РД 51-00158623-07-95

РД 51-015 86 23-07-95

Группа Е02

РУКОВОДЯЩИЙ НОРМАТИВНЫЙ ДОКУМЕНТ

ПРИМЕНЕНИЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ СОБСТВЕННЫХ НУЖД НОВОГО

ПОКОЛЕНИЯ С ПОРШНЕВЫМ И ГАЗОТУРБИННЫМ ПРИВОДОМ

ОКСТУ 3375

Дата введения 1997-03-01

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 04.02.1997 г.

УТВЕРЖДЕН членом правления РАО "Газпром" В.В. Ремизовым 13.02.1997 г.

Разработан впервые.

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 15002500 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.

Таблица 1

Назначение электростанций собственных нужд (ЭСН)

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.

Таблица 2

Перечень электростанций, готовящихся к серийному выпуску,

рекомендованных к применению на объектах РАО "Газпром"

Условные обозначения:

Д - дизельное топливо;

ГД - газ/дизельное топливо;

Г- газ;

Ж - авиационное или дизтопливо.    

1.2 Общие требования к конструкции ЭСН

1.2.1 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.

1.2.2 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.

1.2.3 Модули по своим габаритам и массе должны позволять транспортировку автомобильным, железнодорожным и водным транспортом. Вес не более 30-60 т в одном блок-модуле.

1.2.4 Конструкция блоков ЭСН должна обеспечивать выполнение требований настоящего РД, "Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации" (РД 34.20.501-95) и других действующих нормативных документов [14, 15, 16, 22, 23, 24, 25, 26, 27, 28, 29, 30, 31, 33, 36,37].

1.2.5 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°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, 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.

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

1.2.7 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 12.1.004).

Перечень наиболее опасных в пожарном отношении объектов и помещений устанавливается техническим заданием на проектирование ЭСН [29, 30, 31].

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.

1.2.9 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

2.1.1 Основным и резервным топливом для агрегатов ЭСН является природный газ, подготовленный в соответствии с требованиями ГОСТ 29328 и ТУ на двигатели. Основные характеристики газообразных топлив приведены в ГОСТ 5542 и в табл. 3 и 4.

2 1.2 Давление и температура природного газа, содержание примесей в газе должны быть согласованы между разработчиком и заказчиком ЭСН [14,15].

2.1.3 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].

2.1.4 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.

2.1.5 Не допускается пересечение трубопроводов с газом вентиляционных шахт, воздуховодов, электрических распределительных проводок.

2.1.6 Топливная система ГТД должна иметь продувочную свечу с запорным устройством. Устройство свечи должно соответствовать требованиям "Правил безопасности в газовом хозяйстве" [35].

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

Таблица 3

Основные параметры компонентов топлив

Таблица 4

Составы природных и искусственных газов в % объема

2.2 Масляная система

2.2.1 Запас масла принимается на срок, оговоренный в задании на проектирование ЭСН [34].

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

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

2.2.4 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.

2.2.5 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.

2.2.6 Расходные баки масла объемом 5 м 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.

2.2.7 Расходные баки емкостью свыше 1 м 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.

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

2.2.9 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 предусматриваются.

2.2.10 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.

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

2.2.12 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.

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

2.2.14 Масло дня смазки должно сохранять свои качества в диапазоне возможных температур наружного воздуха.

2.2.15 Расходные баки должны быть оборудованы уровнемерами, в которых предусматривается возможность сигнализации максимального и минимального уровня масла.

2.2.16 Целесообразна проработка вопроса использования для сказки подшипников генератора масла, применяемого в приводе электроагрегата.

2.3 Системы охлаждения и технического водоснабжения

2.3.1 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.

2.3.2 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.

2.3.3 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.

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

2.3.5 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.

2.3.6 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 суток. Резервные ЭСН с ГТД должны допускать запуск и последующую работу без снабжения технической водой.

2.4 Системы забора воздуха и выхлопа

2.4.1 Параметры воздуха, поступающего в ЭСН, должны соответствовать требованиям завода-изготовителя.

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).

2.4.3 При отсутствии требований завода-изготовителя к качеству циклового воздуха принимается:

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

- для агрегатов с поршневым приводом предельная запыленность воздуха не более 5 мг/м.

2.4.4 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.

2.4.5 Для основных (базовых) ЭСН с ГТД с целью повышения их экономичности должна предусматриваться утилизация тепла отходящих газов. Отсутствие утилизации должно иметь технико-экономическое обоснование.

2.4.6 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.

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

2.4.8 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.

2.5 Приводной двигатель (ГТД и ДВС) генератора

2.5.1 Двигатель должен обеспечивать длительную устойчивую параллельную работу генератора с энергосистемой любой мощности с двигателями аналогичных типов, а также на автономную нагрузку [20, 21, 25].

2.5.2 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.

2.5.3 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.

2.5.4 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.

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

2.5.6 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.

2.5.7 Должно предусматриваться устройство для обеспечения проворота ротора турбогенератора.

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

2.5.9 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 должна допускаться работа генератора с частотой вращения до 92% и более 101%.

2.5.10 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).

2.5.11 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.

2.5.12 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.

2.5.13 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.

2.5.14 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.

2.5.15 Автомат безопасности должен надежно отключать ГТУ при повышении частоты вращения на 10-15% выше номинальной.

2.5.16 Выбросы вредных веществ с отработавшими газами не должны превышать нормативов, установленных в ГОСТ 29328.

3. Электротехническая часть

    

3.1 Главная схема и оборудование электростанций напряжением 6(10) кВ

3.1.1 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].

3.1.2 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.

3.1.3 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.

3.1.4 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.

3.1.5 Собственные нужды электростанции должны быть запитаны непосредственно от шин генераторного напряжения.

3.1.6 Распредустройства ЗРУ - 6(10) кВ и ЗРУ - СП - 6(10) кВ должны быть выполнены на базе комплектных распредустройств с вакуумными или элегазовыми выключателями.

3.1.7 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 RC-цепочек. Ограничители перенапряжений и RС-цепочки должны допускать длительную работу под линейным напряжением сети.

3.1.8 Должно быть предусмотрено частичное заземление нейтрали сети 6(10) кВ через резисторы с ограничением активной составляющей тока металлического однофазного замыкания до значения 30-40 А.

3.1.9 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 3.2.30;

- синхронизацией (точной ручной и автоматической) на выключателях генераторов, всех секционных выключателях и выключателях связи с энергосистемой;

- устройства частичного заземления нейтрали должны быть оснащены автоматикой, обеспечивающей поддержание тока 033 на уровне 30-40 А и защитой, отключающей это устройство при отказе защиты от однофазных замыканий отходящих линий или генераторов.

3.1.10 Все устройства РЗ и ПА предпочтительно выполнять на базе цифровой техники с учетом обеспечения работоспособности в условиях низких температур.

3.1.11 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.

3.1.12 Для управления и сигнализации должен применяться оперативный постоянный ток напряжением 220 В.

3.1.13 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.

3.1.14 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.

3.1.15 Применение высоковольтных плавких предохранителей не допускается (кроме установки для защиты трансформаторов напряжения).

3.1.16 Для питания трансформаторов КЦ и АВО газа должны применяться радиальные схемы.

3.2 Генератор

3.2.1 Номинальная мощность должна соответствовать максимальной мощности приводного двигателя, получаемой в условиях низких температур воздуха. Частота вращения - 3000 об/мин (1000-1500) номинальное напряжение 0,4; 6,3(10,5) кВ, коэффициент мощности - 0,8, соединение обмоток - звезда.

3.2.2 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.

3.2.3 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.

3.2.4 Со стороны нулевых выводов в генераторе должны быть установлены трансформаторы тока для дифференциальной и максимальной токовой защиты.

3.2.5 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.

3.2.6 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.

3.2.7 Валопровод турбина-генератор должен выдерживать действие повышенного знакопеременного пульсирующего момента (уточняется при проектировании), обусловленного действием апериодической составляющей тока к.з.

3.2.8 Генератор должен обеспечивать длительную устойчивую параллельную работу с энергосистемой любой мощности, с генераторами аналогичной и разных серий, а также на автономную нагрузку.

3.2.9 Генератор должен допускать мгновенный сброс и наброс нагрузки, равной номинальной мощности, и запуск асинхронного двигателя с пусковым током, не превосходящим двукратный номинальный ток.

3 2.10 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.

3.2.11 Характеристики генератора и системы возбуждения должны обеспечивать надежное возбуждение генератора при частоте вращения 92-105% номинальной и качество электроэнергии в соответствии с ГОСТ 13109 [25].

3.2.12 Параметры генератора и возбудителя должны обеспечивать значение установившегося тока трехфазного к.з. на выводах генератора не менее трехкратного номинального тока статора.

3.2.13 Тип возбуждения - бесщеточное с контролем тока возбуждения генератора.

3.2.14 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.

3.2.15 Регулятор напряжения должен подключаться к трансформаторам тока, устанавливаемым со стороны рабочих выводов генератора.

3.2.16 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.

3.2.17 Увеличение напряжения генератора сверх номинального при работе регулятора возбуждения и форсировки, связанной с подключением нагрузки, не должно быть более 10%.

3.2.18 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.

3.2.19 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.

3.2.20 В системе возбуждения должны быть сформированы следующие сигналы для передачи на пульт управления электростанции: "неисправность возбудителя", "форсировка возбуждения", "готовность АРВ к пуску".

3.2.21 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 к нарушению работы генератора.

3.2.22 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%.

3.2.23 Генератор должен включаться на параллельную работу в сеть методом точной синхронизации (автоматической или ручной).

3.2.24 Генератор должен изготовляться на подшипниках скольжения с циркуляционной смазкой под давлением. Подшипник со стороны газотурбинного двигателя должен быть упорноопорным.

3.2.25 На корпусах подшипников должны быть предусмотрены площадки для вибродатчиков [17].

3.2.26 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.

3.2.27 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.

3.2.28 Генератор должен быть оборудован системой пожаротушения.

3.2.29 Для предотвращения циркуляции токов через вал и подшипники генератора должна быть предусмотрена изоляция стула и трубопроводов смазки подшипников со стороны возбудителя генератора.

3.2.30 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

3.3.1 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 - .

3.3.2 Количество трансформаторов собственных нужд (ТСН) рекомендуется принимать не менее количества секций сборных шин генераторного напряжения 6(10) кВ.

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.

3.3.5* 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".

3.3.6 Для аварийного питания ответственных нагрузок 0,4 кВ при потере питания собственных нужд электростанции, а также при ее запуске с "нуля", должен предусматриваться аварийный дизель-генератор соответствующей мощности с автоматическим запуском и включением (с предварительным отключением неответственных нагрузок защитой минимального напряжения). Требования к аварийным дизель-генераторам - см. работу [2].

3.3.7 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.

3.3.8 Сеть 0,4 кВ собственных нужд выполняется с глухозаземленной нейтралью.

3.3.9 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.

3.3.10 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.

3.3.11 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.

3.3.12 По всем линиям питания ответственных электроприемников должна быть обеспечена селективность действия защит.

3.3.13 При необходимости установки в ответственных сборках 0,4 кВ нестойкой коммутационной аппаратуры следует устанавливать на вводе в сборку токоограничивающие реакторы 0,4 кВ.

3.3.14 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.

3.3.15 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

3.4.1 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.

3.4.2 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.

3.4.3 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).

3.4.4 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.

3.4.5 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.

3.4.6 В схемах ЩПТ с шиной повышенного напряжения для дозарядки концевых элементов аккумуляторных батарей должны быть установлены специальные подзарядные устройства.

3.4.7 Питание оперативным током распредустройств ЗРУ - 110 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.

3.4.8 На обеих секциях ЩПТ должны быть установлены устройства контроля изоляции, сигнализации замыканий на землю, контроля уровня напряжения на шинах.

3.4.9 На каждой секции шин постоянного тока должны быть предусмотрены устройства защиты от перенапряжений, выполненные с помощью нелинейных ограничителей перенапряжений (ОПН).

3.4.10 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.

3.4.11 Компоновка панелей и шкафов ЩПТ должна быть свободной и удобной для эксплуатации и ремонта.

3.4.12 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

3.5.1 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.

3.5.2 Для заземления электрооборудования должны использоваться специальные заземляющие контуры, а также металлические свайные фундаменты зданий и сооружений.

3.5.3 На случай отключения водяного отопления должен быть предусмотрен электрообогрев помещений и оборудования с постоянно находящимся в помещении обслуживающим персоналом.

3.5.4 Электродвигатели, аппаратура, приборы и кабельная продукция, применяемые во взрывоопасных зонах, должны иметь исполнение в соответствии с международными стандартами, согласованными со стандартами России.

3.5.5 Помещения электростанции должны быть оборудованы устройствами телефонной и громкоговорящей связи, устройства связи должны быть обеспечены надежными и хорошо слышимыми средствами вызова.

3.5.6 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.

3.5.7 Кабели во взрывоопасных зонах должны быть медными с отдельной жилой для заземления.

3.5.8 Молниезащита и защитные заземления зданий и сооружений, а также заземление электрооборудования проектируются и поставляются по стандартам России.

3.5.9 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.

3.5.10 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.

Кроме того, система управления, контроля и защиты должна быть удобной в эксплуатации и обеспечивать выполнение указанных требований при расширении электростанции и вводе новых энергоблоков.

4.2 Исходя из специфики управляемого оборудования и специализации дежурного (оперативного) персонала, должны быть предусмотрены подсистема АСУ теплотехнической части и подсистема АСУ электротехнической части, причем последняя является ведущей. В подсистеме АСУ теплотехнической части должны решаться задачи пуска, остановки, защиты и управления газовых турбин и соответствующего технологического вспомогательного оборудования. В подсистеме АСУ электротехнической части должны решаться задачи синхронизации генераторов, распределения электрических нагрузок между генераторами, регулирование частоты, напряжения, управления работой электрической части электростанции, режимного и противоаварийного управления локальной энергосистемы.

4.3 Центральные части обеих подсистем АСУ устанавливаются в помещении, называемом далее главным щитом управления электростанции (ГЩУ).

4.4 Обе подсистемы должны работать в реальном масштабе времени. Должен быть предусмотрен единый координирующий центр, обеспечивающий введение единого времени во всех контроллерах программно-технического комплекса.

4.5 Контроллеры обеих подсистем рекомендуется выполнять на единой элементной базе. В АСУ теплотехнической части реализуются алгоритмы, разработанные для комплекса управления на базе существующих систем. Для АСУ электротехнической части алгоритмы управления разрабатываются с учетом имеющегося опыта аналогичных разработок в энергетике на базе быстродействующих АСУ.

4.6 Интервал дискретизации (период сканирования) ввода аналоговых и дискретных сигналов должен варьироваться в зависимости от вида объекта. Минимальный период сканирования должен составлять не более:

- для АСУ теплотехнической части - 0,5 с;

- для АСУ электротехнической части - 10 мс;

- для системы регистрации аварийных процессов - 1 мс, точность привязки в системе единого времени должна быть не хуже 1 мс.

4.7 Программное обеспечение на всех уровнях должно быть совместимым с IВМ-РС.

4.8 Для обмена информацией внутри и вне систем АСУ должны использоваться стандартные протоколы обмена и стандартные технические средства.

4.9 Подсистема АСУ теплотехнической части должна обеспечивать реализацию следующих функций:

- режим горячего резерва агрегата (включается автоматика электроподогрева масла, валоповорот и др. механизмы, обеспечивающие возможность запуска турбогенератора в течение не более 15 мин );

- автоматическую проверку готовности агрегата к пуску;

- холодную прокрутку ГТГ;

- автоматический пуск с выводом турбогенератора на номинальную частоту вращения;

- автоматическую нормальную или аварийную остановку турбины;

- технологическую защиту турбины;

- автоматическое регулирование частоты вращения турбогенератора, возможность дистанционного изменения уставки автомата регулирования частоты вращения (мощности) турбогенератора;

- вычисление запаса по помпажу;

- контроль технологических параметров турбины и вспомогательных устройств;

- представление информации (в том числе в виде мнемосхем) о текущем значении контролируемых параметров по вызову оператора;

- непрерывное отображение текущих значений наиболее важных параметров;

- учет расхода топливного газа, времени наработки, числа пусков и остановов;

- управление устройствами жизнеобеспечения (вентиляторы, насосы, калориферы, жалюзи и т.д.) и вспомогательными технологическими системами;

- управление средствами пожаротушения;

- контроль загазованности;

- предупредительную и аварийную (в том числе звуковую) сигнализацию;

- диагностику газовой турбины и вспомогательных устройств;

- документирование технологического процесса и аварийных ситуаций.

4.10 Подсистема АСУ электрической части должна обеспечивать реализацию следующих функций:

- синхронизация генератора;

- управление всеми выключателями главной электрической схемы электростанции, управление выключателями питания собственных нужд электростанции, в том числе аварийными дизель-генераторами;

- управление оперативным постоянным током;

- представление на экране монитора мнемосхем электрической части с указанием текущих параметров;

- аварийную и предупредительную сигнализацию о работе электрической части электростанции на экране монитора;

- звуковую информацию о наиболее важных событиях;

- управление мощностью генераторов (частотой вращения);

- управление возбуждением генераторов (реактивной мощностью, напряжением);

- распределение активных и реактивных нагрузок между генераторами;

- противоаварийную автоматику в объеме "Правил устройства электроустановок" (ПУЭ) [16];

- режимное и противоаварийное управление локальной энергосистемы;

- защиту элементов электрической схемы, в том числе генераторов, в объеме "Правил устройств электроустановок";

- автоматическую регистрацию и анализ аварийных режимов с записью осциллограмм переходных процессов и их расшифровкой;

- регистрацию последовательности срабатывания защит;

- дистанционную смену установок защит и автоматики (при применении цифровых устройств РЗА);

- определение мест повреждений на линиях электропередач;

- коммерческий и технический учет электроэнергии;

- ведение суточных ведомостей и ведомостей событий;

- ведение архива режимов работы и аварийных событий;

- контроль и диагностику генератора и возбудителя;

- контроль и отображение устойчивых тенденций развития режимов электрооборудования.

4.11 Между подсистемами АСУ теплотехнической и электротехнической частей должны быть предусмотрены каналы связи для передачи сигналов защиты и управления, в частности:

- сигнала аварийного отключения турбины от технологических защит с действием на отключение генератора;

- сигнала отключения генератора при внутренних повреждениях или защитой от обратной мощности с действием на отключение турбины;

- сигнала "прибавить" и "убавить" частоту вращения (мощность) силовой турбины с действием управления с ГЩУ, а также для опробования и наладки должно быть предусмотрено местное управление аварийными дизель-генераторами, выключателями рабочего и резервного питания секций собственных нужд, отдельными электродвигателями, высоковольтными выключателями и другим оборудованием.

4.12 Кроме телефонной связи, между местным щитом турбогенератора и ГЩУ на каждом пульте управления турбогенератора должен предусматриваться командоаппарат с запоминанием и общим съемом следующих световых сигналов (в виде световых табло) в обе стороны:

- внимание;

- прибавить;

- убавить;

- генератор в сети;

- машина в опасности;

- управление с ГЩУ;

- управление с места;

- телефон.

4.13 Для исключения помех в качестве сетевых магистралей распределенной АСУ следует использовать волоконно-оптические кабели.

4.14 Источники питания АСУ - переменный трехфазный ток напряжением 380/220 В (допускаются отклонения от +10 до -25%), частотой 50 Гц (допускаются отклонения ± 1 Гц) и постоянный ток 220 В (допускаются отклонения +10 до -25%). Отключение одного из источников не должно приводить к сбоям в работе АСУ [25].

4.15 Устройства управления, контроля и защиты должны удовлетворять следующим требованиям:

- упаковка и консервация - по нормативам для Крайнего Севера;

- транспортировка - любым видом транспорта при температуре от -50°С до +50°С и влажности 100%;

- хранение - в закрытом помещении при температуре воздуха от 0 до 50°С и относительной влажности 95%;

- работа - в условиях температур воздуха от -40°С до +50°С и относительной влажности до 90%;

- устойчивость к воздействию магнитных полей частотой 50 Гц, напряженностью до 400 А/м;

- наработка на отказ типа "ложная аварийная остановка" и "невыполнение функций контроля" - 100000 ч;

- наработка на отказ типа "пропуск аварии" - 50000 ч;

- время восстановления - 1 ч;

- срок службы - не менее 20 лет.

4.16 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 отключениям объектов управления.

4.17 Для повышения надежности АСУ должны применяться:

- современная К МОП элементная база;

- резервирование магистралей межмашинного обмена и наиболее ответственных функциональных комплексов;

- резервирование магистралей межмашинного обмена и наиболее ответственных функциональных комплексов;

- самодиагностика средств вычислительной техники;

- непрерывный контроль измерительных каналов, цепей датчиков и исполнительных механизмов;

- конструкции, исключающие принудительную вентиляцию;

- волоконно-оптические линии связи.

5. Оценка надежности ЭСН

    

5.1 Показатели надежности

5.1.1 Требования к надежности ЭСН задаются в техническом задании на разработку (для одноагрегатных ЭСН) или проектирование (для многоагрегатных). При этом учитываются назначение ЭСН, достигнутый уровень надежности прототипов, показатели надежности комплектующих элементов, узлов, внешние условия применения [5, 6, 7, 8, 10, 11, 12, 13].

5.1.2 Основополагающим понятием при оценке надежности ЭСН является отказ-событие, заключающееся в переходе в состояние, при котором производительность (мощность) ЭСН меньше потребности. Для ЭСН отказы дифференцируются на частичные (приводящие к дефициту мощности) и полные (полный сброс нагрузки всех генераторов ЭСН).

5.1.3 В качестве основных показателей надежности для всех ЭСН принимаются [7, 8]:

- для оценки безотказности - средняя наработка на отказ t (для многоагрегатных - Т), год или обратное значение - параметр потока отказов (для многоагрегатных - ), 1/год;

- для оценки ремонтопригодности - среднее время восстановления (для многоагрегатных ЭСН - ) или обратное значение - интенсивность восстановления =8760/ (М=8760/), 1/год.

5.1.4 В качестве дополнительных технических показателей надежности принимаются:

- для одновременной комплексной оценки безотказности и ремонтопригодности ЭСН - коэффициент аварийности или , о.е;

- для учета планово-предупредительных ремонтов ППР - среднее время между ППР, , год (или обратное значение - интенсивность ППР, , 1/год) и среднее время проведения ППР, , г (или обратное значение - характеристика ремонтоприспособленности = 8760/, 1/год), а для одновременной комплексной оценки этих свойств - коэффициент продолжительности ППР ) , о.е.

5.1.5 В качестве дополнительных экономических показателей надежности [8, 9] для многоагрегатных ЭСН принимаются:

- разовые ущербы, оценивающие последствия разовых отказов продолжительностью ;

- годовые ущербы, оценивающие последствия за год отказов общей продолжительностью .

5.1.6 В случае, когда для многоагрегатных ЭСН показатели ущерба неспособны однозначно оценить характер и тяжесть последствий недостаточной надежности (например, при нарушении жизнеобеспечения в районах Крайнего Севера), в качестве технических и экономических показателей надежности возможно использование кратности резервирования - отношение числа резервных элементов I к числу резервируемых m, в виде несокращаемой дроби, 1/m (случай I=m=1 называется дублированием), объем годовых абсолютных или относительных ) недопоставок газа из-за отказов ЭСН.

5.2 Методы нахождения показателей надежности

5.2.1 Эксплуатационные показатели надежности одноагрегатных ЭСН и отдельных элементов многоагрегатных ЭСН необходимо находить статистическим методом, с использованием аппарата классической математической статистики [10, 11] или малой выборки [12].

5.2.2 Показатели надежности многоагрегатных ЭСН необходимо находить расчетным методом [13], в частности, технические показатели надежности - логико-вероятностным методом [5], а экономические показатели надежности - на основе анализа последствий отказов, например, [6] - приложение 3.

5.2.3 При оценке надежности ЭСН, работающих в системе электроснабжения объектов, рекомендуется учитывать только те отказы, последствия от которых являются наиболее тяжелыми (в частности, устраняемые с помощью ремонтов).

5.3 Оптимизация показателей надежности

5.3.1 Оптимизация показателей надежности одноагрегатных ЭСН и элементов многоагрегатных ЭСН должна выполняться по методикам [5, 9].

5.3.2 Оптимальными являются также значения показателей и , которые экономически невыгодно как улучшать (из-за чрезмерно больших капитальных вложений), так и ухудшать (из-за резкого увеличения ущерба при недостаточной надежности) [7, 8].

5.3.3 Технико-экономические расчеты показывают, что повышение надежности ЭСН наиболее выгодно достигать следующими способами:

- для одноагрегатных ЭСН - повышением ремонтопригодности и уменьшением времени восстановления;

- для многоагрегатных ЭСН - уменьшением чувствительности системы к последствиям отказов элементов, в первую очередь - с помощью схемных решений, резервирования и автоматизации.

5.3.4 При использовании ЭСН для систем с экономическими оцениваемыми последствиями недостаточной надежности (ущербом), универсальным критерием оптимальности является минимум приведенных затрат с учетом этого ущерба: допустимым критерием оптимальности является минимум приведенных затрат без учета ущерба (при этом рассматривают варианты, надежность которых экспертно считается достаточной [1]); вынужденным критерием оптимальности считается обеспечение максимального повышения надежности на выделенные для этого дополнительные капитальные вложения.

5.3.5 При использовании ЭСН в системах с неоцениваемыми последствиями недостаточной надежности (например, в условиях Крайнего Севера) для оптимизации рекомендуется критерий минимума приведенных затрат без учета ущерба для вариантов схем, надежность которых экспертно считается достаточной.

6. Экологические требования

6.1 Уровень шума, создаваемый ЭСН в зоне обслуживания, не должен превышать 80 дБ. Система шумоглушения должна обеспечивать снижение уровня шума, в районе воздухозабора и выхлопа до санитарных норм.

6.2 Октавные уровни вибрации, замеренные на рабочем месте в отсеке управления ЭСН, не должны превышать норм, установленных ГОСТ 12.1.012, категория 3а [38].

6.3 Октавные уровни звукового давления в отсеке управления не должны превышать норм, установленных в ГОСТ 12.1.003 [39].

6.4 Выбросы вредных веществ с отработанными газами не должны превышать норм, установленных ГОСТ 29328 и ГОСТ 24585 [18, 31].

6.5 Предельно допустимые концентрации вредных веществ на рабочем месте в отсеке управления не должны превышать норм, установленных ГОСТ 13822 [40].

6.6 Для определения концентрации вредных веществ в приземном слое в точках на разных расстояниях (r) от источника загрязнения и высоте от земли (Z) необходимо пользоваться формулой

,

где: M - количество выделяющихся вредных веществ, мг/с;

А - коэффициент турбулентного обмена, м/с;

Н - высота источника выброса над уровнем земли, м.

Для расчетов рекомендуется принимать минимальное значение коэффициента турбулентного объема А=0,05 м/с, ниже которого в атмосфере этот коэффициент может быть только в очень редких случаях. Концентрацию на поверхности земли (Z=0) можно определить по формуле

,

6.7 При анализе экологической обстановки прилегающих к ЭСН площадок жилой застройки и населенных пунктов и расчете концентраций оксидов азота в атмосфере необходимо пользоваться приведенной в п. 6.6 формулой.

Нормативные ссылки

Приложение 1

Термины и определения

Приложение 2

Наиболее распространенные электроагрегаты с ДВС отечественного

и зарубежного производства

Таблица 1

    

Таблица 2

Наиболее распространенные энергетические газовые турбины отечественного

и зарубежного производства