групповым выходом из строя электрооборудования.

2. Современное состояние проблемы дуговых перенапряжений в сетях СН ТЭС и обоснование методик проведения исследований

В числе исследований многочисленных коммуникационных перенапряжений, возникающих вследствие всякого рода замыканий и размыкания электрических цепей, наибольшее количество исследований было посвящено весьма распространенным перенапряжениям при дуговых замыканиях на землю в высоковольтных сетях, работающих с изолированной нейтралью.

Основоположником исследований этих перенапряжений был немецкий инженер Петерсен, который в 1916 году разработал теорию, объясняющую физическую сущность процесса возникновений максимальных перенапряжений.

В 1923 году два американских инженера Петерсон и Слепян предложили другую теорию, принципиально отличную от теории Петерсена. Позднее эти теории были дополнены результатами работы совецких исследователей Н.М. Джуварлы и Н.Н. Беляковым, которые на основании теоретических и лабораторных исследований в отношении уровней максимальных перенапряжений и формы их развития, сделали свои предложения.

В 1957 году Н.Н. Беляковым была опубликована теория возникновения перенапряжений при дуговых замыканиях на землю в сетях с изолированной нейтралью.

Как известно, при замыкании фазы на землю в сети с изолированной нейтралью в установившемся режиме напряжение на неповрежденных (здоровых) фазах возрастает до линейного значения. Однако установившемуся режиму предшествует переходной процесс, кратность перенапряжений в котором как на здоровых, так и на поврежденных фазах может достигать значительно большей величины. Процесс осложняется тем, что в подавляющем большинстве случаев замыкание на землю происходит через дугу, возникающую в результате перекрытия или пробоя изоляции. При этом горение дуги не является устойчивым, а наблюдаются повторные горения и зажигания ее (перемежающаяся дуга), которые приводят к развитию переходных колебательных процессов и возрастанию перенапряжений. Величина перенапряжений зависит как от условия гашения дуги, так и от характера процесса восстановления электрической прочности дугового промежутка после её гашения.

С момента замыкания на землю через дугу проходит ёмкостный ток рабочей частоты:

и ток высокочастотных колебаний. Можно предположить, что гашение дуги происходит при прохождении через нуль тока высокочастотных колебаний (теория Петерсена) либо при прохождении тока рабочей частоты через нулевое значение (теорие Петерса и Слепяна), а зажигается при максимуме напряжения на повреждённой фазе.

Согласно теории Петерсена, максимальные перенапряжения на здоровых фазах в переходном режиме могут быть определены по формуле:

где Uф – амплитуда фазного напряжения;

– коэффициент, зависящий от соотношения междуфазных и ёмкостей по отношению к земле С0 для исследуемой сети;

– коэффициент, зависящий от ёмкости, индуктивности источника питания и активного сопротивления утечек через изоляцию сети;

– выражение, определяющее затухание амплитуды переходного процесса, связанного с утечками энергии через активные сопротивления сети. Максимальное напряжение на повреждённой фазе при этом может быть оценено по выражению:

Согласно этой теории перенапряжения на неповреждённых фазах могут повышаться до 7.5Uф, а на повреждённой фазе они достигают 3.7 Uф. По Петерсу и Слепяну гашение дуги происходит через полпериода после зажигания, когда свободные колебания затухают и мгновенные значения напряжения на неповреждённых фазах достигает своего максимального значения, а смещение нейтрали:

максимальное значение перенапряжений на здоровых фазах составит

а напряжение на повреждённой фазе в зависимости от момента её пробоя определяется из выражения

Таким образом, согласно теории Петерса и Слепяна, в результате перезарядки емкостей проводов при зажигании и гашении дуги напряжения на исправном проводе достигает значений 3.5Uф, а на повреждённом проводе – 2 Uф. Указанные значения перенапряжений хорошо согласуются с результатами расчётов для здоровой и повреждённой фаз, с учётом затухания и междуфазной ёмкости в реальных сетях.

Согласно теории Н.Н. Белякова для возникновения максимального перенапряжения совсем не обязателен ряд повторных зажиганий дуги. Достаточно рассмотреть лишь один цикл зажигание-гашение-зажигание.

Предположенная Н.Н. Беляковым теория занимает промежуточное положение между теориями Петерсена и Петерса и Слепяна. Если по Петерсену процесс горения дуги должен прекратиться при первом же прохождении тока колебаний через нуль, а по Петерсу и Слепяну – при прохождении через нулевое значение тока промышленной частоты, то для возникновения максимальных перенапряжений по Н.Н. Белякову необходимо совпадение двух основных условий в одном цикле зажигание-гашение-зажигание дуги.

Как показали исследования (Н.Н. Беляков), в реальных условиях возможны оба варианта поведения дуги, однако кратности перенапряжений определяются не столько тем, в какой момент происходит гашение дуги, сколько свойствами дугового промежутка и характером процесса нарастания его электрической прочности.

Н.Н. Беляковым учётом реальных физических процессов, имеющих место на дуговом промежутке, предложены следующие математические выражения для определения Uпер и Uпер.п.ф.:

где Uсм – смещение нейтрали; остальные величины имеют тот же смысл, что и ранее

По теории Н.Н. Белякова, в трёхфазной системе с учётом затухания высокочастотных колебаний максимальные перенапряжения на здоровых фазах не превышают значений (3.2-3.4)Uф, а на повреждённой Uпер.п.ф. – 2.2 Uф. Многочисленные эксперименты в реальных сетях 6-10кВ подтвердили, что перенапряжения при дуговых замыканиях на землю не превышают указанных величин. Длительные перенапряжения такого порядка для сетей с изолированной нейтралью опасны только для ослабленной изоляции электрооборудования, которое может быть в системе. Следует заметить, что эти перенапряжения опасны не только своей амплитудой, но и длительностью, и высокочастотным характером процесса. Кроме того, они охватывают всю сеть в целом, что повышает вероятность перекрытия изоляции, которое может произойти не только у места замыкания, но и в удалённых точках. Одновременно с этим, как уже отмечалось, длительное существования дуги замыкания на землю обычно приводит к междуфазному короткому замыканию, сопровождающемуся отключением электроустановки. Поэтому в тех случаях, когда нельзя рассчитывать на самопроизвольное угасание дуги, необходима быстрая ликвидация дуги замыкания на землю, которая может быть достигнута путём ограничения тока через дуговой промежуток и уменьшения скорости восстановления напряжения.

Таким образом, перенапряжениям при дуговых замыканиях фазы на землю традиционно уделялось большое внимание ведущими специалистами мировой энергетики. Исследования проводились как в реальных сетях, так и на математических моделях, и на физических моделях электрических сетей. За более чем полувековой период работы накоплен большой теоретический и экспериментальный материал, реализация которого в практику позволила существенно повысить надёжность работы электрооборудования сетей рассматриваемого класса напряжения. Однако до настоящего времени в литературе имеется много противоречивых, а иногда и противоположных данных, полученными различными исследователями по рассматриваемой проблеме. Такие противоречия обусловлены сложностью и многообразием факторов, влияющих на характер переходных процессов и величину перенапряжений в разных по параметрам и режиму заземления нейтрали электрических сетях.

В настоящее время в условиях постоянного ухудшения состояния изоляции электрооборудования систем электроснабжения собственных нужд ТЭС из-за отсутствия средств на замену и качественного восстановления изношенного электрооборудования актуальность этой проблемы ещё больше возрастает, так как показано ранее, они являются основной причиной повреждаемости электрооборудования. Поскольку надёжные средства защиты от дуговых перенапряжений отсутствуют, то успешное решение проблемы может быть найдено только в оптимизации режимов нейтрали сетей собственных нужд в сочетании с различными схемными решениями.

Наиболее достоверные результаты могут быть получены при проведении опытов в реальных сетях, но возможности этого метода ограничены рядом объективных факторов, основными из которых являются: невозможность идентификации условий проведения экспериментов от опыта к опыту; сложность регистрации таких быстропротекающих и не периодически повторяющихся процессов, какие имеют место при однофазных замыканиях на землю; ограниченность объёма исследований, вызванной неизбежностью вывода из строя дорогостоящего электрооборудования при проведении большого числа опытов и т.д. Всё это не даёт возможность получить требуемого объёма информации, позволяющего дать правдивые ответы на большое число стоящих перед проблемой вопросов.

Возможности математических методов моделирования переходных процессов при ОЗНЗ ограничены громоздкостью схем замещения в случае удовлетворения требований учёта необходимых элементов сети и достаточности распределения их параметров, трудностью определения параметров схемы замещения отдельных элементов сети, чрезвычайной сложностью моделирования заземляющих дуг, большим объёмом расчётной части и т.д. Принятие всяких допущений при составлении схем замещения приводит к резкому снижению эффективности проводимых исследований.

3. Математическая модель для исследования переходных процессов в сети собственных нужд ТЭС

Для анализа переходных процессов в сети собственных нужд ТЭС при дуговых замыканиях на землю примем за основу схему электроснабжения с.н. ТЭС показанную на рис. 2.

В отличие от известных математических моделей систем электроснабжения такого типа будем учитывать:

1) замыкания на землю в обмотках статора асинхронных двигателей и учёт их влияния на характер протекания процессов в зависимости от степени удалённости точки замыкания от выводов статора;

2) смещение нейтрали сети в доаварийном режиме за счёт несимметричной по фазам нагрузки или различной активно-ёмкостной проводимости фазной и междуфазной изоляции;

3) наличие специального присоединительного трансформатора для частичного заземления нейтрали через активное сопротивление или токоограничивающий реактор;

4) наличие нелинейных ограничителей перенапряжений, подключённым к сборным шинам 6 кВ;

5) различные условия горения дуги — погасание дуги при переходе через ноль тока промышленной частоты или тока высокочастотных колебаний;

6) различную величину пробоя дугового промежутка при повторном зажигании перемежающейся дуги.

При составлении схемы замещения учитываем относительно малую протяжённость кабельных присоединений для условий собственных нужд электростанций (до 0.5 км) можно принять для всех элементов исследуемой сети сосредоточенные параметры. Будем рассматривать также исследуемую сеть как линейную, т.е. насыщением отдельных элементов пренебрегаем. Исходя из изложенного на рис. 3 показана схема замещения исследуемой сети, принятая в основу математической модели.

На этой схеме замещения источник питания представлен фазными ЭДС, индуктивностью рассеяния L и активным сопротивлением R. В схеме замещения сеть учтена емкостями (Са, Сb, Сс) и активными сопротивлениями (Rua, Rub, Ruc) изоляции фаз на землю, индуктивно-ёмкостными (М, См) междуфазными связями, ёмкость которых имеет активное сопротивление утечки RТ. В нейтраль этого трансформатора может быть подключен токоограничивающий резистор RD или дугогасящий реактор LD. Высоковольтный асинхронный электродвигатель включён в схему замещения фазными сверхпереходными индуктивностями рассеяния L1 и сопротивлениями R1. В одной из фаз электродвигателя предусмотрена возможность изменения места возникновения однофазного замыкания на землю вдоль обмотки путём введения изменяемых сопротивлений R11, R12 и индуктивностей рассеяния L11, L12. Цепь замыкания фазы на землю в обмотке двигателя имитируется его ёмкостью Cz и активным сопротивлением дуги Rz. Оксидно-цинковые ограничители перенапряжений (ОПН), устанавливаемые на сборных шинах или выводах двигателей, учитываются нелинейными зависимостями их активного сопротивления от тока или напряжения.

Математическая модель описывается следующей системой дифференциальных уравнений:

4. Результаты исследования переходных процессов в сети собственных нужд электростанций при дуговых замыканиях на землю

В результате большого объёма исследований, которые проводились с использованием математической модели, для разных по параметрам и режиму заземления нейтрали сетей с.н. ТЭС установлено, что основным фактором, который определяет характер переходных процессов и величину перенапряжений при ОЗНЗ в сети с изолированной нейтралью является ёмкость фаз по отношению к земле и междуфазная ёмкость, индуктивность источника питания и трансформаторов, характер нагрузки, сопротивление в месте замыкания фазы на землю и т.д. Для возникновения предельных кратностей перенапряжений в сети с заданными параметрами решающее значение оказывают: величина мгновенного значения напряжения на повреждённой фазе в момент первичного зажигания дуги, момент погасания дуги и напряжение при повторном и последующем зажигании дуги.

Ниже приведены расчётные осциллограммы переходных процессов в сети с.н. ТЭС при дуговых замыканиях на землю. Первый и последующие пробои произошли при максимуме напряжения повреждённой фазы, а гашение дуги в момент прохождения тока промышленной частоты (рис. 4) и полного тока замыкания (рис. 5) через нуль.

Рисунок 4 — Процессы при дуговом замыкании фазы С на землю по теории Петерса и Слепяна в сети с изолированной нейтралью (ток замыкания фазы на землю – 30 А)

Рисунок 4 — Процессы при дуговом замыкании фазы С на землю по теории Петерса и Слепяна в сети с изолированной нейтралью (ток замыкания фазы на землю – 30 А)

Как показали исследования для разных по параметрам электрических сетей СН ТЭС максимум перенапряжений на опережающей фазе после пробоя изоляции достигает (2.4-2.5)Uф, а при последующих пробоях величина перенапряжений на здоровых фазах вырастает до 3,5 и даже 4Uф. Эскалация (постепенное нарастание) перенапряжений в сети при горении дуги по второму сценарию обусловлено ростом напряжения на нейтрали в процессе многократного зажигания и гашения дуги тока замыкания в дуговом промежутке. Для сетей СН ТЭС, с характерными для них параметрами, величина перенапряжений может составить (3.2-3.5)Uф. При появлении в сети несимметрии напряжений по фазам перенапряжения могут существенно вырасти, так как исследованиями установлено, что кратность дуговых перенапряжений вырастает приблизительно пропорционально величине смещения нейтрали.

В современных условиях, улучшить работу электрооборудования сети собственных нужд можно за счёт перевода сети из режима с изолированной нейтралью в режим с резистивно-заземлённой нейтралью, т.е. заземлением нейтрали через активный резистор величиной порядка 130-150Ом.

Ограничение кратности дуговых перенапряжений при резистивном заземлении нейтрали происходит за счёт разряда ёмкости здоровых фаз и снижению напряжения на нейтрали до значения, которое исключает эскалацию перенапряжений при повторных пробоях ослабленной изоляции аварийной фазы. Расчётная осциллограмма переходного процесса в сети с.н. ТЭС с резистивно-заземлённой нейтралью представлена на рис. 6.

Рисунок 6 — Процессы при замыкании фазы С на землю в сети с резистивно-заземлённой нейтралью

Выводы

В результате выполнения работы был дан анализ процессов, которые имеют место в сетях собственных нужд ТЭС при дуговых замыканиях на землю. Следует отметить, что исследования велись с учётом текущего состояния сетей на основании реальных эксплуатационных данных.

Основные результаты работы заключаются в следующем:

1) дана оценка настоящего состояния проблем сетей собственных нужд ТЭС, откуда мы видим, что немедленно необходимо заменить электрическое оборудование, потому что его изоляция практически износилась, или использовать необходимые меры для обеспечения работы оборудования в конкретных условиях;

2) для расчёта использовалась математическая модель сети собственных нужд ТЭС написанная на языке программирования Fortran, с учётом возможности воспроизведения разных режимов её работы;

3) определены предельные кратности дуговых перенапряжений в сети собственных нужд для условий Старобешевской ТЭС;

4) рассмотрен вариант заземления нейтрали через высокоомный резистор, а также дана оценка данного метода заземления.

Список источников

1. Перехідні процеси в системах електропостачання власних потреб електростанцій: Навч. посібник/ В.Ф. Сивокобиленко, В.К. Лебедєв — Донецьк: РВА ДонНТУ, 2002. — 136 с.

2. Долгинов А.И. Техника высоких напряжений в электротехнике. — Москва: «Энергия», 1968. — 464 с.

3.Сивокобыленко В.Ф., Дергилёв М.П. Режимы работы нейтрали распределительных сетей 6-10 кВ. — Сб. научных трудов ДонГТУ. Серия: Электротехника и энергетика, вып. 67: — Донецк: ДонНТУ, 2003. — С. 49 – 58.

4.Сивокобыленко В.Ф., Лебедев В.К., Махинда Сильва. Анализ процессов дуговых замыканий на землю в сетях собственных нужд ТЭС и АЭС. — Сб. научных трудов ДонГТУ. Серия: Электротехника и энергетика, вып. 17: — Донецк: ДонГТУ, 2000. — С. 129 – 133.

5. Лихачев Ф.А. Перенапряжения в сетях собственных нужд // Электрические станции. — 1983. — №10.— C. 37– 41.

6. Зильберман В.А., Эпштейн И.М. др. Влияние способа заземления нейтрали сети собственных нужд блока 500 МВт на перенапряжения и работу релейной защиты. // Электричество. — 1987. — №12. — С. 52 – 56.

7. Дергилев М.П., Обабков В.К. Неснижаемые кратности перенапряжений в сети 6-35 кВ с резистивным заземлением нейтрали. // Наука, техника, бизнес в энергетике. — Екатеринбург. — 2002. — №5. — С. 10 – 14.

8. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций. — Москва: Энергоатомиздат, 1989. — 490 с.

9. Гиндулин Ф.А., Гольдштейн В.Г., Дульзон А.А., Халилов Ф.А. Перенапряжения в сетях 6-35 кВ. — Москва: Энергоатомиздат, 1989. — 234 с.

10. Сирота И.М., Кисленко С.Н., Михайлов А.М. Режимы нейтрали электрических сетей. — Киев.: Наук. Думка, 1985 . — 190 с.

11. Лихачев Ф.В. Замыкания на землю в сетях с изолированной нейтралью и с компенсацией емкостных токов. — Москва: Энергия, 1971. — 254 с.

ВРД 39-1.10-071-2003

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»

ООО «НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ

И ГАЗОВЫХ ТЕХНОЛОГИЙ — ВНИИГАЗ» (ООО «ВНИИГАЗ»)

Система нормативных документов в газовой промышленности

Ведомственный руководящий документ

ПРАВИЛА технической эксплуатации электростанций

собственных нужд объектов ОАО «Газпром»

ВРД 39-1.10-071-2003

Предисловие

1 РАЗРАБОТАН Обществом с ограниченной ответственностью «Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий — ВНИИГАЗ»(ООО «ВНИИГАЗ»)

2. УТВЕРЖДЕН Управлением энергетики ОАО «Газпром» 11 декабря 2002 г.

3 СОГЛАСОВАН Начальником Управления энергетики Г.Р. Шварцем

4 ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ с 03 января 2003 г.

5. ИЗДАН Обществом с ограниченной ответственностью «Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий — ВНИИГАЗ»

ВРД разработан коллективом сотрудников ООО «ВНИИГАЗ» и Управления энергетики ОАО «Газпром»

Руководитель разработки Трегубов И. А., академик АЭН РФ

от ООО «ВНИИГАЗ» Трегубов И. А., академик АЭН РФ, Джигало С.И., Дворяшин В. В.

от Управления энергетики ОАО «Газпром» Белоусенко И.В., д.т.н., Голубев С.В, Лезнов В.Б.

от ДО АО «Оргэнергогаз» Хорунжин В.В.

Введение

В «Концепции развития энергетики ОАО «Газпром» на основе применения собственных электростанций и энергоустановок» [1] поставлена задача обеспечить энергетическую независимость промышленных объектов ОАО «Газпром». Выполнение настоящих Правил должно способствовать решению этой задачи.

Для удобства пользования документом некоторые положения РД 34.20.501 [2] и некоторых других документов повторены в настоящих Правилах.

Требования к проектированию, строительству, монтажу, ремонту и устройству энергоустановок в настоящих Правилах изложены кратко, поскольку они рассматриваются в действующих НД. В их число входят:

— Правила устройства электроустановок [3];

— Правила технической эксплуатации дизельных электростанций [4];

— Правила эксплуатации электроустановок потребителей [5];

— Нормы технологического проектирования дизельных электростанций [6].

— РД 153-34.0-03.150-00 [7];

— Строительные нормы и правила;

— Действующие НД ОАО «Газпром» и другие документы.

1. Область применения

Ведомственный руководящий документ «Правила технической эксплуатации электростанций собственных нужд объектов ОАО «Газпром» (далее — Правила) определяет порядок организации эксплуатации оборудования источников электрической энергии, теплотехнических и электрических коммуникаций ЭСН ОАО «Газпром» с поршневым и газотурбинным приводом.

Настоящие Правила распространяются на такие стационарные и передвижные источники электрической энергии, как бензиновые, дизельные, газовые (с поршневым и газотурбинным приводом) и другие электроустановки единичной мощностью до 25000 кВт, используемые в качестве основных, пиковых, резервных и аварийных источников питания электроприемников потребителей.

Электростанции единичной мощностью электроустановки более 25000 кВт приравниваются к блок-станциям и их эксплуатацию осуществляют по [2].

2. Нормативные ссылки

В настоящем ВРД использованы ссылки на следующие стандарты и нормативные документы:

ГОСТ 12.1.003-83 ССБТ. Шум. Общие требования

ГОСТ 12.1.004-91. Пожарная безопасность. Общие требования

ГОСТ 12.1.012-90 ССБТ. Вибрационная безопасность. Общие требования

ГОСТ 24.104-85. Автоматизированные системы управления. Общие технические требования

ГОСТ 27.002-89 Надежность в технике. Основные понятия. Термины и определения

ГОСТ 5542-87 Газы горючие природные для промышленного и коммунально-бытового назначения. Технические условия

ГОСТ 13109-97 Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения

ГОСТ 13822-82 Электроагрегаты и передвижные электростанции дизельные. Общие технические условия

ГОСТ 15150-69 Машины, приборы и другие технические изделия. Исполнения для различных климатических районов. Категории, условия эксплуатации, хранения и транспортирования в части воздействия климатических факторов внешней среды

ГОСТ 20440-75 Установки газотурбинные. Методы испытаний

ГОСТ 23377-84 Электроагрегаты и передвижные электростанции с двигателями внутреннего сгорания

ГОСТ 26658-85 Электроагрегаты и передвижные электростанции с двигателями внутреннего сгорания. Методы испытаний

ГОСТ 28775-90 Агрегаты газоперекачивающие с газотурбинным приводом. Общие технические условия

ГОСТ 29328-92 Установки газотурбинные для привода турбогенераторов. Общие технические условия

ГОСТ Р 51249-99 Дизели судовые, тепловозные и промышленные. Выбросы вредных веществ с отработавшими газами. Нормы и методы определения

3. Термины и определения

В настоящем ВРД применяют следующие термины с соответствующими определениями:

4. Перечень сокращений, условных обозначений

АВО Аппарат воздушного охлаждения

АВР Автоматическое выключение резервного питания

АРВ Автоматический регулятор возбуждения

АС ДУ Автоматизированные системы диспетчерского управления

АСУ Автоматизированная система управления

АСУ ТП Автоматизированная система управления технологическим процессом

АСУ П Автоматизированная система управления производством

БПГУ Бинарная парогазовая установка

БСЗ Бесконтактная система зажигания

ГКС Головная компрессорная станция

ГПА Газоперекачивающий агрегат

ГРС Газораспределительная станция

ГРУ Газораспределительный узел

ГСМ Горюче-смазочные материалы

ГТГ Газотурбинный генератор

ГТД Газотурбинный двигатель

ГТУ Газотурбинная установка

ГТЭС Газотурбинная электростанция

ГЩУ Главный щит управления

ДВС Двигатель внутреннего сгорания

ЗРУ Закрытое распределительное устройство

ЗРУ СП ЗРУ сторонних потребителей

ИИС Информационно-измерительная система

КВОУ Комплектное воздухоочистительное устройство

КЗ Короткое замыкание

КИП и А Контрольно-измерительные приборы и автоматика

КПД Коэффициент полезного действия

КРУ Комплектное распределительное устройство

КС Компрессорная станция

КС МГ Компрессорная станция магистрального газопровода

КТП Комплектная трансформаторная подстанция

КЦ Компрессорный цех

ЛПУ Линейное производственное управление

ЛЭС Линейно-эксплуатационная служба

НИР Научно-исследовательская работа

НД Нормативная документация

ОЗЗ Однофазное замыкание на землю

ОИИУС Отраслевая интегрированная информационно-управляющая система

ОКР Опытно — конструкторская работа

ОПН Ограничитель перенапряжения нелинейный

ПА Противоаварийная автоматика

ПГУ Парогазовая установка

ПЗУ Подзарядное устройство

ППБ Правила пожарной безопасности

ППР Планово-предупредительный ремонт

ПТБ Правила техники безопасности

ПТЭ Правила технической эксплуатации

ПУЭ Правила устройства электроустановок

ПХГ Подземное хранилище газа

ПЭЭП Правила эксплуатации электроустановок потребителей

РЗ Релейная защита

РЗА Релейная защита и автоматика

РУ Распределительное устройство

САУ Система автоматического управления

СДТУ Средства диспетчерского и технологического управления

СИ Средства измерений

СМР Строительно-монтажные работы

СНиП Строительные нормы и правила

ТЗ Техническое задание

ТСН Трансформатор собственных нужд

ТУ Технические условия

УТО Утилизационный теплообменник

УХЛ Умеренный и холодный климат

XX Холостой ход

ЦЩУ Центральный щит управления

ЩПТ Щит постоянного тока

ЭВМ Электронная вычислительная машина

ЭСН Электростанция собственных нужд

5. Общие положения

5.1 Основной задачей ЭСН является производство, распределение и отпуск электрической энергии и тепла (при наличии систем утилизации) электроприемникам промышленных объектов и социальной сферы предприятий ОАО «Газпром».

5.2 Используемое на ЭСН оборудование, аппараты и другие устройства должны соответствовать требованиям государственных стандартов или техническим условиям, утвержденным в установленном порядке.

Каждый электрик должен знать:  Схема освещения в доме

5.3 При совместной работе нескольких электростанции или электростанции с энергосистемой (РАО «ЕЭС России» ) для управления и регулирования режимов их работы должны создаваться диспетчерские службы.

5.4 Установку и подключение ЭСН к сети (электроприемнику) потребителя производят с учетом требований ПУЭ [3], инструкций завода-изготовителя и других НД, а также с учетом местных условий.

5.5 К эксплуатации допускают ЭСН, на которых полностью смонтированы, проверены и испытаны в необходимом объеме оборудование, устройства защиты и автоматики, контрольно-измерительные приборы и сигнализация, провода и кабели, средства защиты.

5.6 При приемке в эксплуатацию ЭСН режим работы нейтрали электростанции и защитные меры электробезопасности должны соответствовать режиму нейтрали и защитным мерам, принятым в сети (электроприемниках) потребителей.

5.7 Подключение аварийной или резервной электростанции к сетям (электроприемникам) потребителя вручную разрешается только при наличии блокировок между коммутационными аппаратами, исключающих возможность одновременной подачи напряжения в сеть потребителя и в сеть энергоснабжающей организации.

5.8 Автоматическое включение аварийной или резервной электростанции, в случае исчезновения напряжения со стороны энергосистемы осуществляют с помощью устройств автоматики, обеспечивающих предварительное отключение коммутационных аппаратов электроустановок потребителя от сети энергоснабжающей организации и последующую подачу напряжения электроприемникам от электростанции.

5.9 До ввода в эксплуатацию ЭСН, работа которой возможна параллельно с сетью энергоснабжающей организации, должна быть разработана и согласована с энергоснабжающей организацией инструкция, определяющая режим работы ЭСН и порядок взаимоотношений между сторонами при ее использовании.

5.10 Для обслуживания ЭСН должен быть выделен персонал, подготовленный в соответствии с настоящими Правилами и имеющий соответствующую квалификационную группу по электробезопасности. Обслуживающий персонал в своих действиях должен руководствоваться требованиями инструкции по обслуживанию и эксплуатации ЭСН и НД.

6. Электростанции собственных нужд

6.1 Область применения ЭСН

6.1.1 На ЭСН газодобывающих и газотранспортных предприятий ОАО «Газпром» применяют газотурбинные и поршневые электроагрегаты, которые используют в качестве основных (базовых) резервных и аварийных источников электроснабжения (таблица 1).

6.1.2 Ниже приведены требования к вновь создаваемым и модернизируемым основным и резервным ЭСН с газотурбинным и поршневым приводом, работающим на природном газе.

Таблица 1 — Назначение ЭСН

6.1.3 В случае применения ДВС, работающих на жидком топливе, необходимо руководствоваться инструкцией по эксплуатации данного двигателя.

6.1.4 В качестве привода для электроагрегатов мощностью свыше 1500 — 2500 кВт рекомендуется использовать ГТД. ДВС имеют приоритет по КПД и моторесурсу, однако ГТД не требуют массивного фундамента и больших СМР на месте установки, обладают наибольшей энергонезависимостью, так как вспомогательные механизмы (маслонасосы смазки и регулирования) могут иметь привод от вала ГТД, а охлаждение масла может быть выполнено цикловым воздухом. Обоснование применения типа привода производят на стадии разработки исходных требований и технико-экономических обоснований привода в каждом конкретном случае.

6.1.5 Применение поршневых двигателей, работающих на природном газе, характерно для электроагрегатов небольшой мощности (до 1500 — 2500 кВт) для нефтегазовой промышленности.

6.1.6 Общее количество и мощность агрегатов, устанавливаемых на ЭСН, определяют в соответствии с [9] и принимают на основании технико-экономических расчетов и расчетов надежности электроснабжения объекта.

6.1.7 При выборе единичной мощности ГТД для привода генератора необходимо учитывать снижение мощности агрегата при максимальных температурах и повышение — при минимальных. Изменение мощности определяют по ТУ на поставку агрегатов. В случае отсутствия в ТУ поправок мощности, номинальная мощность для конкретных условий применения должна быть рассчитана в соответствии с ГОСТ 20440. Параметры ДВС несущественно меняются от внешних условий.

6.1.8 Выбор электроагрегатов по уровню автоматизации для основных и резервных электростанций производят с учетом допустимой длительности перерывов электроснабжения и ущерба для технологического процесса добычи и транспорта газа, а также с учетом применения аварийных источников энергии.

6.2 Приемка в эксплуатацию оборудования и сооружений

6.2.1 Полностью законченные строительством ЭСН, а также, в зависимости от сложности, их очереди и пусковые комплексы должны быть приняты в эксплуатацию в порядке, установленном действующими правилами. Данное требование распространяется также на приемку в эксплуатацию станций после расширения, реконструкции, технического перевооружения.

6.2.2 Пусковой комплекс ЭСН, включающий в себя часть полного проектного объема, должен обеспечивать нормальную эксплуатацию ЭСН при заданных параметрах. В него входит: оборудование, сооружения, здания (или их части) производственного, подсобно-производственного, вспомогательного, бытового, транспортного, ремонтного и складского назначения, СДТУ, средства связи, инженерные коммуникации, очистные сооружения, благоустроенная территория, обеспечивающие производство, передачу и отпуск потребителям электрической энергии и тепла. В объеме, предусмотренном проектом для данного пускового комплекса, должны быть обеспечены нормативные санитарно-бытовые условия и безопасность для работающих, защита от загрязнения водоемов и атмосферного воздуха; пожарная безопасность.

Пусковой комплекс должен быть разработан и представлен генеральным проектировщиком в установленные сроки, согласован с заказчиком и генподрядчиком.

6.2.3 Перед приемкой в эксплуатацию электростанции (пускового комплекса) должны быть проведены:

— индивидуальные испытания оборудования и функциональные испытания отдельных систем;

— комплексное опробование оборудования.

Во время строительства и монтажа зданий и сооружений должны быть проведены промежуточные приемки узлов оборудования и сооружений, в том числе скрытых работ.

6.2.4 Индивидуальные и функциональные испытания оборудования и отдельных систем должны быть проведены генподрядчиком с привлечением персонала заказчика по проектным схемам после окончания всех строительных и монтажных работ по данному узлу.

Перед приемочными испытаниями должно быть проверено выполнение настоящих Правил, СНиП, стандартов, включая стандарты безопасности труда, норм технологического проектирования, правил Госгортехнадзора и других органов надзора, ПУЭ, правил техники безопасности и промышленной санитарии, правил взрыво- и пожаробезопасности, указаний заводов-изготовителей, инструкций по монтажу оборудования.

6.2.5 Дефекты и неполадки, допущенные в ходе строительства и монтажа, а также дефекты оборудования, выявленные в процессе индивидуальных и функциональных испытаний, должны быть устранены строительными и монтажными организациями и заводами-изготовителями до начала комплексного опробования.

6.2.6 До приемочных испытаний электростанции заказчиком должны быть проведены пробные пуски. При пробном пуске должны быть проверены работоспособность оборудования и технологических схем, безопасность их эксплуатации, проведена проверка и настройка всех систем контроля и управления, устройств защиты и блокировок, устройств сигнализации и контрольно-измерительных приборов, проверена готовность оборудования к комплексному опробованию.

Перед пробным пуском должны быть подготовлены условия для надежной и безопасной эксплуатации электростанции:

— укомплектован, обучен эксплуатационный и ремонтный персонал;

— разработаны эксплуатационные инструкции и оперативные схемы, техническая документация по учету и отчетности;

— подготовлены запасы топлива, материалов, инструмента и запасных частей;

— введены в действия средства диспетчерского и технологического управления с линиями связи, системы пожарной сигнализации и пожаротушения, аварийного освещения вентиляции;

— смонтированы и налажены системы контроля и управления;

— получены разрешения на эксплуатацию ЭСН от органов Госгортехнадзора и других органов государственного надзора, санитарной инспекции;

— разработаны и утверждены программы и методики проведения приемочных испытаний.

6.2.7 Приемочные испытания проводит заказчик.

При комплексном опробовании должна быть проверена совместная работа основных агрегатов и всего вспомогательного оборудования под нагрузкой.

Началом приемочных испытаний энергоустановки считают момент включения ее в сеть или под нагрузку.

Приемочные испытания оборудования ЭСН считают проведенными при условии нормальной и непрерывной работы основного оборудования в течение 72 ч с номинальной нагрузкой. Если по условиям эксплуатации номинальная нагрузка не может быть достигнута, то испытания оборудования проводят на максимально возможной нагрузке.

При приемочных испытаниях должны быть включены предусмотренные проектом контрольно-измерительные приборы, САУ, АСУ, ТП, блокировки, устройства сигнализации и дистанционного управления, защиты и автоматики.

6.2.8 Для подготовки электростанции (пускового комплекса) к предъявлению приемочной комиссии заказчиком должна быть назначена рабочая комиссия, которая принимает по акту оборудование после проведения его индивидуальных испытаний перед приемочными испытаниями. С момента подписания этого акта заказчик несет ответственность за сохранность оборудования.

Рабочая комиссия должна принять по акту оборудование после приемочных испытаний и устранения выявленных дефектов и недоделок, а также составить акт о готовности законченных строительством зданий и сооружений для предъявления его приемочной комиссии.

6.2.9 При приемке оборудования, зданий и сооружений рабочей комиссией генеральная подрядная строительная организация должна представить заказчику документацию в объеме, предусмотренном действующими СНиП и отраслевыми правилами приемки.

6.2.10 Контроль за устранением дефектов и неполадок, выявленных рабочей комиссией, должен осуществлять заказчик, который предъявляет энергообъекты к приемке.

6.2.11 Приемка в эксплуатацию пусковых комплексов, очередей или ЭСН в целом должна быть произведена приемочной комиссией.

Приемочная комиссия по приемке ЭСН назначается заказчиком.

6.2.12 После приемочных испытаний и устранения выявленных дефектов и неполадок приемочная комиссия должна оформить акт приемки в эксплуатацию оборудования с относящимися к нему зданиями и сооружениями.

Приемка в эксплуатацию оборудования, зданий и сооружений с дефектами и недоделками запрещена.

6.2.13 Заказчик должен представить приемочной комиссии документацию, подготовленную рабочей комиссией, в объеме, предусмотренном действующими СНиП и отраслевыми правилами приемки.

Все документы должны быть занесены в общий каталог, а в отдельных папках с документами должны быть заверенные описи содержимого. Документы необходимо хранить в техническом архиве заказчика вместе с документами, составленными приемочной комиссией.

6.2.14 Законченные строительством отдельно стоящие здания, сооружения и электротехнические устройства, встроенные или пристроенные помещения производственного, подсобно-производственного и вспомогательного назначения со смонтированным в них оборудованием, средствами управления и связи, принимаются в эксплуатацию рабочими комиссиями по мере их готовности до приемки пускового комплекса для предъявления их приемочной комиссии.

6.2.15 Датой ввода ЭСН в эксплуатацию считают дату подписания акта приемочной комиссией.

6.3 Программа и методика приемочных испытаний

6.3.1 Типовые программы и методики распространяются на электроагрегаты и электростанции и используются при проведении приемочных испытаний.

6.3.2 Задачи приемочных испытаний:

— определение соответствия конструкции ТЗ, рабочей документации, ТУ, государственным и отраслевым стандартам;

— оценка эффективности технического обслуживания;

— определение эргономических показателей, показателей унификации и стандартизации;

— оценка технической эстетики;

— определение технического уровня;

— определение соответствия требованиям техники безопасности, санитарным нормам и правилам.

6.3.3 Программа испытаний предусматривает режимы, учитывающие не только номинальные, но и предельные значения изменения внешних и внутренних параметров (в пределах, предусмотренных ТУ) и наиболее неблагоприятные их сочетания, возможные в процессе эксплуатации.

6.3.4 Испытания разделяют на следующие этапы:

— подготовка к испытаниям;

— оценка пусковых качеств;

— определение основных, в том числе теплотехнических показателей и характеристик;

— испытания систем автоматического регулирования, управления и защиты;

— испытания вспомогательных систем и устройств;

— определение качества вырабатываемой электроэнергии;

— проверка показателей надежности при непрерывной работе с номинальной нагрузкой.

Общая наработка электроагрегата или электростанции к началу приёмочных испытаний должна быть не менее 100 ч с учетом результатов предварительных испытаний.

Количество пусков ГТЭС к началу приемочных испытаний должно быть не менее 10, в том числе из холодного состояния (при начальной температуре масла двигателя и редуктора равной температуре воздуха в отсеке) — не менее пяти раз.

6.4 Подготовка к испытаниям

6.4.1 К приемочным испытаниям электроагрегат или электростанция должны быть подготовлены в полном соответствии с ТУ на поставку, в том числе с комплектом инструментов, приспособлений, запасных частей и сборочных единиц, прилагаемых к изделию.

6.4.2 Примерный перечень документации, представляемой приемочной комиссии:

— комплект конструкторской документации (рабочий проект) и эксплуатационной документации (инструкция по эксплуатации и регламент технического обслуживания) на электроагрегат или электростанцию и их основные составные элементы: двигатель, генератор, САУ, КРУ, УТО;

— ТЗ на основные составные части;

— ТУ (проекты) на двигатель, генератор, САУ, КРУ, УТО;

— сведения по анализу топлива, масла и других эксплуатационных материалов;

— акт проверки силовой автоматики и источника гарантированного электропитания;

— акт проверки высоковольтного оборудования и релейной защиты;

— акт измерения переходных электрических сопротивлений, заземляющих и молниезащитных устройств и сопротивления растекания тока по контуру заземления;

— акт приемки системы контроля загазованности и системы пожаротушения в эксплуатацию;

— акт и протоколы комиссии по предварительным испытаниям с заключением о возможности проведения приемочных испытаний;

— формуляры (паспорта) на электроагрегат и его основные составные части;

— акт проверки концентрации вредных выбросов в выхлопных газах;

— акт метрологической аттестации каналов САУ;

— заключение по безопасности эксплуатации электроагрегата или электростанции, в том числе по электробезопасности;

— отчеты по опытно — конструкторским работам, проводимым в обеспечение создания электроагрегата или электростанции;

— справка о разработанном нестандартном технологическом оборудовании, оснастке, средствах измерений и контроля;

— акт и протоколы предварительных испытаний электроагрегата или электростанции и их систем на стендах изготовителей или на месте эксплуатации, оформленных в процессе предварительных испытаний;

— расчеты, необходимые для подтверждения технических характеристик.

6.4.3 В подготовительный период приемочная комиссия проводит следующую работу:

— проверяет комплектность опытного образца и его соответствие предъявленной документации;

— анализирует предъявленную документацию и оценивает результаты проведения НИР и ОКР и результаты предварительных испытаний;

— дает разрешение на начало приемочных испытаний;

— утверждает график проведения приемочных испытаний.

6.4.4 До начала испытаний все непосредственные участники испытаний, в том числе и члены приемочной комиссии, должны быть ознакомлены с правилами техники безопасности.

6.5 Оценка пусковых качеств

6.5.1 Пусковые характеристики определяют при пуске из холодного и прогретого резерва, в процессе которого фиксируют во времени следующие параметры:

— частоту вращения ротора ГТУ или коленвала ДВС;

— давление воздуха после турбокомпрессора;

— температуру продуктов сгорания;

— давление и расход топливного газа;

— расход пускового газа (в случае применения пускового турбодетандера);

— давление и температуру охлаждающей жидкости;

— угол опережения зажигания для газовых ДВС;

— основные моменты пуска: подачу сигнала на пуск, начало работы системы зажигания, включение и отключение стартера, открытие кранов подачи топлива, отключение пусковых насосов, выход на режим устойчивого холостого хода.

Проводят проверку уровня вибрации в характерных точках ГТУ и температуры выхлопных газов по цилиндрам ДВС.

6.5.2 Для проверки надежности пуска агрегата должно быть выполнено подряд пять успешных автоматических пусков с выходом на номинальную (максимально возможную) мощность.

6.5.3 Должна быть проверена надежность пуска из холодного резерва при минимальной температуре масла и охлаждающей жидкости, указанной в инструкции по эксплуатации, с использованием только штатных нагревательных элементов (2 пуска).

6.5.4 Проверяют работу при нормальном останове с режима полной нагрузки и выбег роторов ГТУ (2 останова).

6.6 Определение основных показателей и характеристик электроагрегатов и электростанций

6.6.1 Испытания на данном этапе проводят с целью получения эксплуатационных характеристик и проверки их соответствия ТУ на поставку.

6.6.2 Основные положения методики испытаний электроагрегатов и электростанций с ГТУ должны соответствовать ГОСТ 20440, а ДВС — ГОСТ 26658.

6.6.3 Нагрузочную характеристику определяют при работе на режимах: холостого хода, 25, 50, 75, 100, 110 % — для ДВС; 120 % номинальной мощности — для ГТУ.

Для каждого режима определяют:

— мощность на клеммах генератора;

— температуру и давление масла, температуру и давление охлаждающей жидкости (для ДВС);

— удельный расход топлива;

— частоту вращения ротора (коленвала для ДВС);

— степень повышения давления в компрессоре;

— температуры по газовоздушному тракту ГТУ (наддувочного воздуха и выпускных газов для ДВС);

— гидравлические сопротивления на всасе и выхлопе.

6.7 Испытания систем автоматического регулирования, управления и защиты

6.7.1 Выполняют проверку функционирования всех защит и автоматики, предусмотренных в ТУ и программе испытаний. При этом могут быть зачтены ранее выполненные испытания при наличии протоколов (актов) испытаний.

В объем испытаний по этапу входят:

— проверка работы агрегата на режимах автоматического пуска и нормального останова;

— проверка надежности защитных устройств;

— проверка электрозащиты генератора от перегрузки и внешних КЗ;

— снятие характеристик генератора КЗ и XX;

— проверка точности поддержания регулируемых параметров;

— определение статических характеристик системы автоматического регулирования;

— определение динамических характеристик систем регулирования и управления при сбросах, набросах нагрузки в соответствии с ТУ;

— проверка функционирования АСУ электростанции и возможность включения в АСУ ТП верхнего уровня в соответствии с [10].

6.7.2 Для электроагрегатов или электростанций с ГТУ проверяют следующие защиты:

— по превышению частоты вращения ротора;

— по превышению максимально допустимой температуры газа в турбине;

— по понижению давления в системе смазки;

— по падению давления топливного газа;

— по превышению температуры подшипников;

— по превышению предельно допустимого уровня вибрации подшипников, а также другие защиты, предусмотренные САУ.

6.7.3 Для электроагрегатов или электростанции с поршневыми газовыми двигателями проверяют защиты по следующим показателям:

— высокая температура масла;

— низкое давление масла;

— низкое давление воздуха в системе управления;

— высокая температура охлаждающей жидкости;

— высокая температура на выпуске;

— предельное отклонение температуры по цилиндрам;

— высокая температура наддувочного воздуха;

— отклонение давления наддувочного воздуха от допустимого уровня;

— отклонение давления основного газа;

— отклонение давления форкамерного газа;

— соотношение расходов воздуха и газа;

— предельное значение частоты вращения;

— перегрузка двигателя свыше 110 % мощности.

6.7.4 На пусковых режимах работы электроагрегата или электростанции с ГТУ проверяют следующие защитные устройства:

— защиту по превышению частоты вращения турбодетандера;

— защиту по погасанию факела (проверку производят прекращением подачи топлива или имитацией погасания факела).

6.7.5 На неработающем агрегате проверяют следующие защитные устройства:

— защиту от осевого сдвига ротора;

— защиту по понижению уровня масла в маслобаке.

6.7.6 Проводят проверку регулирования следующих параметров:

— частоты вращения ротора силовой турбины или коленвала ДВС;

— температуры масла, охлаждающей жидкости;

6.7.7 Выполняют проверку функционирования АСУ ТП электростанции и возможность включения ее в АСУ верхнего уровня, проверку соответствия структуры АСУ утвержденным требованиям по составу технических средств, удобству управления и его быстродействию, помехозащищенности и другим показателям, перечисленным в ТЗ (ТУ). Проверяют наличие интерфейса связи с высшим уровнем и возможность построения АСУ ТП многоагрегатной электростанции на базе используемых технических средств.

6.8 Испытания вспомогательных систем и устройств

6.8.1 Проверяют функционирование системы автоматического регулирования температуры масла и охлаждающей жидкости (для электроагрегата или электростанции с ДВС) при изменении расхода воздуха (изменение положения жалюзи, отключение вентиляторов или изменение их частоты вращения и т. д.).

6.8.2 Производят контроль параметров масляной системы и температур подшипников на режимах с максимально допустимой температурой масла.

6.8.3 В процессе длительных испытаний определяют удельный расход масла и проверяют изменение свойств масла в системах электроагрегата.

6.8.4 Определяют расход электроэнергии электроагрегатом или электростанцией на собственные нужды и его структуру.

6.8.5 Для определения тепловыделений измеряют температуры наружных поверхностей элементов электроагрегата или электростанции и обшивки.

6.8.6 Определяют шумовые и вибрационные характеристики, проверяют их соответствие требованиям ГОСТ 12.1.003 и ГОСТ 12.1.012. Измеряют общие и октавные уровни шума на постоянных рабочих местах обслуживающего персонала и на расстоянии 1 м от наружного контура электроагрегата или электростанции при работе на номинальном режиме. Расположение постоянных рабочих мест обслуживающего персонала должно быть указано в технической документации. Методика проведения измерений уровней звукового давления и обработки результатов должна соответствовать требованиям ГОСТ 20440.

6.8.7 Определяют количество вредных выбросов в атмосферу.

6.8.8 Для исследования работы противообледенительной системы на всасе ГТУ искусственно создают условия для возникновения обледенения при включенной противообледенительной системе, при этом контролируют отсутствие обледенения. Оценивают влияние противообледенительной системы на теплотехнические показатели ГТУ.

6.8.9 Эффективность работы комплексного воздухоочистительного устройства ГТУ проверяют путем искусственного запыления перед КВОУ для воспроизведения условий с различной степенью запыленности в соответствии с ГОСТ 28775. Для искусственного запыления используют фракции частиц до 50 мкм (имитация обычного состояния) и фракции до 160 мкм (имитация пыльной бури).

6.9 Проверка качества вырабатываемой электроэнергии и устойчивости параллельной работы

6.9.1 В программе испытаний должны быть предусмотрены определения следующих статических показателей:

— установившееся отклонение напряжения в установившемся тепловом состоянии при изменении симметричной нагрузки в диапазоне от 10 до 100 % номинальной мощности;

— установившееся отклонение напряжения в установившемся тепловом состоянии при неизменной симметричной нагрузке;

— установившееся отклонение частоты при неизменной симметричной нагрузке;

— статическая характеристика регулятора частоты.

6.9.2 В процессе проведения динамических испытаний определяют максимальный допустимый мгновенный наброс нагрузки, а также возможность сброса 100 % нагрузки с выходом на режим устойчивого холостого хода и последующим нагружением.

6.9.3 Качество вырабатываемой электроэнергии проверяют по всем показателям на соответствие ГОСТ 13109.

6.9.4 По штатным прибором ЭСН определяют параметры входа (U, F) в параллельную работу с внешней сетью или другими источниками электроэнергии, а также равномерность распределения мощности между параллельно работающими агрегатами и величину обменных колебаний.

Устойчивость параллельной работы электроагрегатов и электростанций с поршневым и газотурбинным приводом проверяют в соответствии с показателями ГОСТ 23377.

6.10 Проверка надежности электроагрегата или электростанции — при непрерывной работе с номинальной нагрузкой

6.10.1 В программе испытаний должна быть предусмотрена непрерывная работа для электроагрегатов и электростанций с ГТУ на номинальной нагрузке в течение не менее 72 ч. Если по внешним условиям эксплуатации номинальная нагрузка не может быть достигнута, электроагрегат или электростанцию испытывают на максимально возможной нагрузке.

6.10.2 После проведения длительных испытаний технической экспертизой устанавливают:

— техническое состояние узлов и деталей после испытаний;

— причины неполадок, если они имели место, качество и надежность уплотнений;

— степень сохранения первоначальных регулировок и т. д.

6.11 Оформление документации

6.11.1 Все работы, выполненные на собранном электроагрегате или электростанции, фиксирует сменный персонал в вахтенном эксплуатационном журнале, в котором указывают дату проведения работы, ее вид и время окончания, а также фамилии исполнителей (приложение А).

6.11.2 Параметры режимов работы электроагрегата или электростанции в процессе длительных испытаний фиксируют через каждые два часа в суточной ведомости.

6.11.3 Количество характер пусков, а также остановов и замеченные неполадки фиксируют в вахтенном эксплуатационном журнале.

6.11.4 Формы суточных ведомостей, эксплуатационных формуляров и журналов разрабатывают с использованием правил технической эксплуатации электроагрегатов или электростанций с ГТУ и ДВС.

6.11.5 Результаты испытаний оформляют актами, техническими справками или протоколами испытаний, которые представляют комиссии по испытаниям.

6.11.6 В формулярах ГТЭС, ГТУ, ДВС и паспортах на комплектующие изделия электростанции делают записи, предусмотренные правилами ведения документации.

6.12 Меры безопасности при проведении испытаний

6.12.1 При проведении испытаний электроагрегата или электростанции необходимо руководствоваться [7], [11] и новыми разработками нормативных документов.

6.12.2 К эксплуатации и техническому обслуживанию электроагрегата или электростанции допускают персонал, прошедший обучение и проверку знаний по материальной части, правилам эксплуатации электростанции, технике безопасности и оказанию первой помощи пострадавшему (приложение Б, В).

6.12.3 При проведении работ на станции обслуживающий персонал должен применять исправные и проверенные защитные средства (шлемофоны, диэлектрические перчатки, боты, коврики, инструмент с изолированными ручками и др.).

6.12.4 Рабочие места должны иметь достаточное освещение. При необходимости применяют переносные осветительные приборы с напряжением не более 42 В.

6.12.5 Для оказания первой медицинской помощи на стенде должна находиться аптечка с установленным запасом медикаментов и перевязочных материалов.

6.12.6 При испытаниях электроагрегата или электростанции запрещается:

— снимать кожухи, ограждения, производить чистку агрегатов и уборку помещения стенда при работающем электроагрегате;

— нарушать теплоизоляционные покрытия выхлопной системы;

— производить работы неисправным и нештатным инструментом;

— применять удлинители на ключи различных назначений и рычаги.

6.12.7 Во время испытаний не допускается работа электроагрегата или электростанции при:

— выбросе охлаждающей жидкости из расширительного бака (для ДВС);

— повышенном перепаде температур охлаждающей жидкости и масла;

— выбросе масла через суфлирующую трубу;

— отсутствии оперативного питания в системе управления;

— резком изменении давления масла в автономной масляной системе;

— наличии сильных хлопков;

— обнаружении утечки газа;

— неисправности газового и другого стендового оборудования;

— падении давления пускового и топливного газа ниже допустимого.

7. Требования к ЭСН

7.1 ЭСН, как правило, строят из унифицированных блок-модулей и легко-сборных конструкций зданий. Блочно-модульная конструкция должна позволять нормально эксплуатировать размещенное в ней оборудование, в том числе осуществлять обслуживание и ремонт. Блочно-модульная конструкция должна также обеспечивать длительное хранение оборудования.

7.2 Расположение и компоновка оборудования в модулях не должны затруднять монтаж, демонтаж, а также выемку отдельных устройств узлов и сборочных единиц для их технического обслуживания.

7.3 Помещения ЭСН должны иметь устройства автоматической пожарной сигнализации с выдачей сигнала на ГЩУ и в помещения с постоянным пребыванием эксплуатационного персонала, а наиболее опасные в пожарном отношении помещения ЭСН — установки автоматического пожаротушения в соответствии с ГОСТ 12.1.004.

Перечень наиболее опасных в пожарном отношении объектов и помещений устанавливается соответствующими требованиями норм пожарной безопасности согласно проекта на ЭСН.

7.4 Системы вентиляции и отопления ЭСН разрабатывают с учетом технических требований заводов — изготовителей оборудования, абсолютных максимумов и минимумов температур районов строительства и комфортных условий для обслуживающего персонала.

7.5 На ЭСН также должны быть предусмотрены системы питьевого водоснабжения и канализации, выполняемые в зависимости от мощности ЭСН, самостоятельными или с подключением к соответствующим системам технического объекта.

7.6 Модули многоагрегатных ЭСН должны иметь полную заводскую готовность и позволять собрать на месте монтажа следующие укрупненные блоки:

— машинного зала (допускаются отдельные энергоблоки без общего укрытия);

— ремонтный (с комплектом инструментов, монтажных и погрузочных приспособлений);

— центрального щита управления;

— отключающих кранов и газовых фильтров, установки подготовки топливного и пускового газа;

— повысительной подстанции и ЗРУ.

Кроме вышеперечисленного оборудования в комплексе сооружений ЭСН должны быть включены объекты индивидуального вспомогательного и обслуживающего назначения, определяемые генпроектировщиком ЭСН:

— объединенный вспомогательный корпус и администрация;

— резервуары запаса воды и другое оборудование, обеспечивающее нормальный пуск и жизнеобеспечение ЭСН.

7.7 Модули по своим габаритам и массе должны позволять транспортировку автомобильным, железнодорожным и водным транспортом. Вес одного блок — модуля не более 30 — 60 т.

7.8 Конструкция блоков ЭСН должна обеспечивать выполнение требований настоящих Правил, [2] и других НД.

7.9 ЭСН и ее модули для условий Севера должны, как правило, изготавливаться в климатическом исполнении УХЛ по ГОСТ 15150 для работы при температуре наружного воздуха от минус 55 до плюс 45 °С, относительной влажности воздуха до 98 % при температуре плюс 25 С, сейсмичности до 7 баллов.

Охлаждающий воздух и окружающая среда не должны содержать токопроводящей пыли, взрывоопасных и других смесей вредно действующих на изоляцию обмоток и ухудшающих охлаждение генератора.

Запыленность наружного воздуха не выше 0,5 г/м3 скорость воздушного потока у поверхности земли до 50 м/с, возможно действие любых метеоусловий (дождь, снег, туман, роса, иней).

Должны также учитываться другие природные условия, свойственные району применения.

8. Технологическая часть

8.1 Топливная система

8.1.1 Основным и резервным топливом для агрегатов ЭСН является природный газ, подготовленный в соответствии с требованиями стандартов и ТУ на двигатели. Основные характеристики газообразных топлив приведены в ГОСТ 5542 и таблицах 2 и 3.

8.1.2 Давление и температура природного газа, содержание примесей в газе должны быть согласованы между разработчиком и заказчиком ЭСН.

Таблица 2 — Основные параметры компонентов топлив

8.1.3 Все элементы топливной системы, подводящие газ к двигателю, должны быть размещены в изолирующем коробе, имеющем дверцы для удобства проведения регламентных работ и фланец для присоединения вентиляционной трубы. Короб должен иметь постоянную естественную вентиляцию, а также оборудован принудительной вентиляцией с автоматическим включением от газосигнализатора, датчик которого устанавливается в верхней части короба.

Таблица 3 — Составы природных и искусственных газов, % объема

При концентрации метана в коробе 0,5 % подается предупредительный сигнал на щите оператора и должен включаться вентилятор короба. При концентрации метана 1,0 % срабатывает аварийная сигнализация и должна автоматически отсекаться подача газа к турбогенератору с одновременным сбросом газа в атмосферу через открывшуюся свечу.

Должен быть предусмотрен контроль загазованности помещения ЭСН с подачей предупредительного сигнала на щит при концентрации 0,5 % и аварийного отключения подачи газа к турбогенератору при концентрации метана 1,0 %.

8.1.4 На вводе трубопровода с газом внутрь помещения ЭСН устанавливают отключающее устройство в доступном для обслуживания и освещенном месте. При установке регулятора давления топливного газа внутри помещения ЭСН запорным устройством на вводе может считаться задвижка или кран перед регулятором давления.

8.1.5 Не допускают пересечение трубопроводов с газом вентиляционных шахт, воздуховодов, электрических распределительных проводок.

8.1.6 Топливная система двигателя должна иметь продувочную свечу с запорным устройством. Устройство свечи должно соответствовать требованиям [11].

8.1.7 Арматура, устанавливаемая на трубопроводах топливного газа, должна быть легкодоступна для управления, осмотра и ремонта.

8.1.8 При использовании ЭСН в качестве основного источника энергоснабжения, необходимо обеспечить наличие двух независимых вводов по топливному газу.

8.2 Системы зажигания газовых ДВС

8.2.1 В системах зажигания газовых двигателей применяют БСЗ с батарейным или автономным источником питания, имеющие высокие показатели по наработке на отказ. Электронный коммутатор и датчик-распределитель (датчик-генератор) должны эксплуатироваться без обслуживания в течение не менее трех лет.

8.2.2 В качестве источника питания БСЗ применяют аккумуляторную батарею напряжением 12 В. Целесообразно использовать аккумулятор на группу машин. Аккумуляторы должны подзаряжаться зарядными устройствами.

Подключение цепи питания электронных коммутаторов непосредственно к выпрямителю недопустимо, так как это приводит к немедленному выходу из строя преобразователя напряжения.

8.2.3 Коммутатор должен быть надежно закреплен и «массовая» клемма должна быть хорошо соединена с массой двигателя. Перед началом монтажа системы на двигатель необходимо обязательно убедиться в исправности проводки.

Для проверки изоляции необходимо отсоединить концы проводов от катушек зажигания и подать испытательное напряжение к проводам относительно »массы», при этом прибор не должен показывать утечку по изоляции. Все узлы систем зажигания следует соединять многожильным медным проводом с тепло- и маслостойкой изоляцией сечением, выбранным из расчета, чтобы падение напряжения на нем было не более 1 В.

При установке датчика-распределителя или датчика-генератора необходимо провернуть на нужный угол коленчатый вал ДВС против хода, потом медленно проворачивая его по ходу, установить маховик на отметке, соответствующей моменту искрообразования в первом цилиндре. Запустив двигатель, необходимо проверить правильность установки угла опережения зажигания с помощью стробоскопического прибора (любого типа) на оборотах холостого хода. Корректировку момента искрообразования осуществляют поворотом корпуса датчика-распределителя за счет прорезей на фланце. Нормальная работа двигателя на всех режимах будет гарантирована только в случае правильной установки угла опережения зажигания.

8.2.4 Система зажигания, как правило, работает с серийными катушками зажигания. В процессе эксплуатации катушки зажигания требуют проверки и испытания на межвитковое замыкание, испытание изоляции и обрыв обмотки.

8.2.5 Свечи зажигания служат для воспламенения газовоздушной смеси в цилиндрах двигателя. На некоторых газовых двигатель — генераторах применяют авиационные свечи зажигания типа «СД». Своевременное высококачественное техническое обслуживание свечей зажигания значительно повышает надежность работы двигателей и позволяет увеличить их межремонтные и амортизационные сроки службы. Техническое обслуживание свечей зажигания производят только при строгом соблюдении правил обращения с ними, наличии специального оборудования и инструмента:

— прибора для испытания свечей на искрообразование и герметичность;

— сушильного электрического шкафа;

— специальных ключей для снятия и установки свечей;

— приспособления для регулировки зазоров между электродами свечи;

— специальных стеллажей для хранения и просушивания свечей.

8.2.6 Для испытания свечей на искрообразование и герметичность в условиях эксплуатации имеются различные по конструкции приборы. Проверку свечей на искрообразование проводят в специальной искровой камере под избыточным давлением сухого воздуха 15 кг/см2. Свечу считают годной, если в течение 30 с нет заметных па глаз перебоев, а перебегание искр наблюдается не менее, чем на трех электродах. Проверку свечи на герметичность производят под избыточным давлением 40 кг/см2. Свечу считают годной, если в течение 30 с просачивание воздуха через уплотнительные соединения изолятора не более 30 пузырей. Для просушивания свечей зажигания обычно используют стандартный сушильный шкаф (максимальная рабочая температура 250 °С, напряжение 220 В, мощность 1,6 кВт). Шкаф снабжен устройством для регулирования рабочей температуры. Внутри шкафа устанавливают стеллажи с отверстиями под свечи, подлежащие просушиванию.

8.2.7 Проверку зазоров между центральным и боковыми электродами производят специальными свечными щупами. Щупы могут быть круглыми, изготовленными из стальной рояльной проволоки и плоскими, изготовленными из ленточной стали. В комплект входят плоские или круглые щупы размером 0,10; 0,15; 0,20; 0,25; 0,30; 0,35; 0,40; 0,45; 0,50; 0,55 и 0,60 мм. Для обеспечения сохранности свечи переносят (со склада к месту установки, на склад, для отправки в ремонт и т.д.) в таре завода-изготовителя или на специальных стеллажах, изготовленных из просушенного дерева и рассчитанных на переноску одного комплекта свечей двигателя. Стеллажи используют также для хранения свечей, снятых с двигателя при регламентных работах.

8.2.8 Промывку свечей от загрязнений производят в специальной металлической ванне с помощью волосяных щеток и кистей. Примерный размер ванны 250150100 мм. Для установки свечей ванна должна быть снабжена двумя подставками, рассчитанными на комплект свечей. Обдувку промытых свечей сжатым воздухом производят при давлении до 1,0 — 1,5 кг/см2.

8.2.9 Свечи снимают в сроки, установленные регламентом по данному двигателю, или при отказе их в работе. Следует избегать неположенных по регламенту съемок свечей с двигателя, так как частые съемки могут вывести свечи из строя. В случае неудовлетворительной работы двигателя не следует заменять свечи, не определив точно причины неисправности.

Свечи, снятые с двигателя досрочно и подлежащие снова установке на двигатель, должны храниться в сухом помещении на стеллажах для переноски и хранения свечей. Запрещается хранить свечи «навалом».

В таблице 4 приведены основные неисправности свечей, вызывающие перебои в работе двигателя, и способы их устранения или предупреждения.

Таблица 4 — Основные неисправности свечей и способы их устранения

Примечание — В настоящей таблице приведены только основные неисправности, относящиеся к самим свечам зажигания. Необходимо иметь в виду, что перебои в работе свечей могут быть вызваны неисправностью других элементов системы зажигания. Контроль за работой системы зажигания на работающем двигателе производят с помощью стробоскопического прибора, а свечей зажигания — по температуре выхлопных газов.

8.3 Масляная система

8.3.1 Запас масла принимают на срок, оговоренный в задании на проектирование ЭСН.

8.3.2 При наружной установке резервуаров запаса масла и низких температурах предусматривают подогрев масла в резервуарах до температуры, обеспечивающей перекачку масла.

8.3.3 Перекачку масла рекомендуется осуществлять шестеренчатыми электронасосами, а в качестве резервного предусматривать насосы с ручным приводом.

8.3.4 Запас масла для ЭСН хранят в специальных металлических резервуарах или в бочках. Резервуары должны быть защищены от статического электричества и иметь молниезащиту. При хранении запаса масла в бочках на открытой площадке или под навесом должно быть предусмотрено специальное помещение для разогрева бочек. При хранении бочек с маслом на закрытом складе должно быть предусмотрено его отопление, обеспечивающее подогрев масла до температуры плюс 10 °С.

8.3.5 Масляная система ЭСН должна обеспечивать потребность двигателя и генератора, прием, хранение и учет расхода масла, подачу чистого масла в мерную емкость и маслобаки агрегатов, слив отработанного масла, очистку масла на участке регенерации, очистку масла непосредственно в маслобаке агрегата.

8.3.6 Расходные баки масла объемом 5 м3, устанавливают в специальном помещении, отделенном стенами из несгораемых материалов с пределами огнестойкости не менее 0,75 ч. Это помещение должно иметь выходы в другие помещения ЭСН через тамбур и непосредственно наружу.

8.3.7 Расходные баки емкостью свыше 1 м3 должны иметь аварийный слив. Аварийный слив масла осуществляют в наружный подземный резервуар, размещенный вне здания ЭСН на расстоянии не менее 1 м от «глухой» стены здания и не менее 5 м при наличии в стенах проемов. Аварийный трубопровод каждого бака должен иметь только одну задвижку, установленную в удобном для обслуживания и безопасном при пожаре месте. При установке расходных баков в отдельном помещении эту задвижку устанавливают вне помещения. Диаметр трубопровода аварийного слива должен обеспечивать самотечный слив из баков за время не более 10 мин.

8.3.8 Расходный бак должен иметь переливной трубопровод, обеспечивающий слив масла самотеком в резервуар аварийного слива с расходом не менее 1,2 производительности перекачивающего насоса.

8.3.9 Расходные баки должны иметь дыхательную систему, исключающую попадание паров масла в помещение ЭСН. Дыхательные трубопроводы должны выводиться наружу здания и иметь молниеотводы. Огневые предохранительные клапаны не предусматривают.

8.3.10 Расходный бак должен иметь фильтр грубой очистки, установленный на трубопроводе, подающем масло в бак. Фильтр может размещаться как внутри бака, так и вне него. Нижнюю часть патрубка на этом трубопроводе внутри бака следует размещать на высоте не менее 50 мм от днища бака.

8.3.11 Отработанное масло откачивают из системы насосом в специально предусмотренную емкость или переносную тару. Объединять трубопроводы чистого и отработанного масла запрещается.

8.3.12 Масляная система ЭСН должна предусматривать возможность промывки и быть защищенной от коррозии. Следует применять параллельную прокладку маслопроводов и трубопроводов теплоснабжения для предохранения масла от переохлаждения.

8.3.13 Для поддержания ЭСН в готовности к быстрому запуску в холодное время, масляные баки агрегатов ЭСН должны иметь обогрев.

8.3.14 Масло для смазки должно сохранять свои качества в диапазоне возможных температур наружного воздуха.

8.3.15 Расходные баки должны быть оборудованы уровнемерами, предусматривающими возможность сигнализации максимального и минимального уровня масла.

8.3.16 Целесообразна проработка вопроса использования для смазки подшипников генератора масла, применяемого в приводе электроагрегата.

8.4 Системы охлаждения и технического водоснабжения

8.4.1 На ЭСН с ГТУ, как правило, применяют системы воздушного охлаждения. Допускается применение систем воздушно — водяного охлаждения.

Водоснабжение электростанции ДВС должно обеспечивать нормальную работу системы охлаждения всех электроагрегатов в номинальном режиме с учетом:

— восполнения безвозвратных потерь в системе охлаждения технической воды внешнего контура, принимают ориентировочно в размере до 3 % от общего расхода оборотной воды, а также продувки оборотной системы для поддержания солевого равновесия, размер которой составляет до 2 % от общего расхода оборотной воды (в зависимости от выбранного типа охладителя указанные значения должны быть уточнены расчетом);

— подпитки умягченной водой внутреннего контура охлаждения 0,1 % от объема первоначальной заправки;

— потребности в воде на вспомогательные нужды.

8.4.2 Для внутреннего контура системы охлаждения двигателей может быть использован конденсат, умягченная вода котельной. При невозможности централизованного получения умягченной воды необходимо предусмотреть приготовление ее на ЭСН с помощью дистиллятора.

8.4.3 Для электроагрегатов с двухконтурной системой охлаждения качество воды внешнего контура должно соответствовать требованиям завода — изготовителя. Вода этого контура, как правило, должна быть без механических примесей и следов нефтепродуктов.

8.4.4 В качестве охладителей воды для внешнего контура электроагрегатов целесообразно использовать аппараты воздушного охлаждения.

8.4.5 Блок радиаторного охлаждения, как правило, размещают в помещении, в котором поддерживают температуру воздуха, исключающую его размораживание.

Допускается применять в системе охлаждения жидкости, замерзающие при низких температурах (антифриз, тосол). При этом блок охлаждения устанавливают в отдельном не отапливаемом помещении или на специальной площадке.

8.4.6 Система охлаждения должна исключать возможность замерзания и превышения давления в холодильниках двигателя (значений, установленных заводами — изготовителями). Емкость бака обессоленной воды для подпитки внутреннего контура охлаждения должна обеспечивать работу контура в течение 10 сут. Резервные ЭСН с ГТД должны допускать запуск и последующую работу без снабжения технической водой.

8.5 Системы забора воздуха и выхлопа

8.5.1 Параметры воздуха, поступающего в ЭСН, должны соответствовать требованиям завода — изготовителя.

8.5.2 Комплексное устройство воздухоподготовки ЭСН должно обеспечивать исключение попадания посторонних предметов (в том числе льда) в двигатель, очистку циклового воздуха, противообледенительную защиту, снижение шума на всасе до санитарных норм, безаварийную работу при засорении фильтрующих элементов (наличие байпаса).

8.5.3 При отсутствии требований завода — изготовителя к качеству циклового воздуха принимают:

— для ГТД остаточную среднегодовую запыленность не более 0,3 мг/м3, в том числе с концентрацией пыли с размером частиц более 20 мкм не выше 0,03 мг/м3. Допускается кратковременная (не более 100 ч в год) концентрация пыли до 5 мг/м3 с частицами размером не более 30 мкм;

— для агрегатов с поршневым приводом предельную запыленность воздуха не более 5 мг/м3.

8.5.4 Газоотводящее устройство на выхлопе двигателя должно обеспечивать отвод продуктов сгорания и снижение шума на выхлопе до санитарных норм. Высоту трубы определяют с учетом обеспечения допустимых концентраций вредных веществ в выбросах.

8.5.5 Для основных (базовых) ЭСН с ГТД с целью повышения их экономичности предусматривают утилизацию тепла отходящих газов. Отсутствие утилизации должно иметь технико-экономическое обоснование.

8.5.6 Для ЭСН с поршневым приводом предусматривают глушитель. Глушитель устанавливают на кровле ЭСН или на отдельно стоящих металлических конструкциях и заканчивают выхлопной трубой и при необходимости оборудуют искрогасителем.

8.5.7 Общее сопротивление всасывающего и выхлопного тракта, включая глушитель, определяют расчетом. Величина его не должна превышать значения, указанного в технических условиях на поставку электроагрегата.

8.5.8 Блок подготовки воздуха системы охлаждения генератора должен обеспечивать очистку воздуха от пыли, снега и капельной влаги, подогрев генератора и возбудителя перед пуском и в период нахождения в горячем резерве (потоком подогретого воздуха при неподвижном роторе) при отрицательных температурах наружного воздуха.

8.6 Приводной двигатель (ГТД и ДВС) генератора

8.6.1 Двигатель должен обеспечивать длительную устойчивую параллельную работу генератора с энергосистемой любой мощности с двигателями аналогичных типов, а также на автономную нагрузку.

8.6.2 Запуск ГТД осуществляют с помощью электростартера, пускового дизеля или турбодетандера, работающего на газе, сжатом воздухе или другим способом. Запуск ДВС осуществляют электростартером или сжатым воздухом. При воздушной системе пуска емкость баллонов воздуха должна обеспечивать 4-6 пусков ДВС и 3 — 4 пуска ГТД без пополнения баллонов. Заполнение емкостей сжатого воздуха для пуска двигателей предусматривают от автономных компрессоров.

8.6.3 Главный насос смазки и регулирования ГТД должен иметь привод от вала двигателя, резервный (пусковой) — от электродвигателя переменного тока, аварийный — от электродвигателя постоянного тока. Резервный и аварийный маслонасосы должны иметь устройство технологического АВР.

8.6.4 Конструкция двигателя должна предусматривать возможность осмотра сборочных единиц и деталей в соответствии с регламентом технического обслуживания без вскрытия других элементов, имеющих более длительный межремонтный ресурс.

8.6.5 Применение одновальных ГТУ, обеспечивающих более высокую динамическую устойчивость электроагрегата, предпочтительно с точки зрения параллельной работы.

8.6.6 ГТД должен работать надежно с мощностью на 20 % выше номинальной при снижении температуры атмосферного воздуха ниже значения, установленного для нормальных условий и без превышения номинальной температуры газа перед турбиной.

8.6.7 Должно предусматриваться устройство для обеспечения проворота ротора турбогенератора.

8.6.8 Конструкция ГТД должна обеспечивать отбор воздуха в пределах 1 % на технологические нужды и обогрев воздухоочистительного устройства.

8.6.9 Регулятор частоты вращения двигателя должен обеспечивать длительную устойчивую работу с номинальной мощностью при отклонении частоты вращения выходного вала привода генератора от 98 до 101 % номинальной. При аварийных режимах в энергосистеме допускают работу генератора с частотой вращения до 92 % и более 101 %.

8.6.10 На холостом ходу должна обеспечиваться возможность регулировки частоты вращения выходного вала от 90 до 105 % от номинальной с ГЩУ или по месту (для синхронизации генератора).

8.6.11 Верхний предел статического регулирования частоты вращения выходного вала не должен превышать 4% от номинальной частоты вращения с возможностью его регулирования на месте эксплуатации от 4 до 0 %. Степень нечувствительности регулирования частоты вращения при любой нагрузке не должна превышать 0,1 % номинальной частоты вращения.

8.6.12 Регулирование частоты вращения и управление подачей топлива считают устойчивым, если:

— значение двойной амплитуды установившихся колебаний, вызываемых устройствами регулирования частоты вращения, не превышает 0,4 % номинальной частоты вращения генератора, работающего на изолированную сеть при установившейся нагрузке;

— значение двойной амплитуды установившихся колебаний подводимой энергии, вызываемых устройствами регулирования частоты вращения и управления подачей топлива, не приводит к изменению мощности генератора свыше 8 % от номинальной при работе параллельно с другими агрегатами в сеть, при номинальной частоте вращения и установившейся нагрузке.

8.6.13 Должна обеспечиваться устойчивая работа агрегата при одиночной и параллельной работе в следующих режимах:

Каждый электрик должен знать:  Автоматический выключатель АВ особенности и характеристики

— при работе на стационарных режимах и нагрузках от холостого хода до 1,2 номинальной мощности (для ГТУ) или 1,1 номинальной мощности (для ДВС);

— при мгновенных сбросах нагрузки равной 100 % номинальной и набросах частичных нагрузок допускается отклонение частоты вращения не более ±7,5 % от номинальной. Время восстановления частоты с точностью ± 0,5 % должно составлять не более 5 с.

Мгновенный сброс 100 % нагрузки не должен приводить к остановке энергетической газовой турбины. Допустимые режимы загрузки турбины должны быть установлены в ТУ на поставку.

8.6.14 Помимо регулятора частоты вращения в схеме регулирования должно быть предусмотрено устройство для быстрой кратковременной разгрузки ГТУ (электрогидравлический преобразователь), действующей по факту аварии в главной электрической схеме электростанции (возникновение КЗ, внезапное отключе

GasForum

Ведомственный руководящий документ «Правила технической эксплуатации электростанций собственных нужд объектов ОАО «Газпром» (далее – Правила) определяет порядок организации эксплуатации оборудования источников электрической энергии, теплотехнических и электрических коммуникаций ЭСН ОАО «Газпром» с поршневым и газотурбинным приводом.

Настоящие Правила распространяются на такие стационарные и передвижные источники электрической энергии, как бензиновые, дизельные, газовые (с поршневым и газотурбинным приводом) и другие электроустановки единичной мощностью до 25000 кВт, используемые в качестве основных, пиковых, резервных и аварийных источников питания электроприемников потребителей.

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»

ООО «НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ

И ГАЗОВЫХ ТЕХНОЛОГИЙ – ВНИИГАЗ» (ООО «ВНИИГАЗ»)

Система нормативных документов в газовой промышленности

Ведомственный руководящий документ

энергетики ОАО «Газпром»

ПРАВИЛА технической эксплуатации электростанций

собственных нужд объектов ОАО «Газпром»

ВРД 39-1.10-071-2003

Предисловие

1 РАЗРАБОТАН Обществом с ограниченной ответственностью «Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий – ВНИИГАЗ»(ООО «ВНИИГАЗ»)

2. УТВЕРЖДЕН Управлением энергетики ОАО «Газпром» 11 декабря 2002 г.

3 СОГЛАСОВАН Начальником Управления энергетики Г.Р. Шварцем

4 ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ с 03 января 2003 г.

5. ИЗДАН Обществом с ограниченной ответственностью «Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий – ВНИИГАЗ»

ВРД разработан коллективом сотрудников ООО «ВНИИГАЗ» и Управления энергетики ОАО «Газпром»

Руководитель разработки Трегубов И. А., академик АЭН РФ

от ООО «ВНИИГАЗ» Трегубов И. А., академик АЭН РФ, Джигало С.И., Дворяшин В. В.

от Управления энергетики ОАО «Газпром» Белоусенко И.В., д.т.н., Голубев С.В, Лезнов В.Б.

от ДО АО «Оргэнергогаз» Хорунжин В.В.

Введение

В «Концепции развития энергетики ОАО «Газпром» на основе применения собственных электростанций и энергоустановок» [1] поставлена задача обеспечить энергетическую независимость промышленных объектов ОАО «Газпром». Выполнение настоящих Правил должно способствовать решению этой задачи.

Для удобства пользования документом некоторые положения РД 34.20.501 [2] и некоторых других документов повторены в настоящих Правилах.

Требования к проектированию, строительству, монтажу, ремонту и устройству энергоустановок в настоящих Правилах изложены кратко, поскольку они рассматриваются в действующих НД. В их число входят:

— Правила устройства электроустановок [3];

— Правила технической эксплуатации дизельных электростанций [4];

— Правила эксплуатации электроустановок потребителей [5];

— Нормы технологического проектирования дизельных электростанций [6].

— РД 153-34.0-03.150-00 [7];

— Строительные нормы и правила;

— Действующие НД ОАО «Газпром» и другие документы.

1. Область применения

Ведомственный руководящий документ «Правила технической эксплуатации электростанций собственных нужд объектов ОАО «Газпром» (далее – Правила) определяет порядок организации эксплуатации оборудования источников электрической энергии, теплотехнических и электрических коммуникаций ЭСН ОАО «Газпром» с поршневым и газотурбинным приводом.

Настоящие Правила распространяются на такие стационарные и передвижные источники электрической энергии, как бензиновые, дизельные, газовые (с поршневым и газотурбинным приводом) и другие электроустановки единичной мощностью до 25000 кВт, используемые в качестве основных, пиковых, резервных и аварийных источников питания электроприемников потребителей.

Электростанции единичной мощностью электроустановки более 25000 кВт приравниваются к блок-станциям и их эксплуатацию осуществляют по [2].

2. Нормативные ссылки

В настоящем ВРД использованы ссылки на следующие стандарты и нормативные документы:

ГОСТ 12.1.003-83 ССБТ. Шум. Общие требования

ГОСТ 12.1.004-91. Пожарная безопасность. Общие требования

ГОСТ 12.1.012-90 ССБТ. Вибрационная безопасность. Общие требования

ГОСТ 24.104-85. Автоматизированные системы управления. Общие технические требования

ГОСТ 27.002-89 Надежность в технике. Основные понятия. Термины и определения

ГОСТ 5542-87 Газы горючие природные для промышленного и коммунально-бытового назначения. Технические условия

ГОСТ 13109-97 Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения

ГОСТ 13822-82 Электроагрегаты и передвижные электростанции дизельные. Общие технические условия

ГОСТ 15150-69 Машины, приборы и другие технические изделия. Исполнения для различных климатических районов. Категории, условия эксплуатации, хранения и транспортирования в части воздействия климатических факторов внешней среды

ГОСТ 20440-75 Установки газотурбинные. Методы испытаний

ГОСТ 23377-84 Электроагрегаты и передвижные электростанции с двигателями внутреннего сгорания

ГОСТ 26658-85 Электроагрегаты и передвижные электростанции с двигателями внутреннего сгорания. Методы испытаний

ГОСТ 28775-90 Агрегаты газоперекачивающие с газотурбинным приводом. Общие технические условия

ГОСТ 29328-92 Установки газотурбинные для привода турбогенераторов. Общие технические условия

ГОСТ Р 51249-99 Дизели судовые, тепловозные и промышленные. Выбросы вредных веществ с отработавшими газами. Нормы и методы определения

3. Термины и определения

В настоящем ВРД применяют следующие термины с соответствующими определениями:

Аварийный источник Источник электроснабжения, обеспечивающий гарантированную работу электроприемников первой категории и особой группы электроприемников первой и второй категории
Аварийный режим Функционирование технологической электростанции потребителей в экстремальных условиях дефицита мощности, при котором обеспечивается реализация ряда заранее спланированных мероприятий, направленных на ликвидацию аварийных ситуаций в системе электроснабжения потребителей, при этом обеспечивается бесперебойное электроснабжение электроприемников особой группы (1 категория) промышленного объекта [3]
Автономность Наличие источников электроснабжения, обеспечивающих жизнедеятельность объекта при исчезновении напряжения на основных источниках питания.
Блокировка электротехнического изделия (устройства) Часть электротехнического изделия (устройства), предназначенная для предотвращения или ограничения выполнения операций одними частями изделия при определенных состояниях или исключения доступа к его частям, находящимся под напряжением.
Блочно-транспортабельная электростанция Передвижная электростанция, конструкция которой предусматривает ее перемещение и транспортирование отдельными функциональными и (или) конструктивными блоками, сочленяемыми при развертывании
Воздушная линия электропередачи Устройство для передачи электроэнергии по проводам, расположенным на открытом воздухе и прикрепленным с помощью изоляторов и арматуры к опорам или кронштейнам и стойкам на инженерных сооружениях (мостах, путепроводах и т.п.). За начало и конец воздушной линии электропередачи принимаются линейные порталы или линейные вводы РУ, а для ответвлений – ответвительная опора и линейный ввод РУ
Встроенная подстанция Электрическая подстанция, занимающая часть здания
Вторичные цепи электростанции (подстанции) Совокупность кабелей и проводов, соединяющих устройства управления, автоматики, сигнализации, защиты и измерения электростанции (подстанции)
Газовый ДВС ДВС на газовом топливе с воспламенением электрической искрой
Газодизель ДВС на газовом топливе с воспламенением от впрыска порции запального жидкого топлива
ГТУ Конструктивно объединенная совокупность газовой турбины, газовоздушного тракта, системы управления и вспомогательных устройств
Двигатель-генератор Электроустановка, состоящая из ДВС и приводимого им во вращение генератора, соединенных устройством передачи механической энергии от вала двигателя к валу генератора
Дизель (дизельный двигатель) Двигатель внутреннего сгорания с самовоспламенением жидкого топлива
Дизель-генератор Двигатель-генератор с дизельным первичным двигателем
Дублирование Управление электроустановкой и несение других функций на рабочем месте дежурного, исполняемых под наблюдением и с разрешения ответственного руководителя
Инструктаж Доведение до персонала содержания основных требований к организации безопасного труда и соблюдению правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок, разбор происшедших или возможных ошибок на рабочих местах инструктируемых, углубление знаний и навыков безопасного производства работ, поддержание и расширение знаний по правилам пожарной безопасности
Источник электрической энергии Электротехническое изделие (устройство), преобразующее различные виды энергии в электрическую энергию
Кабельная линия электропередачи Линия для передачи электроэнергии или отдельных импульсов ее, состоящая из одного или нескольких параллельных кабелей с соединительными, стопорными и концевыми муфтами (заделками) и крепежными деталями, а для маслонаполненных кабельных линий, кроме того, с подпитывающими аппаратами и системой сигнализации давления масла
Капитальный ремонт Ремонт, выполняемый для восстановления исправности и полного или близкого к полному ресурсу изделия с заменой или восстановлением любых его частей, включая базовые
Категория электроприемников Формализованное обозначение требований к степени надежности электроснабжения электроприемников
Комплектная трансформаторная подстанция Подстанция, состоящая из шкафов, в блоке со встроенным в них трансформатором и другим оборудованием распределительного устройства, поставляемая в собранном или подготовленном для сборки виде
Комплектное распределительное устройство Электрическое распределительное устройство, состоящее из шкафов или блоков со встроенным в них оборудованием, устройством управления, контроля защиты, автоматики и сигнализации, поставляемое в собранном или подготовленном для сборки виде
Мониторинг технического состояния Систематический (непрерывный или периодический) контроль параметров, характеризующих техническое состояние оборудования
Нейтраль Общая точка соединенных в звезду обмоток (элементов) электрооборудования
Основной (базовый) режим Функционирование технологической электростанции потребителей, при котором обеспечивается баланс между располагаемой и потребляемой мощностью без ограничений по времени
Основной источник Независимый источник электроснабжения, обеспечивающий нормальный режим эксплуатации объекта без ограничения во времени
Основной электроагрегат (основная электростанция) Электроагрегат (электростанция), от которого (которой) осуществляется электроснабжение приемников электрической энергии в нормальном режиме работы
Особая группа электроприемников Выделяется из состава электроприемников первой и второй категорий, бесперебойная работа которых необходима для обеспечения нормальной работы технологического оборудования в течение ограниченного времени или безаварийного останова производства с целью предотвращения угрозы жизни людей, взрывов, пожаров и повреждения дорогостоящего основного оборудования
Отказ Событие, заключающееся в нарушении работоспособного состояния объекта
Пиковый режим Функционирование технологической электростанции потребителей, при котором обеспечивается заполнение графика пиковых нагрузок электроприемников потребителей
Плановый ремонт Ремонт, постановка на который осуществляется в соответствии с требованиями нормативно-технической документации
Потребитель электрической энергии Предприятие, организация, учреждение, территориально обособленный цех, строительная площадка, квартира, у которых приемники электрической энергии присоединены к электрической сети и используют электрическую энергию
Приемник электрической энергии (электроприемник) Устройство, в котором происходит преобразование электрической энергии в другой вид энергии для ее использования
Принципиальная электрическая схема электростанции (подстанции) Схема, отображающая состав оборудования и его связи, дающая представление о принципе работы электрической части электростанции (подстанции)
Режим выдачи электрической мощности сторонним потребителям Функционирование технологической электростанции потребителей, при котором обеспечивается выдача мощности сторонним потребителям, в соответствии с договорными условиями
Резервный электроагрегат (резервная электростанция) Электроагрегат (электростанция), включаемый (ая) на нагрузку при отключении, перегрузке или выходе из строя основного источника электрической энергии
Ремонт Комплекс операций по восстановлению исправности или работоспособности изделий и ресурсов изделий или их составных частей
Ресурс (назначенный) оборудования Суммарная наработка объекта, при достижении которой эксплуатация объекта должна быть прекращена
Сеть оперативного тока Электрическая сеть переменного или постоянного тока, предназначенная для передачи и распределения электрической энергии, используемой в цепях управления, автоматики, защиты и сигнализации электростанции (подстанции)
Силовая электрическая цепь Электрическая цепь, содержащая элементы, функциональное назначение которых состоит в производстве или передаче основной части электрической энергии, ее распределении, преобразовании в другой вид энергии или в электрическую энергию с другими значениями параметров
Система сборных шин Комплект элементов, связывающих присоединения электрического распределительного устройства
Стажировка Обучение персонала на рабочем месте под руководством ответственного лица после теоретической подготовки или одновременно с ней в целях практического овладения специальностью, адаптации к объекту обслуживания и управления
Текущий ремонт Ремонт, выполняемый для восстановления работоспособности изделия и состоящий из замены и (или) восстановления отдельных узлов и деталей
Теплоэнергетическое оборудование Совокупность тепловыделяющих и (или) теплопотребляющих устройств, объединенных общими признаками, например: назначением, условиями применения, принадлежностью к общему объекту
Техническое обслуживание Комплекс операций или операции по поддержанию работоспособности или исправности изделия при использовании по назначению, ожидании, хранении и транспортировании
Техническое обслуживание по состоянию Совокупность ремонтных и профилактических мероприятий, при которых объем и начало проведения указанных мероприятий определяют с учетом реального технического состояния оборудования
Токопровод Устройство, выполненное в виде шин или проводов с изоляторами, поддерживающими конструкциями, предназначенное для передачи и распределения электрической энергии в пределах электростанции, подстанции или цеха
Трансформаторная подстанция Электрическая подстанция, предназначенная для преобразования электрической энергии одного напряжения в энергию другого напряжения с помощью трансформаторов
Щит управления электростанции (подстанции) Совокупность пультов и панелей с устройствами управления, контроля и защиты электростанции (подстанции), расположенных в одном помещении
Эксплуатация Стадия жизненного цикла изделия, на которой реализуется, поддерживается или восстанавливается его качество
Электрическая подстанция Электроустановка, предназначенная для приема, преобразования и распределения электрической энергии и состоящая из трансформаторов или других преобразователей энергии, устройств управления и вспомогательных устройств
Электрическая сеть Совокупность подстанций, распределительных устройств и соединяющих их линий электропередачи, предназначенная для передачи и распределения электрической энергии
Электрическая сеть с заземленной нейтралью Электрическая сеть, содержащая оборудование, нейтрали которого, все или часть из них, соединены непосредственно или через устройство с малым сопротивлением по сравнению с сопротивлением нулевой последовательности
Электрическая сеть с изолированной нейтралью Электрическая сеть, содержащая оборудование, нейтрали которого не присоединены к заземляющим устройствам или присоединены к ним через устройства измерения, защиты, сигнализации с большим сопротивлением
Электрический распределительный пункт Электрическое распределительное устройство, не входящее в состав подстанции
Электрическое распределительное устройство Электроустановка, предназначенная для приема и распределения электрической энергии на одном напряжении и содержащая коммутационные аппараты
Электроагрегат Электроустановка, состоящая из двигателя, генератора, устройства управления и оборудования необходимого для обеспечения автономной работы
Электроагрегат (электростанция) контейнерного исполнения Передвижной электроагрегат (передвижная электростанция) оборудование которого (которой) смонтировано в контейнере (контейнерах)
Электрооборудование Совокупность электрических устройств, объединенных общими признаками

Примечание. Признаками объединения в зависимости от задачи могут быть: назначение, например, технологическое; условия применения например, в тропиках; принадлежность объекту, например, станку, цеху

Электропроводка Совокупность проводов и кабелей с относящимися к ним креплениями, установочными и защитными деталями, проложенных по поверхности или внутри строительных конструктивных элементов зданий и сооружений
Электростанция Электроустановка, состоящая из электроагрегата (электроагрегатов), систем утилизации тепла, устройств управления и распределения электрической энергии и оборудования, необходимых для обеспечения электро- и теплоснабжения потребителей в зависимости от назначения электростанции
Электростанция капотного исполнения Передвижная электростанция, в состав которой входит электроагрегат капотного исполнения
Электростанция коммерческая Электростанция, предназначенная для коммерческой реализации электрической и тепловой энергии сторонним потребителям
Электростанция собственных нужд Электростанция, предназначенная для обеспечения конкретного технологического объекта электрической и тепловой энергией без связи с энергосистемой
Электростанция технологическая Электростанция, предназначенная для обеспечения электрической и тепловой энергией нескольких технологических объектов с передачей энергии по существующим сетям
Электростанция технологическо-коммерческая Электростанция, предназначенная для обеспечения электрической и тепловой энергией технологических объектов с выдачей избытков мощности для коммерческой реализации
Электроустановка Комплекс взаимосвязанного оборудования и сооружений, предназначенный для производства или преобразования, передачи, распределения или потребления электрической энергии

4. Перечень сокращений, условных обозначений

АВО Аппарат воздушного охлаждения

АВР Автоматическое выключение резервного питания

АРВ Автоматический регулятор возбуждения

АС ДУ Автоматизированные системы диспетчерского управления

АСУ Автоматизированная система управления

АСУ ТП Автоматизированная система управления технологическим процессом

АСУ П Автоматизированная система управления производством

Технико-экономические показатели сети

К основным технико-экономическим показателя спроектированной сети, характеризующими ее техническую целесообразность и экономическую выгодность, а также расход: электрооборудования и денежных средств, относятся:

1. Суммарные капиталовложения на сооружение линий подстанций (тыс. руб.):

2. Суммарные ежегодные расходы по эксплуатации линии подстанций (тыс. руб. /г);

3. Себестоимость передачи электроэнергии по сети (коп/кВтч);

4. Потери энергии в спроектированной сети в кВт-ч и в процентах от полученной потребителями электроэнергии за год.

Суммарные капиталовложения следует определять с учетом стоимости электрооборудования всей спроектированной сети от шин высшего напряжения источника питания сети до шин низшего напряжения подстанций района включительно.

Для одной и более крупной подстанции спроектированной сети необходимо предусмотреть сооружение щита районного диспетчерского управления, мастерской, гаража и других вспомогательных сооружений.

Суммарные эксплуатационные расходы определяются с учетом указанного выше оборудования и стоимости потерь электроэнергии в сети от шин источника питания до ши низшего напряжения понижающих подстанций.

Источники собственных нужд электростанций

Технологический цикл производства электроэнергии на современных электростанциях полностью механизирован. Имеются многочисленные механизмы собственных нужд как основного энергетического оборудования (ядерные реакторы, парогенераторы, турбины), так и вспомогательных цехов станций. Для приведения в движение механизмов собственных нужд используется в основном электрический привод и лишь для некоторых рабочих машин — паротурбинный.

На тепловых электростанциях энергия расходуется на приготовление и транспортировку топлива, подачу питательной воды и воздуха в паровые котлы и удаление дымовых газов. На атомных электростанциях энергия расходуется на принудительную циркуляцию теплоносителя через активную зону; расход энергии на перегрузку горючего незначителен. Общим для ТЭС и АЭС является расход электрической энергии на подачу питательной воды в парогенераторы, поддержание вакуума в конденсаторах турбин, техническое водоснабжение станции, вентиляцию помещений, освещение.

На гидроэлектростанциях электрическая энергия расходуется на управление гидро — и электротехническим оборудованием, охлаждение генераторов и трансформаторов, обогрев гидротехнического оборудования в зимнее время, вентиляцию, освещение.

При выборе источников питания и их сравнительной оценке следует учитывать нагрузки собственных нужд Собственное потребление электроэнергии зависит от типа электростанции, вида топлива и способов его сжигания, параметров пара, типа турбогенератора и его мощности, наличия турбопривода у части механизмов. Доля электроэнергии, расходуемой на собственных нужд, для современных мощных конденсационных блоков составляет: для станций на угле с электрическим приводом всех механизмов 6-7,5 %; для тех же станций на мазуте и газе 4,5-5,5 %; для станций на угле с паротурбинным приводом питательных насосов 4-4,5 %; для тех же станций на мазуте и газе 2,5-3 %.

На электростанциях с блоками мощностью 1,2 ГВт и более с парогенераторами под наддувом с паротурбинным приводом питательных насосов и дутьевых механизмов доля электроэнергии, расходуемой на собственных нужд, будет меньше еще на 20-40 %. Во всех этих случаях имеется в виду, что турбогенераторы работают на основном возбуждении, не связанном с электрической сетью собственных нужд.

Наибольший расход энергии на собственных нужд (в процентах) имеют ТЭЦ, что связано с меньшей единичной мощностью их агрегатов по сравнению с агрегатами на конденсационных электростанциях (КЭС) и с относительно большей долей общестанционной нагрузки (таблица 1).

Электрическая мощность, расходуемая на собственных нужд, % Рном

Турбина с противодавлением

Конденсационная турбина с отбором пара

Потребление электроэнергии на собственных нужд газотурбинными установками (ГТУ) зависит от их мощности и режима работы. Для агрегатов мощностью более 25 МВт расход на собственных нужд составляет при работе в базисной части графика нагрузки 0,4-0,9 %, а при покрытии пиков 0,6-1,7 %.

На АЭС из-за циклов насыщенного пара и принудительной циркуляции теплоносителя через активную зону и промежуточный контур (в случае жидкометаллических теплоносителей) потребление электроэнергии на собственных нужд обычно получается большим, чем на конденсационной электростанции той же мощности на органическом топливе. На АЭС получил распространение электрический привод всех механизмов. Исключение могут составить газоохлаждаемые реакторы. Доля электроэнергии, расходуемой на собственных нужд АЭС с реакторными блоками мощностью более 500 МВт, составляет: 4-6 % для реакторов с водой под давлением (ВВЭР); 5-7 % для кипящих канальных реакторов с графитовым замедлителем (РБМК); 6-8 % для реакторов на быстрых нейтронах (БН) с жидкометаллическим теплоносителем; до 15 % для газоохлаждаемых реакторов с электроприводом всех механизмов; 1,5-3 % для газоохлаждаемых реакторов с паро — или газотурбинным приводом газодувок и питательных насосов.

Собственное потребление электрической энергии на ГЭС значительно меньше: 1-2 % для станций малой и средней мощности и 0,2-0,5 % для мощных станций. Такое же потребление имеют гидроаккумулирующие электростанции в турбинном режиме. Потребление электроэнергии ГАЭС в насосном режиме примерно в 1,5 раза превышает расход на собственных нужд при работе в турбинном режиме.

Основными источниками питания системы собственных нужд являются понижающие трансформаторы или реактированные линии, подключенные непосредственно к выводам генераторов или к их распределительным устройствам. Пускорезервные источники питания собственных нужд тоже связаны с общей электрической сетью, так как обычно присоединяются к распределительным устройствам станции, ближайшим подстанциям, третичным обмоткам автотрансформаторов связи.

В последнее время на некоторых зарубежных тепловых электростанциях начали устанавливать автономные газотурбинные агрегаты для питания системы собственных нужд в аварийных условиях.

Кроме этого, на электрических станциях всех типов предусматриваются независимые от энергосистемы источники энергии, обеспечивающие остановку и расхолаживание станции без повреждений оборудования и вредного влияния на окружающую среду при потере основных и резервных источников собственных нужд На гидростанциях и обычных тепловых станциях для этой цели достаточно аккумуляторных батарей. На мощных блочных КЭС может дополнительно потребоваться установка дизель-генераторов небольшой мощности (200-500 кВт), обеспечивающих длительное сохранение остановленного оборудования в состоянии готовности к немедленному пуску после восстановления питания от энергосистемы. На АЭС мощность независимых аварийных источников питания собственных нужд значительно больше. Она зависит от принятых систем обеспечения безопасности и может составить до 1,5 % мощности реакторного блока.

Все перечисленные виды оборудования электростанции, необходимого для ее надежной и экономичной работы, механизмы собственных нужд с приводными электродвигателями или паровыми турбинами, приемники электроэнергии других видов, понижающие трансформаторы, распределительные устройства, электрические сети, независимые источники энергии и соответствующие системы управления образуют систему собственных нужд электрической станции.

Основные требования, предъявляемые к системе собственных нужд, состоят в обеспечении надежности и экономичности работы механизмов собственных нужд. Первое требование является наиболее важным, поскольку нарушение работы механизмов собственных нужд влечет за собой расстройство сложного технологического цикла производства электроэнергии, нарушение работы основного оборудования, а иногда и станции в целом и развитие аварии в системную.

Система питания собственных нужд электрических станций занимает особое положение среди других потребителей энергосистемы. Действительно, нарушение электроснабжения механизмов собственных нужд вызывает нарушение работы не только самой станции, но и потребителей энергосистемы в случае недостатка мощности.

Очень важным является и требование экономичности, поскольку здесь потребление энергии на собственных нужд больше, чем в любой отрасли промышленности. Повышение экономичности достигается за счет снижения расхода электрической и тепловой энергии в системе собственных нужд, совершенствования основного и вспомогательного оборудования, разумного сокращения капиталовложений в систему собственных нужд, рациональных способов регулирования производительности механизмов. С другой стороны, простота и связанная с ней надежность работы системы собственных нужд имеют не меньшее значение, чем экономия электроэнергии. Поэтому в настоящее время общепризнано, что электроснабжение механизмов собственных нужд тепловых электростанций на органическом и ядерном топливе и гидроэлектростанций может быть обеспечено наиболее просто, надежно и экономично от генераторов станции и энергосистемы.

Источники питания системы собственных нужд.

Одним из принципиальных вопросов при построении системы собственных нужд является выбор источника питания. Наиболее простым решением, получившим распространение, является схема с непосредственной электрической связью системы собственных нужд с сетью энергосистемы. Недостатком такой схемы является зависимость напряжения и частоты в системе собственных нужд от режима энергосистемы. Другим решением может быть питание собственных нужд от электрически не связанного с сетью энергосистемы генератора на валу главного агрегата или на валу вспомогательной турбины (рис.3-2).

Однако автономные источники энергии или генераторы на валу основного агрегата для питания собственных нужд значительно увеличивают стоимость единицы установленной мощности электростанций, усложняют их эксплуатацию и являются менее надежными, чем при электроснабжении системы собственных нужд от основного генератора через отпайку. Вероятность безотказной работы трансформатора собственных нужд гораздо выше, чем генератора, турбины, источника пара и их механизмов собственных нужд При использовании станционных турбогенераторов собственных нужд требуется обеспечить еще более высокую надежность питания их механизмов собственных нужд Кроме того, пуск и самозапуск электродвигателей от сети энергосистемы проходит в лучших условиях, чем пуск от источника ограниченной мощности.

Электроснабжение собственных нужд от автономных источников могло бы оказаться полезным при авариях, сопровождающихся глубоким понижением частоты и напряжения, когда падает производительность механизмов, а при глубоком понижении напряжения теряется также устойчивость двигательной нагрузки. Это приводит к прекращению подачи питательной воды, срыву вакуума турбин, сбросу нагрузки и отключению агрегатов. В результате в системе может начаться лавинообразное снижение частоты и напряжения.

Однако автономный источник не может устранить основной причины тяжелой системной аварии — несоответствия между нагрузкой и располагаемой мощностью станций. Независимое от сети питание собственных нужд может в ряде случаев лишь задержать развитие аварии, но не исключить ее. Кардинальным решением вопроса является правильное использование средств системной автоматики и прежде всего частотной разгрузки после исчерпания вращающегося резерва мощности. Поэтому основной схемой питания системы собственных нужд станций всех типов в настоящее время является схема, приведенная на рис.3-1, надежность и устойчивость которой обеспечивается:

1) широким применением в системе собственных нужд асинхронных электродвигателей с короткозамкнутым ротором, пуском их от полного напряжения сети без всяких регулирующих устройств и отказом от защиты минимального напряжения на ответственных механизмах;

2) успешным самозапуском электродвигателей при восстановлении напряжения после отключения коротких замыканий в энергосистеме и в сети собственных нужд; применением быстродействующих релейных защит и выключателей на всех элементах системы и подсоединениях собственных нужд;

4) широким внедрением устройств системной автоматики (автоматическая частотная разгрузка, автоматический ввод резервного питания и резервных механизмов собственных нужд, автоматическое регулирование и форсировка возбуждения генераторов).

В последнее время на некоторых тепловых электростанциях США и Великобритании устанавливаются специальные автономные агрегаты с малым временем пуска для питания системы собственных нужд в аварийных условиях. В нормальном режиме электродвигатели механизмов питаются от трансформатора собственных нужд блока. При понижении частоты или напряжения в системе автоматически запускаются газотурбинные агрегаты, и при определенном понижении режимных параметров их генераторы включаются на шины распределительного устройства собственных нужд, а питание от трансформаторов собственных нужд прекращается. Вся операция от пуска ГТУ из холодного состояния до перевода на нее нагрузки собственных нужд занимает две-три минуты. Экономически применение таких агрегатов может быть оправдано лишь при совмещении резервирования питания собственных нужд с выдачей пиковой мощности.

Все типы АЭС в нашей стране в обязательном порядке снабжаются аварийными источниками питания в виде дизель-генераторов или ГТУ. Их мощность выбирается исходя из покрытия нагрузок системы расхолаживания АЭС и устройств безопасности, но она недостаточна для питания механизмов собственных нужд в нормальном режиме.

Электроснабжение собственных нужд электростанций и подстанций

Для электроснабжения потребителей с.н. электростанций производится отбор мощности на генераторном напряжении. Питание РУ с.н. осуществляется от трансформаторов (токоограничивающих реакторов), которые работают раздельно. Раздельная работа трансформаторов позволяет ограничить уровни токов короткого замыкания и уменьшить их влияние на сети, подключаемые к другим секциям.

Распределительное устройство с.н. выполняется с одной секционированной системой сборных шин с одним выключателем на присоединение и, как правило, является комплектным, т.е. состоящим из набора шкафов (ячеек) КРУ различного наполнения.

Для питания потребителей с.н. используются два уровня напряжения: 6 кВ — для питания мощных электродвигателей (более 200 кВт) и 0,4 кВ — для остальных потребителей меньшей мощности. Такое разделение связано с тем, что выполнение электродвигателей мощностью менее 200 кВт на напряжение 6 кВ экономически нецелесообразно (они в 1,5—2,3 раза дороже аналогичных, выполненных на напряжение 0,4 кВ), а выполнение электродвигателей мощностью более 200 кВт на напряжение 0,4 кВ влечет за собой увеличение сечения питающих кабелей. На электрических станциях малой мощности питание с.н. возможно только на напряжении 0,4 кВ.

Резервное питание с.н. осуществляется также путем отбора мощности от генераторов электростанции, но места подключения присоединений резервного питания с.н. не должны быть связаны с местами присоединения их рабочего питания. Для особо ответственных потребителей с.н. предусматриваются дополнительные независимые источники электроэнергии (аккумуляторные батареи, дизель-генераторы, агрегаты бесперебойного питания).

На ТЭС примерно 2/3 всей мощности с.н. идет на обслуживание основного теплосилового оборудования и только оставшаяся 1/3 часть — на обслуживание потребителей общестанционного назначения. Наиболее мощными рабочими механизмами с.н. на ТЭС являются: питательные, циркуляционные и сетевые насосы; воздуходувки; механизмы тягодутьевой группы. Питательные насосы и воздуходувки энергоблоков мощностью 300 МВт и более, как правило, имеют турбопривод, а остальные механизмы — электрический (в основном асинхронный) привод ввиду его превосходства над другими видами приводов.

Схема с.н. блочных ТЭС (рис. 4.17), как и их главная электрическая схема, строится по блочному принципу — точка присоединения рабочих трансформаторов с.н. находится между генератором и блочным трансформатором. Распределительное устройство 6 кВ с.н. выполняется по схеме с одной секционированной системой сборных шин. Механизмы с.н. каждого блока питаются от двух и более секций. Это сделано для того, чтобы при аварии (ремонте) одной из секций блок оставался в работе. Как уже было сказано выше, к секциям РУ 6 кВ подключаются электродвигатели мощностью 200 кВт и выше и трансформаторы второй ступени трансформации (с 6 на 0,4 кВ).

Резервное питание секций РУ с.н. 6 кВ осуществляется по резервным магистралям, которые присоединяются к резервным трансформаторам с.н. Число резервных трансформаторов с.н. определяется числом установленных на электростанции энергоблоков (энергоблоки выполняются с генераторным выключателем). Один трансформатор с.н. устанавливается при двух энергоблоках на электростанции; один подключенный и один готовый к замене — при трех и более энергоблоках.

На КЭС, схема которой приведена на рис. 4.17, потребители с.н. напряжением 0,4 кВ первого энергоблока и часть обще станционной нагрузки получают питание от полусекций 1СА, 1СВ, 1СС и 1CD. Наиболее ответственные потребители подключены к полусекциям 1СА и 1СВ, которые отделены от остальных частей этих секций автоматическими выключателями. Резервный трансформатор с.н. данного энергоблока подключен к секции ЗВА третьего энергоблока. Применение трансформаторов с.н. с регулированием напряжения под нагрузкой (с устройством РПН) позволяет поддерживать на шинах РУ с.н. необходимый уровень напряжения.

Расщепление обмотки низшего напряжения трансформаторов с.н. и раздельная работа секций РУ 6 кВ с.н. позволяют ограничить уровень тока КЗ и тем самым дают возможность применить КРУ. При необходимости, для снижения уровней тока КЗ на шинах 0,4 кВ на вводах некоторых сборок устанавливаются токоограничивающие реакторы.

На рис. 4.18 представлена схема электроснабжения с.н. ТЭЦ смешанного типа с четырьмя генераторами (два генератора подключены к ГРУ, а два других работают в составе энергоблоков, подключенных к РУ 110 кВ).

Секции 1ВА и 2ВА 6 кВ, к которым подключены потребители неблочной части ТЭЦ и общестанционная нагрузка, питаются от рабочих трансформаторов с.н. Т1 и Т2. Потребители с.н. энергоблоков получают питание от рабочих трансформаторов с.н. ТЗ и Т4. Резервный трансформатор с.н. с помощью отпайки подключен к трансформатору связи (с низкой стороны) неблочной части ТЭЦ.

На рис. 4.19 представлена схема электроснабжения с.н. ГЭС большой мощности с раздельным питанием агрегатных и общестанционных потребителей.

Технологический процесс производства электроэнергии на ГЭС значительно проще, чем на ТЭС и АЭС, поэтому и число механизмов с.н. на них значительно меньше. Все потребители с.н. ГЭС делятся на агрегатные — маслонасосы маслонапорной установки, насосы откачки воды с крышки турбины, охлаждение трансформаторов и др. — и общестанционные — подъемные механизмы, насосы технического водоснабжения, насосы откачки воды из отсасывающих труб, дренажные и пожарные насосы, освещение, вентиляция, отопление и др.

Электроснабжение агрегатных с.н. осуществляется на напряжении 0,4 кВ. Сборки 0,4 кВ получают питание от индивидуальных трансформаторов, с помощью отпайки подключенных к генератору энергоблока. Резервное питание этих сборок осуществляется от двух резервных трансформаторов, подключенных к РУ 6—10 кВ, и каждая секция работает в нормальном режиме раздельно. Секционный выключатель включается по схеме автоматического ввода резерва (АВР) при потере питания на каждой из секций. Резервные секции получают питание от дополнительных понижающих трансформаторов, подключенных каждый к отдельному автотрансформатору связи.

От РУ 6—10 кВ осуществляется электроснабжение местной нагрузки и общестанционных с.н. (ОСН). Для питания агрегатных и общестанционных с.н., как правило, используются сухие трансформаторы мощностью не более 1000 кВ · А, что дает возможность устанавливать их в непосредственной близости от сборок 0,4 кВ.

На с.н. ГЭС в целом ложится меньшая ответственность, чем на с.н. ТЭС и АЭС, так как на ГЭС нет особо ответственных потребителей, которые бы не допускали кратковременного (на время действия автоматического ввода резерва — АВР) перерыва питания. Непрерывность смазки и регулирования гидроагрегата обеспечивается в течение нескольких минут маслонапорной установкой. Поэтому для с.н. ГЭС нет необходимости предусматривать особые автономные источники питания. Каждое из РУ с.н. должно подключаться к главной электрической схеме ГЭС двумя не зависящими друг от друга присоединениями.

АЭС представляет собой надежный источник энергии, поэтому рабочее и резервное электроснабжение их с.н. осуществляется от главной электрической схемы через понижающие трансформаторы. Для особо ответственных потребителей с.н. предусматриваются дополнительные независимые источники энергии — аккумуляторные батареи с обратимым агрегатом или инвертором, автономные дизель-генераторы, вспомогательные генераторы, устанавливаемые на валу основного генератора. Все потребители с.н. АЭС по степени надежности электроснабжения и допустимому времени перерыва питания (отсутствия напряжения) разделяются на три основные группы.

Первая группа — потребители, предъявляющие повышенные требования к надежности электроснабжения. Потребители этой группы допускают по условиям безопасности перерывы питания на доли секунды во всех режимах (включая режим полного исчезновения напряжения переменного тока от рабочих и резервных трансформаторов с.н.) после срабатывания аварийной защиты реактора. Первую группу потребителей с.н. составляют: системы контрольно-измерительных приборов и устройств автоматики реактора; часть потребителей системы управления и защиты реактора (СУЗ); аварийное освещение; электропривод быстродействующих клапанов, обеспечивающих вступление в работу систем расхолаживания; системы технологического контроля реактора; системы дозиметрического контроля; потребители постоянного тока; аварийные масляные насосы турбогенерато­ров. Электрические сети таких нагрузок называют сетями первой категории надежности. Источниками их питания в аварийных режимах служат аккумуляторные батареи и агрегаты бесперебойного питания.

Вторая группа — потребители, перерыв питания которых по условиям безопасности допустим на время от десятков секунд до десятков минут. Эти потребители требуют надежного питания после срабатывания аварийной защиты реактора. Вторую группу потребителей с.н. составляют механизмы по обеспечению расхолаживания реактора и локализации аварии (аварийные питательные насосы, насосы технической воды, системы аварийного охлаждения зон аварийной и послеаварийной половин реактора и промежуточного контура); насосы вентиляционных систем охлаждения помещений первого контура; спринклерные насосы; масляные насосы турбогенераторов; валоповоротные устройства; перегрузочные машины; системы биологической и технологической дозиметрии. Сети электроснабжения таких нагрузок называются сетями второй категории надежности. Источниками их питания в аварийных режимах являются дизель-генераторы с автоматическим запуском.

Третья группа — потребители, не предъявляющие повышенных требований к надежности электроснабжения. К ним относятся: главные циркуляционные насосы (ГЦН) с большими маховыми массами; конденсатные, циркуляционные, питательные насосы. Потребители третьей группы не требуют включения при обесточивании системы с.н. и не участвуют в процессе аварийного расхолаживания реактора. При нормальном режиме работы их питание осуществляется от рабочих трансформаторов с.н., а при аварийном — от резервных трансформаторов с.н.

Для питания потребителей с.н. АЭС используются следующие сети:

· сеть 6 кВ переменного тока — предназначена для питания электродвигателей мощностью более 200 кВт и понижающих трансформаторов 6/0,4 и 6/0,23 кВ;

· сеть 380/220 В переменного тока — предназначена для питания электродвигателей мощностью до 200 кВт, систем освещения и других нагрузок;

· сети 380/220 и 55 В переменного тока с изолированной нейтралью — предназначены для питания устройств электрообогрева оборудования и трубопроводов первого и второго контуров;

· сети надежного питания 380 и 220 В переменного и 220 В постоянного тока — предназначены для питания потребителей первой категории надежности;

· сети надежного питания 6 кВ и 380/220 В переменного тока — предназначены для питания потребителей второй категории надежности.

РУ всех напряжений выполняются с одной секционированной системой сборных шин. Число секций на напряжение 6 кВ выбирается в зависимости от количества ГЦН первого контура и допустимого количества одновременно отключаемых ГЦН (без срабатывания аварийной защиты реактора), а также числа устанавливаемых рабочих трансформаторов с.н. и их мощности. Не допускается подключение более двух ГЦН (при шести ГЦН на блок) и более одного ГЦН (при четырех ГЦН и менее на блок) к одной секции 6 кВ. На одном энергетическом реакторе должно быть не менее двух секций 6 кВ, каждая из которых должна присоединяться к рабочему трансформатору с.н. через свой выключатель, а также автоматически подключаться к шинам резервного трансформатора с.н. через отдельные выключатели. К этим секциям подключаются потребители 6 кВ третьей группы. Общестанционная нагрузка должна равномерно распределяться между секциями 6 кВ всех блоков.

Для электроснабжения потребителей второй группы число секций на 6 кВ должно соответствовать числу систем безопасности АЭС. Секции должны подключаться к источнику (секциям) нормального питания через последовательно включенные выключатели СВ1 и СВ2 (рис. 4.20). К секциям HI по схеме автоматического ввода резерва подключаются дизель-генераторы ДГ. При наличии трех систем безопасности состав механизмов с.н., подключенных к каждой секции надежного питания, и мощность каждого ДГ должны обеспечивать аварийное расхолаживание реактора при любом виде аварии, следовательно, мощность каждого ДГ должна быть рассчитана на покрытие 100 % нагрузки одной системы безопасности. Взаимное резервирование ДГ не предусматривается.

Число секций 0,4 кВ для потребителей второй группы Н2 также должно соответствовать числу систем безопасности АЭС, каждая из которых (секция) подключается через отдельный понижающий трансформатор 6/0,4 кВ к определенной секции надежного питания 6 кВ. Резервирование секций 0,4 кВ не предусматривается.

Потребители первой группы надежности питаются от сборок щитов постоянного тока Н4, которые, в свою очередь, получают питание от сети 0,4 кВ через статические преобразователи постоянного тока в переменный. Для резервирования потребителей СУЗ используют дополнительную аккумуляторную батарею АБ.

Выпрямители ВУ выполняют роль подзарядного и зарядного устройств для АБ. Автоматические инверторы АИ, ВУ и АБ представляют собой агрегат бесперебойного питания.

Для питания потребителей машинного зала АЭС и деаэраторной предусматриваются четыре блочные секции 0,4 кВ. Резервное питание последних осуществляется от отдельного трансформатора соседнего блока, который обеспечивает запуск ответственных за сохранность оборудования и работу средств пожаротушения электродвигателей. При аварии надежное питание ответственных потребителей машинного зала и деаэраторной осуществляется от отдельного (четвертого) ДГ. Три масляных насоса системы уплотнения вала генератора питаются от трех систем надежного питания.

Потребители третьей группы питаются от рабочего трансформатора с.н., подключенного к выводам генератора, и секций А и Б на 6 кВ, двигатели мощностью 200 кВт и выше — непосредственно от шин 6 кВ, а меньшей мощности — от понижающих трансформаторов 6/0,4 кВ. Резервное питание секций А и Б осуществляется от резервного трансформатора с.н.

Потребители второй группы питаются при последовательно включен­ных выключателях СВ1 и СВ2 от секции HI и понижающего трансформатора 0,4 кВ секции Н2. При аварии секция HI отделяется от секции Б выключателями СВ1 и СВ2. Надежность отделения обеспечивается при отказе даже одного из выключателей. В этом случае устройство АВР подключает к секции HI автономный источник ДГ, который в течение 2 мин принимает нагрузку потребителей на себя. Подключение потребителей к ДГ осуществляется автоматически ступенчато, так как суммарная пусковая мощность двигателей этой группы потребителей значительно превышает мощность ДГ.

Ступенчатый пуск осуществляется таким образом, чтобы активная и реактивная мощности запускаемых электродвигателей не превышали мощности ДГ. При этом наблюдаются колебания напряжения, тока и частоты в системе надежного питания. Поэтому предполагается частотный пуск, при котором напряжение ДГ регулируется автоматически, пропорционально средней частоте вращения группы двигателей, и процесс пуска стабилизируется и становится более устойчивым. Во время эксплуатации один из ДГ может быть выведен в ремонт, тогда запускают два других ДГ и подключают их к шинам надежного питания второй группы потребителей других секций. При выходе из строя на одном блоке двух ДГ блок останавливают.

Потребители первой группы подключаются к секциям надежного питания НЗ и Н4 напряжением 0,4 кВ переменного тока и 220 В постоянного тока. Автономным источником для этих потребителей является постоянно включенная АБ.

В нормальном режиме потребители первой группы получают электроснабжение от шин надежного питания Н2 через ВУ и АИ. Связь между секциями надежного питания переменного и постоянного напряжений может быть осуществлена обратимым агрегатом ОА (рис. 4.20, б), который состоит из машин постоянного тока и синхронной, находящихся на одном валу.

Обратимый агрегат работает в режиме «синхронный двигатель — генератор постоянного тока» и является подзарядным агрегатом АБ так же, как и ВУ в схеме, показанной на рис. 4.20, а. При исчезновении напряжения переменного тока на секции Н2 синхронный двигатель — генератор постоянного тока автоматически отделяется от секции НЗ, и обратимый агрегат переходит в режим «двигатель постоянного тока — синхронный генератор», обеспечивая питание потребителей первой группы на переменном напряжении от АБ.

Питающий трансформатор, выпрямитель и автоматический инвертор в комплекте с аккумуляторной батареей составляют агрегат бесперебойного питания. На реакторном блоке устанавливают пять комплектов агрегатов бесперебойного питания: три — для трех систем безопасности и по одному — для питания общеблочной нагрузки и нагрузки информационно-вычислительного комплекса. Все агрегаты бесперебойного питания работают раздельно и не имеют взаимного резервирования, а относящиеся к системе безопасности имеют различные шины двигательной нагрузки и нагрузки управления с целью исключения влияния двигателей на систему управления.

Электроснабжение электродвигателей ГЦН с большими маховыми массами осуществляется от секций А и Б (6 кВ), как и потребителей третьей группы.

При аварийном расхолаживании энергия маховых масс ГЦН используется для циркуляции теплоносителя в необходимом объеме. ГЦН с малыми маховыми массами при потере питания выбегают быстро и не могут обеспечить аварийного расхолаживания реактора. В этом случае применяется схема электроснабжения ГЦН, приведенная на рис. 4.21.

В нормальном режиме работают все четыре двигателя ГЦН1ГЦН4, причем ГЦН1 и ГЦН2 получают питание от дополнительной секции В (6 кВ) и обеспечивают в аварийном режиме расхолаживание реактора. Для этого к секции В подключается вспомогательный генератор ВГ, находящийся на одном валу с основным генератором. Энергия выбега турбогенератора через ВГ используется для работы двигателей ГЦН1 и ГЦН2. Для более длительного поддержания напряжения на двигателях ГЦН1 и ГЦН2 при выбегающем турбогенераторе ВГ имеет многоступенчатую форсировку возбуждения.

Если на одном реакторе устанавливают два турбогенератора, то в цепи присоединения к повышающему блочному трансформатору используют два выключателя, между которыми подключают рабочие трансформаторы с.н. (рис. 4.22). При повреждениях в РУ высшего напряжения генераторы блоков отключаются от повышающих трансформаторов соответствующими выключателями, а энергия их выбега идет на питание ГЦН, обеспечивающих аварийное расхолаживание реактора.

На подстанциях потребителями с.н. являются: электродвигатели систем охлаждения трансформаторов и синхронных компенсаторов; приводы компрессоров, снабжающих воздухом воздушные выключатели и пневматические приводы; устройства обогрева выключателей и шкафов с установленными в них аппаратами и приборами; электрическое отопление и освещение; системы пожаротушения, связи, телемеханики, релейной защиты и автоматики.

Электроснабжение наиболее ответственных потребителей с.н. ПС (цепей управления, защиты, телемеханики, связи, пожаротушения) осуществляется от сети переменного тока через стабилизаторы напряжения и выпрямители или от независимого источника — аккумуляторной батареи. В последнем случае предусматриваются преобразователи для ее заряда. Аккумуляторная батарея работает всегда в режиме постоянного подзаряда для обеспечения непрерывной готовности отдавать запасенную энергию, а также увеличения ее срока службы и упрощения эксплуатации. Подзарядное выпрямительное устройство включается между шинами АБ и шинами 0,4 кВ системы с.н. В этом случае в нормальных условиях питание потребителей оперативного тока происходит от сети через выпрямительное устройство, а АБ воспринимает «толчковую» нагрузку (например, при включении выключателей). При исчезновении напряжения переменного тока и отключении подзарядного устройства АБ принимает на себя всю нагрузку.

На рис. 4.23 представлена схема питания с.н. ПС. На ПС с оперативным переменным током (ПС на напряжения 35—220 кВ без выключателей на высшем напряжении) трансформаторы с.н. с помощью отпайки присоединяются к выводам главных трансформаторов, что обеспечивает питание цепей управления при потере напряжения на шинах 6—10 кВ. Шины 0,4 кВ секционируются, оперативные цепи переменного тока питаются через стабилизаторы напряжения СТ.

На ПС с оперативным постоянным током трансформаторы с.н. присоединяются к шинам 6—10 кВ РУ НН, от которого осуществляется электроснабжение местной нагрузки. Постоянный оперативный ток применяется на всех ПС с высшим напряжением 330—750, 110—220 кВ с числом масляных выключателей три и более, 35—220 кВ с воздушными выключателями.

Дата добавления: 2020-07-05 ; просмотров: 2560 ; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ

Добавить комментарий