» Статьи об энергетике » Инструкции по эксплуатации (разное). » Область применения электростанций собственных нужд, режимы работы, основные требования

Область применения электростанций собственных нужд, режимы работы, основные требования








Электростанции собственных нужд широко используются для электроснабжения удаленных объектов в различных отраслях промышленности. На электростанциях собственных нужд широко применяются газотурбинные и поршневые электроагрегаты, которые используются в качестве основных (базовых), резервных и аварийных источников электроснабжения.   Применение электростанций в указанных режимах определяет условия их эксплуатации и основные требования. В качестве примера в таблице приведены условия и основные требования к электростанциям (электроагрегатам), работающим в режимах основного, резервного или аварийного источников (РД 51 -01 58623-07—95).

Назначение электростанций собственных нужд


Назначение электростанций

Условия и режимы работы

Основной     источник электроэнергии

Электростанции с наработкой за год свыше 3000 ч, число пусков за год — менее 20, время непрерывной работы — более 3500 ч, время пуска и нагрузки — до 30 мин. Обеспечивают электроэнергией все технологические нагрузки объекта, нагрузки сопутствующих инфраструктур и сторонних потребителей

Резервный    источник электроэнергии

Электростанции с наработкой за год от 300 до 3000 ч, числом пусков за год 20 — 50, время пуска и прием нагрузки — не более 5 мин

Аварийный   источник электроэнергии

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

Основной источник электроэнергии — электроагрегат (электростанция), от которого (которой) осуществляется электроснабжение приемников электрической энергии в нормальном режиме работы.
Резервный источник электроэнергии — электроагрегат (электростанция), включаемый (-ая) на нагрузку при отключении, перегрузке или выходе из строя основного источника электрической энергии.
Аварийный источник электроэнергии — электроагрегат (электростанция), включаемый (-ая) на нагрузку при отключении основного и резервного источников, предназначен для питания потребителей I категории, включая особую группу потребителей, предназначенных для безаварийного останова технологического процесса и последующего оживления системы после восстановления основных (резервных) источников.
Ниже приведены основные требования к приводным двигателям и генераторам электроагрегатов, требования к главной схеме и системе управления электростанцией с учетом возможности параллельной работы электроагрегатов.

Основные требования к приводным двигателям электроагрегатов:

двигатель должен обеспечивать длительную устойчивую параллельную работу генераторов с энергосистемой любой мощности и с агрегатами аналогичных типов;
запуск ГТД должен осуществляться с помощью электростартера, пускового дизеля или турбодетандера, работающего на газе или сжатом воздухе; запуск ДВС должен осуществляться электростартером или сжатым воздухом; при воздушной системе пуска емкость баллонов воздуха должна обеспечивать 4 — 6 пусков ДВС и 3 — 5 пуска ГТД без пополнения баллонов; заполнение емкостей сжатого воздуха для пуска двигателей должно предусматриваться от автономных компрессоров;
регулятор частоты вращения двигателя должен обеспечивать длительную устойчивую работу с номинальной мощностью при отклонении частоты вращения от 98 до 101 % номинальной; на холостом ходу должна обеспечиваться возможность регулирования частоты вращения от 90 до 105 % номинальной с главного щита управления или по месту;
степень статической неравномерности регулирования частоты вращения двигателя должна быть в пределах 4±0,2 % с возможностью регулирования статизма на месте эксплуатации от 4 до 0 %;
регулирование частоты вращения и управление подачей топлива считается устойчивым, если: а) значение двойной амплитуды установившихся колебаний, вызываемых устройствами регулирования частоты вращения, не превышает 0,4 % номинальной частоты вращения генератора, работающего на изолированную сеть при установившейся нагрузке; б) значение двойной амплитуды установившихся колебаний подводимой энергии, вызываемых устройствами регулирования частоты и управления подачей топлива, не приводит к изменению мощности генератора свыше 8 % номинальной при работе параллельно с другими агрегатами на общую сеть при номинальной частоте вращения и установившейся нагрузке;
должна обеспечиваться устойчивая работа агрегата при одиночной и параллельной работе в следующих режимах: а) при работе в стационарных режимах и нагрузках от холостого хода до 1,2 номинальной мощности для ГТУ и 1,1 номинальной мощности для ДВС; б) при мгновенных сбросах и набросах нагрузки, равной номинальной для ДВС, при этом допускается отклонение частоты вращения до ±7,5 % от номинальной; время восстановления частоты с точностью ±0,5 % должно составлять не более 5 с; мгновенный сброс 1 00 % нагрузки не должен приводить к остановке газовой турбины; допустимые режимы загрузки турбины должны быть установлены в ТУ на поставку;
в схеме регулирования турбины должно быть предусмотрено устройство для быстрой кратковременной разгрузки ГТУ (электрогидравлический преобразователь), действующее по факту аварии в главной электрической схеме электростанции (КЗ, внезапное отключение нагрузки и пр.) на кратковременное закрытие регулирующих клапанов с их последующим открытием (после окончания импульса) до прежнего значения;
автомат безопасности должен отключать ГТУ при повышении частоты вращения на 10—15 % выше номинальной.

Основные требования к генераторам:

генератор должен обеспечивать длительную устойчивую параллельную работу с энергосистемой любой мощности, генераторами аналогичных и разных серий, а также работу на автономную нагрузку;
генератор должен допускать мгновенный сброс и наброс нагрузки, равной его номинальной мощности, и запуск асинхронного двигателя с пусковым током, не превосходящим двукратный номинальный ток генератора;
тип возбуждения — бесщеточное с контролем тока возбуждения;
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 %; отклонение напряжения от значения, установленного по статической характеристике, не должно превышать ±1 ,5 %;
генератор должен включаться на параллельную работу в сеть методом точной синхронизации (автоматической или ручной);
генераторы мощностью более 1 МВт (согласно ПУЭ 3.2.34) должны оборудоваться следующими устройствами защиты и автоматики: а) дифференциальной защитой; б) максимальной токовой защитой с комбинированным пуском по напряжению с действием на отключение смежных секций 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 первичного двигателя;
устройством гашения поля генератора;
сигнализацией замыкания на землю обмотки возбуждения.

Основные требования к главной схеме и оборудованию электростанций напряжением 6(10) кВ:

главная схема электростанции должна обеспечивать: а) гибкость и надежность работы во всех рабочих, ремонтных и аварийных ситуациях; б) наличие резервной генераторной мощности в рабочих и ремонтных режимах; в) наличие не менее одного агрегата в холодном резерве.
Главная схема должна иметь следующие устройства релейной защиты и автоматики: а) на линиях связи с другими источниками энергии — токовая отсечка или дифференциальная защита, максимальная токовая защита, защита от замыканий на землю, делительная защита, сигнализация перегрузок; б) общесекционные защиты — дифференциальная каждой секции, защита минимального напряжения с действием на отключение отходящих линий (по выбору), автоматическая частотная разгрузка, автоматика быстрой разгрузки генераторов при внезапном отключении одного из них, сигнализация замыканий на землю; в) синхронизация (точная ручная и автоматическая) на выключателях генераторов, всех секционных выключателях и выключателях связи с другими источниками.

Основные требования к системе управления, контроля и защиты:

должны быть предусмотрены подсистема АСУ теплотехнической части и подсистема АСУ электротехнической части, причем последняя должна быть ведущей; в подсистеме АСУ теплотехнической части должны решаться задачи пуска, остановки, защиты и управления газовых турбин и 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 энергосистемой;
обе подсистемы должны работать в реальном масштабе времени; интервал дискретизации (период сканирования) ввода аналоговых и дискретных сигналов для АСУ электротехнической части — 10 мс; для системы регистрации аварийных процессов — 1 мс;
подсистема АСУ электротехнической части должна обеспечивать реализацию следующих функций: синхронизацию генератора,
управление всеми выключателями главной электрической схемы электростанции,
управление оперативным постоянным током, представление на экране монитора мнемосхем электрической части с указанием текущих параметров, аварийную и предупредительную сигнализацию о работе электрической части электростанции, 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,
режимное и противоаварийное управление локальной энергосистемы,
защиту элементов электрической схемы, автоматическую регистрацию и анализ аварийных режимов с записью осциллограмм переходных процессов и их расшифровкой,
регистрацию последовательности срабатывания защит, дистанционную смену уставок защит и автоматики (при применении цифровых устройств РЗиА), определение мест повреждения на линиях электропередачи, 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. Проверка устойчивости параллельной работы проводится в ходе приемочных (сертификационных) испытаний электроагрегатов и электростанций. В программе испытаний должны быть  предусмотрены   определения  следующих  статических показателей:
установившегося отклонения напряжения в установившемся тепловом состоянии при изменении симметричной нагрузки в диапазоне от 10 до 100 % номинальной мощности;
установившегося отклонения частоты при неизменной симметричной нагрузке;
статической характеристики регулятора частоты;
равномерности распределения мощности между параллельно работающими агрегатами.
В процессе проведения динамических испытаний определяются максимальный мгновенный наброс нагрузки, а также возможность сброса 100 % нагрузки с выходом на режим устойчивого холостого хода.

Наиболее перспективными для применения в качестве основных и резервных источников следует считать мобильные электростанции с газотурбинными двигателями, обладающими следующими преимуществами:
небольшими массами и габаритными размерами; массогабаритные показатели в 3—4 раза меньше, чем у электростанций с поршневыми ДВС;
возможностью создания легко транспортируемых электростанций мощностью до 6 МВт и более;
оперативной заменой вышедшего из строя двигателя (до 8 ч);
минимальным уровнем вибрации;
минимальным объемом строительных работ при установке электростанций;
отсутствием необходимости в воде для охлаждения, возможностью использования в условиях как холодного, так и жаркого климата;
небольшими габаритами и малыми расходами системы охлаждения масла;
высокой стабильностью скорости вращения и высокой степенью автоматизации;
минимальным объемом работ по регламенту и ремонту;
возможностью на одном двигателе использовать разное топливо (жидкое или газообразное) на некоторых ГТД без переналадок и остановки двигателя.
Электростанции с ДВС обладают следующими преимуществами:
минимальным временем пуска (до 30 с);
приемом 100 % нагрузки за время 30 — 60 с с момента подачи сигнала на пуск;
высокой экономичностью (примерно в 1 ,5 раза выше, чем у ГТД).
Электростанции с агрегатами на базе ДВС, как правило, целесообразно использовать в качестве аварийных электростанций. Электроагрегаты с ДВС, хотя и имеют меньшую предельную мощность, способны обеспечить питание первой категории потребителей объектов нефтегазовой промышленности с автономным питанием и имеют менее длительный пуск по сравнению с электроагрегатами с ГТД. Однако при мощности нагрузки ответственных потребителей более 1 000 кВт современные ГТУ могут составить конкуренцию дизелям в качестве привода генераторов в аварийных электростанциях.
В мировой практике ГТУ и ДВС, работающие на газе, используются примерно в одинаковой степени.
Аварийные электростанции должны создаваться, как правило, на базе дизельгенераторов. Число установленных аварийных электроагрегатов и их минимальная мощность должны обеспечивать покрытие нагрузок особо ответственных электроприемников, обеспечивающих безаварийный останов технологического процесса.
Автоматический пуск аварийных электростанций должен осуществляться при исчезновении напряжения на сборных шинах или снижении его на величину, установленную при расчете защит и автоматики в каждом конкретном случае. При этом сигнал на автоматический пуск должен подаваться с выдержкой времени, соответствующей времени срабатывания автоматики сети высокого напряжения. Время пуска прогретого электроагрегата от подачи команды на пуск до готовности к принятию нагрузки должно соответствовать требованиям технологических процессов предприятия и ГОСТ 10032 — 80.
Пробные пуски аварийных дизельгенераторов целесообразно проводить не реже, чем один раз в месяц. На аварийной электростанции предпочтительно иметь две системы запуска: пневматическую (основная) и электрическую. Продолжительность времени включения стартера в зависимости от типа дизеля и системы пуска должна быть в пределах 3—12 с.
Аварийный электроагрегат в ненагруженном состоянии должен обеспечивать запуск асинхронного короткозамкнуто-го двигателя с кратностью пускового тока до 7 и мощностью не менее 30 % от номинальной мощности аварийного электроагрегата.
Схема включения аварийного электроагрегата должна отвечать следующим требованиям. В случаях, когда для электроснабжения применены двухтрансформаторные ТП, имеющие две секции шин 0,4 кВ с секционным выключателем, рекомендуется схема подключения одного аварийного дизельгенератора к одной из секций шин 0,4 кВ или по одному дизель-генератору на каждую секцию. Схема подключения одного дизельгенератора развилкой на обе секции шин не рекомендуется из-за сложности выполнения и несущественного выигрыша в надежности.
При применении режима параллельной работы электроагрегатов между собой или с сетью должны быть приняты меры, предотвращающие протекание больших токов третьей гармоники через заземленные нейтрали генераторов.
Устройства АВР электроагрегатов должны удовлетворять следующим требованиям:
при потере питания на обеих секциях 0,4 кВ должна поступать команда с выдержкой времени на пуск аварийных электроагрегатов;
перед включением электроагрегатов в сеть должны отключаться выключатели рабочего (резервного) питания при условии, что дизельгенератор запущен, работает на номинальной частоте вращения, готов к приему нагрузки и что напряжение в сети за время его пуска не восстановилось;
автоматическое включение выключателя аварийного ввода должно выполняться по факту отключения выключателей рабочего (резервного) питания при условии подтверждения готовности агрегата к приему нагрузки;
должны быть обеспечены однократность действия АВР и его запрет при КЗ на шинах;
перед включением аварийного электроагрегата и во время его работы устройство АВР резервного питания должно быть заблокировано.
Система автоматизации аварийной электростанции, как правило, должна обеспечивать:
автоматическое поддержание электростанции в состоянии «горячего» резерва с прогревом дизеля по схеме циркуляции горячей воды через дизель и масляный теплообменник;
автоматический запуск с предпусковой прокачкой систем маслом (и топливом, если это необходимо), подготовку к приему нагрузки, ввод на параллельную работу с сетью или другими агрегатами по методу самосинхронизации или точной синхронизации, прием и равномерное распределение нагрузки между двигателями и остановку по заданному сигналу;
автоматическое поддержание заданных показателей качества электроэнергии, контроль за работой необслуживаемого дизельгенератора и сигнализацию;
защиту и автоматическую остановку дизельгенератора при выходе одного из контролируемых параметров за допустимые пределы с расшифровкой причины остановки;
возможность подключения диспетчерского пульта дистанционного управления к щиту автоматического управления электростанции с выдачей обобщенного сигнала «неисправность» на пульт или в схему центральной сигнализации;
поддержание оптимального топливного режима;
автоматизацию вспомогательных операций — пополнение расходных баков масла и топлива, подзарядку аккумуляторных батарей, поддержание давления воздуха в пусковых баллонах.





Всего комментариев: 0



Добавлять комментарии могут только зарегистрированные пользователи.
[ Регистрация | Вход ]


Новости сайта ukrelektrik.com


Последние статьи ukrelektrik.com


Последние ответы на форуме ukrelektrik.com