Реферат: Руководящий нормативный документ применение электростанций собственных нужд нового поколения с поршневым и газотурбинным приводом

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)


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 - 3003000 ч количеством пусков - 2050 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.

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

Полный ресурс, тыс.ч

1

ЭД-200С

В2 серии 6

АО "ТМЗ"

АО "ТМЗ"

0,2

Д

35

20

40







Екатеринбург

Екатеринбург



ГД

34

20

40


2

АСГД-500

12ГЧН 18/20

АО "Звезда" С.-Петербург

АО "Звезда"

С.-Петербург

0,5

ГД

37

7

20













Г

35

7

20


3

ГДГ-500/1500

6ГЧН21/21

АО "Волго- дизельмаш" Балаково


АО "Волго- дизельмаш" Балаково

0,5

Г

34

40


80


4

ДГ-98

6ГЧН-1А36/45


АО "РУМО" Н.Новгород

АО "РУМО"

Н. Новгород

0,8

Г




60


25 лет

5

ЭД-1000С

8ГЧН21/21

АО "ТМЗ" Екатеринбург

АО "ТМЗ" Екатеринбург

1,0

Д

37

36

85













ГД

35

36

85

6

ГТЭС-

1500-2Г

ГТГ-1500

судовой

АО "Проле- тарский з-д"

С.-Петербург


АО "Проле- тарский з-д"

С.-Петербург


1,5

Г

22

50


100

7

ГТЭ-1,5

ТВ7-117

"З-д им. В.Я.Климова"

С.-Петербург


СП "Роскортурбо" С.-Петербург

1,5

Г,Ж

26




32


8

КСГД-1500

18V 20/27DG

"Русский дизель"

С.-Петербург


"Русский дизель"

С.-Петербург


1,5

ГД




60

25

лет

9

ГТЭ-2,5

2хТВ3-117

"З-д им. В.Я.Климова"

С.-Петербург


СП "Роскортурбо" С.-Петербург

2,5

Г,Ж

24,7





40


10

ПАЭС-2500М

Д-30ЭУ авиационный


АО "Авиа- двигатель" Пермь

АО "Авиа- двигатель" Пермь

2,5

Г


22


25


40


11

ЭГ-2500

ГТД-2,5 судовой


ОЗ "Энергия" Кривой Рог

АО КрТЗ- "Констар"

Кривой Рог


2,5

Г

29,5

ГТД

20


40


12

АГЭА-3500

16ДПН2А- 23/2х30

"Русский дизель"

С.-Петербург


"Русский дизель" С.-Петербург

3,5

Г

33,3

130

30 лет

13

ГТЭС-4000

Д-30ЭУ-2 авиационный

АО "Авиа- двигатель" Пермь


НПО "Искра" Пермь

4,0

Г


24,3

20

40


14

ЭГ-6000

ДВ-71 судовой


НПП "Машпроект"

Николаев


АО "Белэнерго- маш"

Белгород

6,0

Г

30,5

10


30


15

БЭС-9,5

НК-14Э

авиационный

АО "Моторо- строитель" Самара


АО "ЦКБ Лазурит" - разработчик, изготовитель не определен


9,5

Г

32 - для привода

15


50


16

ГТЭС-12

ПС-90 авиационный

АО "Авиа- двигатель"

Пермь

НПО "Искра" Пермь

12

Г

34 - для привода

30

50


17

ГТЭС-16

ДБ-90 судовой

НПП "Машпроект"

Николаев


ПО "Заря"

Николаев

16

Г

35

20


60

18

ГТЭС-20

АЛ-31 СТЭ авиационный

УМПО

Уфа

фирма "Модуль" АО "Кировский з-д"

С.-Петербург


20

Г

35,8

15

45

19

ГТЭС-25

НК-37

АО "Моторо- строитель"

Самара


фирма "Модуль" АО "Кировский з-д"

С.-Петербург

25

Г


36,4

20


60


20

ГТЭ-25У

ГТУ-25

АО "ТМЗ" Екатеринбург

АО "ТМЗ" Екатеринбург (совместно с АО

"Мосэнерго"

25

Г


31,8

25

100



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


Параметры

Метан

(СН)

Этан

(С Н)

Пропан (СН)

Бутан

(СН)

Пентан

(СН)

Изооктан

(СН)

Этилен (СН)


Молекулярный вес


16,03

30,05

44,06

58,08

72,09

114,2

28,03

Газовая постоянная, кгс·м/кг·К


52,81

28,22

19,25

14,6

11,78

7,6

30,25

Температура кипения, °С


-161,6

-88,6

-42,2

-0,5

36

99,2

-103,5

Плотность:

в парообразном состоянии, кг/м;


0,67




1,273



1,867




2,46




3,05




-




1,187



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


122,6

-

103

94

-

65

115

Низшая теплота сгорания:

в парообразном состоянии, ккал/м ;




8087





14340





20485





26679





32940





51000





13280



то же, ккал/кг;


11895

11264

10972

10845

10800

10450

11188

в жидком состоянии, ккал/л


4940

5065

5560

6320

6770

7837

6900

Количество воздуха, теоретически необходимое для полного сгорания:

м/мтоплива;




9,52




16,66




23,01




31,09




38,08







14,29


м/кг топлива


14,2

12,1

12,81

12,64

12,83

12,35

12,8

Теплота сгорания стехиометрической смеси,

ккал/м


770

812

847

855

843

850

868

Температура самовоспламенения, °С


590 690

550 600

510580

480540

475510

480520

475550

Температура горения стехиометрической смеси, °С


2020

2020

2043

2057

2072

2100

2154

Коэффициент молекулярного изменения при сгорании стехиометрической смеси


1,0

1,038

1,042

1,047

1,051

1,058

1,0

Коэффициент избытка воздуха, соответствующий нижнему пределу воспламенения

1,88

1,82

1,70

1,67

1,84







Коэффициент избытка воздуха, соответствующий верхнему пределу воспламенения


0,65

0,42

0,398

0,348

0,303







Коэффициент избытка воздуха, при котором скорость распространения пламени максимальная

0,95

0,86

0,835

0,855

0,874







Минимальная температура воспламенения в воздухе, °С


-645

580 605

510580

475550

475500







Октановое число

110

125

120

93-99

64









Таблица 4


^ Составы природных и искусственных газов в % объема


Газ



СН


СН


Н

СО

СО


N

Природный


92-99

0,1-5,65





0,1-1,0

1-1,7

Нефтяной (попутный)


72-95

4-12





0,1-2,0

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



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 ге