НПП "Центр охраны труда"


Назад


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

Н)

Пропан (СН)

Бутан

Н)

Пентан

Н)

Изооктан

Н)

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:

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 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


 

 

Пункты

1

РД 51-00158623-08-95. Руководящий нормативный документ. Категорийность электроприемников промышленных объектов газовой промышленности. М.: ВНИИГАЗ, 1995.

1.1.1

1.1.8

5.3.4

2

РД 51-0158623-06-95. Руководящий нормативный документ. Применение аварийных источников электроэнергии на КС МГ, УКПГ и других объектах газовой промышленности. М.: ВНИИГАЗ, 1995.

1.1.1

1.1.3

1.1.8

3.3.6

3

Указания по построению электрических схем компрессорных станций магистральных газопроводов. Часть 1. Инструкция по построению электрических схем. РТМ-1275-1, редакция 2, ПО "Союзоргэнергогаз" - ВНИПИтрансгаз, Ленинград-Киев, 1984.

1.1.6

4

РД 51-0158623-3-91. Руководящий нормативный документ. Расчет количества агрегатов электростанций, локальных систем электроснабжения в районах Крайнего Севера. М.: ВНИИГАЗ, 1991.

1.1.6

5

Методика оценки надежности электрических схем компрессорных станций магистральных газопроводов. Л.-М.: Оргэнергогаз - ВНИИЭгазпром, 1989.

1.1.6

5.1.1

5.2.2

5.3.1

6

Методика оценки показателей надежности, применяемая в США.

1.1.6

5.1.1

5.2.2

7

ГОСТ 27.002. Надежность в технике.

Основные понятия. Термины и определения.

5.1.1

5.1.3

5.3.2

8

ГОСТ 27.003. Надежность в технике. Состав и общие правила задания требований по надежности.

5.1.1

5.1.3

5.1.5

5.3.2

9

ГОСТ 20.39.312. Комплексная система общих технических требований. Изделия электротехнические. Требования по надежности.

5.1.5

5.3.1

10

РД 50-204-87. Методические указания. Сбор и обработка информации о надежности изделий в эксплуатации. Основные положения.

5.1.5

5.2.1

11

ГОСТ 27.503. Надежность в технике. Системы сбора и обработки информации. Методы оценки показателей надежности.

5.1.1

5.2.1

12

ГОСТ 27.201. Надежность в технике. Оценка показателей надежности при малом числе наблюдений с использованием дополнительной информации.

5.1.1

5.2.1

13

РД 50-476-84. Методические указания. Надежность в технике. Материальная оценка надежности технического объекта по результатам испытания составных частей. Общие положения.

5.1.1

5.2.2

14

Правила безопасности при эксплуатации газоперерабатывающих заводов. М.: 1988.

1.2.4

2.1.2

15

Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. М.: 1993.

1.2.4

2.1.2

16

Правила устройства электроустановок (ПУЭ), 6-е изд. М.: Энергоатомиздат, 1985, с. 640.

1.2.4

3.2.30

4.10

17

ГОСТ 17516.1 Изделия электротехнические. Условия эксплуатации в части воздействия механических факторов и внешней среды.

3.2.25

18

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

2.1.1

2.5.16

6.4

19

ГОСТ 23377. Электроагрегаты и передвижные электростанции с двигателями внутреннего сгорания. Общие технические требования.

1.1.3

20

ГОСТ 20440. Установки газотурбинные. Методы испытаний.

1.1.7

2.5.1

21

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

1.1.3

2.5.1

22

ГОСТ 14965. Генераторы трехфазные синхронные мощностью свыше 100 кВт. Общие технические условия.

1.2.4

23

ГОСТ 15543.1 Изделия электротехнические. Исполнения для различных климатических районов. Общие технические требования в части воздействия климатических факторов внешней среды.

1.2.4

24

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

1.2.4

25

ГОСТ 13109. Электрическая энергия. Требования к качеству электрической энергии в электрических сетях общего назначения.

2.5.1

3.2.11

4.14

26

ГОСТ 12.1.038. Система стандартов безопасности труда, Электробезопасность. Предельно допустимые значения напряжений прикосновения и токов.

1.2.4

27

ГОСТ 12.1.019. Система стандартов безопасности труда. Электробезопасность. Общие требования и номенклатура видов защиты.

1.2.4

28

ГОСТ 12.1.030. Система стандартов безопасности труда. Электробезопасность. Защитное заземление, зануление.

1.2.4

29

НПБ-105-95 Определение категорий помещений и зданий по взрывопожарной и пожарной опасности.

1.2.4

1.2.7

2.1.3

30

ГОСТ 12.1.004. Пожарная безопасность. Общие требования.

1.2.4

1.2.7

2.1.3

31

ГОСТ 24585. Дизели судовые, тепловозные и промышленные. Выбросы вредных веществ с отработавшими газами. Нормы и методы определения.

1.2.4

1.2.7

6.4

32

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

2.1.1

2.1.3

33

РД 34.20.5 Руководящие указания по проектированию систем газоснабжения с давлением природного газа до 5,0 МПа для ГТУ и ПГУ.

1.2.4

2.1.3

34

Трегубов И.А., Савенко Н.И., Фомин В.П., Овчаров В.П. Руководство по эксплуатации электростанций собственных нужд. М.: ВНИИГАЗ, 1989.

2.2.1

3.1.1

35

Правила безопасности в газовом хозяйстве. М.: 1994.

2.1.6

36

Нормы технологического проектирования дизельных электростанций. М.: 1989.

1.2.4

37

РД 34.20.501-95. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации. М.:1996.

1.2.4

38

ГОСТ 12.1.012 ССБТ Вибрационная безопасность. Общие требования.

6.2

39

ГОСТ 12.1.003 ССБТ Шум. Общие требования безопасности.

6.3

40

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

6.5










Приложение 1


Термины и определения



Термин


Источник


Определение

Электростанция

ГОСТ

20375

Электроустановка, состоящая из электроагрегата (электроагрегатов) или двигатель-генератора (двигатель-генераторов), устройств управления и распределения электрической энергии и оборудования, необходимых для обеспечения автономной работы и для электроснабжения потребителей в зависимости от назначения электростанции.

Электроагрегат

ГОСТ 20375

Электроагрегат с ДВС: электроустановка, состоящая из двигатель-генератора, устройства управления и оборудования, необходимых для обеспечения автономной работы.

Двигатель-генератор

ГОСТ 20375

Электроустановка, состоящая из ДВС и приводимого ими во вращение генератора, соединенных устройством передачи механической энергии от вала двигателя к валу генератора.

Электроагрегат (электростанция) контейнерного исполнения

ГОСТ 20375

Передвижной электроагрегат (передвижная электростанция), оборудование которого (которой) смонтировано в контейнере (контейнерах).

Электростанция капотного исполнения

ГОСТ 20375

Передвижная электростанция, в состав которой входит электроагрегат капотного исполнения.

Газотурбинная установка (ГТУ)

ГОСТ 23290

Конструктивно-объединенная совокупность газовой турбины, газовоздушного тракта системы управления и вспомогательных устройств.

Блочно-транспортабельная

электростанция

ГОСТ 20375

Передвижная электростанция, конструкция которой предусматривает ее перемещение и транспортирование отдельными функциональными и (или) конструктивными блоками, сочленяемыми при развертывании.

Дизель (дизельный двигатель)


Двигатель внутреннего сгорания с самовоспламенением жидкого топлива.

Газовый ДВС

 

Двигатель внутреннего сгорания на газовом топливе с воспламенением электрической искрой.

Газодизель


Двигатель внутреннего сгорания на газовом топливе с воспламенением от впрыска порции запального жидкого топлива.

Дизель-генератор

ГОСТ

20375

Двигатель-генератор с дизельным первичным двигателем.

Капот

ГОСТ 20375

Оболочка из листового металла или специальной ткани, предназначенная для защиты электроагрегата (электростанции) от воздействия внешней среды.

Основной электроагрегат (основная электростанция)

ГОСТ 20375

Электроагрегат (электростанция), от которого (которой) осуществляется электроснабжение приемников электрической энергии в нормальном режиме работы.

Резервный электроагрегат (резервная электростанция)

ГОСТ 20375

Электроагрегат (электростанция), включаемый (-ая) на нагрузку при отключении, перегрузке или выходе из строя основного источника электрической энергии.




Приложение 2


Наиболее распространенные электроагрегаты с ДВС отечественного

и зарубежного производства


Таблица 1


Наименование электроагрегата

Тип двигателя

Мощность, кВт

Частота вращ. об/мин

U , кВ

К.П.Д.

Топливо

Пуск

L, мм

В, мм

Н, мм

Масса, т

До К.Р.

Изготовитель

ТМЗ-104

6Ч15/18

100

1500

0,4

33,8

диз.

Электро

2885

1190

1820

3,5

 

ТМЗ

ЭД-200С

12Ч15/П18

200

1500

0,4

33,5

диз.

Электро

6280

3200

3074

10

16000

ТМЗ

1А224/750

6Ч1А23/18

224

750

0,4

34,6

диз.

Пневмо

4520

1460

2180

12,65

40000

РУМО

1А 300/1000

6Ч2А23/30

300

1000

0,4

33,6

диз.

Пневмо

4550

1460

2180

13,97

30000

РУМО

2А 400/1000

8Ч23/30

400

1000

0,4

37,9

диз.

Пневмо

5200

1500

2240

15

50000

РУМО

ГДГ 500/1500

6ГЧН2А21/21

500

1500

0,4

30

газ

Электро

4100

1750

1850

10

40000

Волго- дизельмаш

КАС-500А

12ЧН18/20

500

1500

0,4

34,5

диз.

Пневмо

4420

1550

1900

5,8

7000

Звезда

ДГР 500/1500

6ЧН21/21

500

1500

0,4

34,3

диз.

Электро

4225

1515

2100

10

32000

Волго- дизельмаш

АСГД-500

12ЧН18/20

500

1500

0,4

33,1

газ +диз.

Пневмо

4420

1550

1900

6

7000

Звезда

3508 ТА

8ЧН17/19

508

1500

0,4

35,1

газ

 

12190

2340

2590

18,22

25000

Caterpillar

SEG 825

12ЧН14.5/16

530

1500

0,4

34,2

диз.

Электро

3810

1600

2020

6,27

 

Mitsubishi

6L20/27

6ЧН20/27

550

1000

0,4

37,8

диз.

Пневмо

4500

1600

1900

10,4

 

MAN B&W

3512 ТА

12ЧН17/19

600

1000

0,4

 

газ

 

12190

2340

2590

21,3

25000

Caterpillar

4R22HF

4ЧН22/24

600

1000

10,5

40,5

диз.

Пневмо

4610

1490

2365

13,7

 

Wartsila

SEG-1025

12Ч16/18

610

1500

0,4

33,2

диз.

Электро

4390

1820

2490

9,54

 

Mitsubishi

Г-98-0,4 кВ

6ГЧН1А36/45

800

500

0,4

33,4

газ

Пневмо

7228

2110

3403

37,5

70000

РУМО

Г-98-6,3 кВ

6ГЧН1А36/45

800

500

6,3

33,4

газ

Пневмо

7038

2060

3403

37,5

70000

РУМО

VHP7100GSI

12ЧН23,8/21,6

840

1000

0,4

35

газ

Электро

6050

2900

3500

18,03

 

Waukesha

4PA-5L

4ЧН25,5/27

900

1000

0,4

 

диз.

Пневмо

5235

1300

2805

13,6

 

Niigata

3512TA

12ЧН17/19

920

1500

0,4

 

диз.

 

12190

2340

2590

21,3

 

Caterpillar

6R22HF

6ЧН22/24

940

1000

10,5

40,7

диз.

Пневмо

5500

1490

2590

16

 

Wartsila

G3516

16ГЧН17/19

965

1500

0,4

 

газ

 

12190

2340

2590

24

25000

Caterpillar

ЭД-1000С

8ЧН21/21

1000

1500

10,5

34,7

диз.

Электро

12000

3225

4000

36

9000

ТМЗ

SEG1500

16Ч16/18

1000

1500

0,4

34,3

диз.

Электро

5560

1820

2475

11,83

 

Mitsubishi

ДГ99-0,4 кВ

6ЧН36/45

1000

500

0,4

40,2

диз.

Пневмо

7228

2110

3403

37

60000

РУМО

ДГ99-6,3 кВ

6ЧН36/45

1000

500

6,3

40,2

диз.

Пневмо

7038

2060

3403

37

60000

РУМО

6R25SG

6ЧН25/30

1050

1000

10,5

39

газ

Пневмо

6600

1730

2950

20

40000

Wartsila

ЭВД-1

12ЧН1А26/26

1100

1000

6,3

39,1

диз.

Электро

18160

3182

5224

76

60000

Брянский завод

12V20/27

12ЧН20/27

1100

1000

0,4

40

диз.

Пневмо

5900

2000

2600

18,8

 

MAN B&W

6VDS 29/24 AL-1

6ЧН24/29

1100

1000

0,4

42,6

диз.

Пневмо

6145

1320

2410

 

 

SKL DIESEL

КАЭСГД-1500

18ЧН20/27

1500

1000

6,3

40

газ+диз.

Пневмо

14200

2500

4200

36

60000

Русский дизель

ДГ-4000

16ДПН2А23/2х30

3500

1000

6,3

35,5

диз.

Пневмо

11905

2500

3320

60

60000

Русский дизель

МГ 3500

16ДПН2А23/2х30

3500

1000

6,3

33,3

газ

Пневмо

11705

2500

3300

59

60000

Русский дизель

АСДА 5600

18ДПН23/2х30

5600

1000

6,3

35,4

диз.

Пневмо

11600

2600

3200

75

50000

Русский дизель

18V32/40DG

18V32/40DG

6600

750

 

40,3

газ+диз.

Пневмо

12400

3360

4200

114,5

 

MAN B&W


    

Таблица 2


Наиболее распространенные энергетические газовые турбины отечественного

и зарубежного производства


Турбина

Мощность, кВт

Год выпуска

КПД,

%

t°  на входе в турб.

t° вып. газ.

Част., об/м

М, тонн

длина, мм

ширина, мм

высота, мм

цена, тыс.$

Изготовитель

Примечание

SIA-02

200

1978

15,6

930

520

1500

0,4

1100

1000

900

 

Kawasaki Heavy Ind.

 

AstaH/ou

300

1972

18

 

490

1500

3,7

3300

1300

1500

 

Turbomeca

 

SIT-02

394

1978

15,4

930

520

1500

0,7

1200

1200

1300

 

Kawasaki Heavy Ind.

 

IM831-800

520

1972

21,1

963

499

1500

0,8

1219

914

914

 

Allied Signal

 

PW-63B

570

1990

21,1

996

590

1500

7

4500

1500

2000

 

Ebara

 

S2A-01

663

1979

20,8

930

520

1500

0,7

1200

1200

1300

 

Kawasaki Heavy Ind.

 

PW-7E

700

1990

22,2

990

566

1500

7,5

4500

1500

2000

 

Ebara

 

Bastan VII

800

1972

21,4

 

232

1500

4,5

4000

1500

1900

 

Turbomeca

 

Makila TI

1050

1988

26,6

 

505

1500

9

6000

1800

2100

 

Turbomeca

 

АИ-23 СГ

1100

 

17

 

465

1000

1,5

3500

750

950

 

Турбогаз

 

MIA-01

1111

1978

19,9

900

515

1500

3

2100

1400

1600

 

Kawasaki Heavy Ind.

 

IM150

1125

1988

26,4

686

488

22678

0,4

1700

600

600

 

Ishikawajima- Harima

 

PW-12E

1160

1990

21,5

996

590

1500

13,5

5500

2300

2200

 

Ebara

 

TB7-117

1200

 

26

1087

500

1500

2

3200

1600

1600

 

з-д им.Климова

 

Saturn 20

1205

1985

24,5

 

486

22516

10

5761

1676

2164

 

Solar

 

MIA-11

1235

1989

23,3

910

459

1500

3,4

2400

1500

1600

 

Kawasaki Heavy Ind.

 

MIA-13CC

1302

1989

21,1

1010

575

1500

3,6

2600

1700

1600

 

Kawasaki Heavy Ind.

 

MIA-03

1392

1982

20,7

960

545

1500

3

2100

1400

1600

 

Kawasaki Heavy Ind.

 

PW-14E

1420

1990

22,5

990

556

1500

14

5500

2300

2200

 

Ebara

 

MIA-13

1473

1989

24,2

 

 

1500

3,4

2400

1500

1600

 

Kawasaki Heavy Ind.

 

ГДГ-1500-2Г

1500

1996

20,8

 

470

1500

 

6300

2340

2700

 

Пролетарский з-д (АО)

 

КА-1334

1550

1990

22,5

990

517

22000

20

6000

2400

2800

 

Deutz MWM- Gastechnic

 

Hurrican

1630

1991

24,5

1134

602

27245

13,2

5791

2012

2377

1150

Europian Gas Turbines

 

KG2-3E

1850

1989

16,5

829

550

18800

10,9

4572

1676

2134

1175

Dresser-Rand

 

ST18

1884

1992

29,5

 

553

20000

0,4

1829

671

853

 

Pratt&Whitney

 

PGT2

2000

1992

25

 

550

1500

12

5500

2300

2500

1080

Nuovo Pignone

 

IM270

2043

1996

26,2

1121

543

1500

0,5

2500

1500

1500

 

Ishikawajima- Harima

 

MIT-01

2148

1979

19,4

900

510

1500

5,7

2300

2200

1500

 

Kawasaki Heavy Ind.

 

КА-2334

2150

1992

23,7

1440

575

22000

2,5

7000

2600

2800

 

Deutz MWM- Gastechnic

 

MIA-13CC Steam

2299

1989

31,9

1010

590

1500

3,6

2600

1700

1600

 

Kawasaki Heavy Ind.

 

 

ЭГ2500Т- Т10500-3ВИ

2500

1997

27

 

442

3000

40

12000

3000

3200

 

КБ "Энергия"

Эл.станция

Д-30 ЭУ-1

2500

1995

21,8

650

350

5500

3

4700

1800

1300

288

Пермские моторы (АО)

Эл.станция

OGT2500

2500

1995

28

951

435

3000

45,4

12192

3048

3048

1150

Orenda

 

GT 5

2650

1994

27,2

950

445

3000

2,5

3100

2000

1800

 

ABB

 

MIT-03

2680

1982

20,3

960

540

1500

5,7

2300

2200

1500

 

Kawasaki Heavy Ind.

 

ГТ 2500

2850

1992

28,5

951

435

3000

1,5

3000

1200

2000

 

Заря (Машпроект)

 

MIT-13

2902

1989

23,9

990

518

1500

6,2

2400

2200

1600

 

Kawasaki Heavy Ind.

 

KT-1334

3055

1990

22,5

990

517

22000

28

7000

2800

2800

 

Deunz MWM- Gastechnic

 

Centaur 40

3515

1970

27,9

 

437

14951

18,2

8778

2438

2957

1570

Solar

 

TB5000

3809

1977

25,8

910

488

7950

13,6

5791

2438

2438

 

Europian Gas Turbines

 

CX501-KB5

3830

1992

27,9

 

570

14250

30

8400

2700

2900

 

Centrax Gas turbine

 

501-KB5

3926

1982

28,7

 

549

14200

0,6

2286

823

914

1700

Allison Eginc Company

 

MIT-23

3981

1991

24,7

1130

568

1500

6,3

2600

2400

1900

 

Kawasaki Heavy Ind.

 

Д-30ЭУ-1

4000

1996

24,7

755

395

5500

4

5000

2200

2000

 

Пермские моторы (АО)

 

GT10-5

4096

1982

28,8

1057

577

14200

0,6

2286

914

1067

 

Hitachi Zosen

 

501-KB5 S

4103

1990

29,5

 

579

14200

0,6

2286

823

914

 

Allison Eginc Company

 

Typhoоn

4214

1989

29,9

1049

510

16500

30,4

8016

2438

3200

 

Europian Gas Turbines

 

501-KB4

4325

1994

29,2

 

623

14200

0,6

2286

823

914

 

Allison Eginc Company

 

Centaur 50

4350

1985

29,2

 

501

14951

27,2

8778

2438

2957

1830

Solar

 

DR 990

4420

1978

29,3

682

491

7200

9,1

8534

2743

3353

 

Dresser-Rand

 

1М400 501 lz

4540

1982

29,8

1057

577

14357

0,6

2300

900

800

 

Ishikawajima- Harima

 

501-KB7

4610

1992

28,2

1057

536

14600

27,2

8748

2438

2652

1985

Stewart& Stevenson

 

RA 151

4700

1992

32,5

1100

515

17400

30

9200

2600

3100

 

Deunz MWM- Gastechnic

 

TG-Typhoоn

4907

1981

30,6

1100

549

17384

33,6

7925

2438

3200

1925

Stewart& Stevenson

 

CX501-KB7

4950

1993

29,2

 

535

14571

32

8400

2700

2900

1985

Centrax Gas turbine

 

Tautus 60S

5000

1993

30,3

 

481

14951

19,3

8778

2438

2957

 

Solar

 

MS1002

5070

1993

26,3

955

525

10290

17,3

5800

2500

3400

 

Bharat Heavy Electricals

 

PGT5

5220

1972

26,9

 

523

1500

28

8500

2500

3500

2150

Nuovo Pignone

 

501-KB7

5222

1992

31,5

 

538

14600

0,6

2743

823

914

1985

Allison Eginc Company

 

THM 1203

5260

1979

22,6

905

498

7800

67

15000

2700

4000

 

MAN GHH

 

IM400 50Hz

5382

1992

29,7

1057

542

14357

0,6

2700

700

1200

 

Ishikawajima- Harima

 

CX571

5410

1986

30,6

 

573

14437

35

8400

2700

2900

2600

Centrax Gas turbine

 

SB30C

5410

1973

26

 

508

9410

10

4100

2100

3700

 

Mitsui Engineering

 

GTM 7

5720

1995

29,3

1175

555

15000

4,5

3600

1100

1100

 

АВВ

 

M7A-01

5720

1993

29,3

1175

575

15000

4,5

1100

1100

3600

2530

Kawasaki Heavy Ind.

 

GT15

5909

1988

33,8

803

533

11500

0,8

1829

823

792

 

Hitachi Zosen

 

MF-61

5925

1989

28,7

 

496

13800

9,8

3800

2300

2900

 

Mitsubishi

 

ГТЭ-6

6000

 

30,5

 

410

8200

40

9350

3200

3790

 

ТМЗ

 

RA 165

6150

1992

32,5

1000

480

11085

50

11800

2800

3600

2250

Deutz MWM- Gastechnic

 

TG-Tornado

6250

1981

30,3

1000

471

11085

54,9

7925

2438

3200

2650

Stewart& Stevenson

Турбоблок

OGT6000

6300

1995

31,5

1015

420

3000

72,6

15240

3048

5486

2580

Orenda

 

Tautus 70S

6300

1994

31,3

 

488

10800

49,9

11613

2743

3322

2520

Solar

 

R3

6360

1976

32,5

970

464

10600

27,2

7315

3048

2743

 

Sulzer Turbo

 

IM400 HI FLESC

6450

1996

37,9

1016

497

14540

0,6

2300

900

800

 

Ishikawajima- Harima

 

3

6560

1976

28,3

970

464

10600

27,2

7315

3048

2743

 

Sulzer Turbo

 

ДВ 71Л

6700

 

31,5

1015

420

3000

3,5

3200

1600

1800

 

Заря (Машпроект)

 

SB30E

7330

1995

28

 

502

11380

18,3

4900

2300

3700

 

Mitsui Engineering

 

TG-Tempest

7490

1996

31,4

1100

536

13907

54,9

9754

2438

3353

 

Stewart& Stevenson

Турбоблок

PGT10

7900

1986

30,9

 

484

 

27

8100

2500

4000

 

Nuovo Pignone

 

Д-336-8

8000

 

32,5

 

432

8200

3,5

5500

1300

1400

 

Моторо- строитель

 

THM 1304D

8870

1992

26,9

975

515

8000

87

16000

2800

5100

 

MAN GHH

 

Mars 90S

9290

1992

31,7

 

464

8568

68

14539

2774

3322

 

Solar

 

НК-14Э

9500

1996

32

1027

477

3000

3,1

4700

1500

1500

 

Николай Кузнецов

 

Д-336-10

10000

 

34

 

422

4800

3,6

5700

1500

1600

 

Моторо- строитель

 

PGT10

10140

1986

29,3

 

484

7900

27,2

8230

2438

3962

4440

GE Power Systems

 

G3142(J)

10450

1952

25,6

943

526

6500

119,8

23470

5791

3810

 

Europian Gas Turbines

Электро- станция

R7

10600

1970

31,6

925

342

6400

62,6

11582

3658

3962

 

Sulzer Turbo

 

Mars 100S

10695

1994

32,5

 

488

8568

68

14539

2774

3322

 

Solar

 

7

11000

1970

24,8

925

493

6400

62,6

11582

3658

3962

 

Sulzer Turbo

 

ГТУ-12

12000

 

35

1033

426

6500

4

 

 

 

 

Пермские моторы (АО)

 

SB60-2

12490

1981

29,6

 

465

5680

54,7

7400

3300

4500

5500

Mitsui Engineering

 

MF-111A

12610

1985

30,3

 

547

9660

22

5600

2300

2500

5460

Mitsubishi

    

 

RLM1600

13350

1989

35,4

751

488

6414

63,5

1463

3810

3658

 

Europian Gas Turbines

 

PGT16

13390

1989

35,2

 

493

7000

18

8100

2500

3800

6400

Nuovo Pignone

 

DR60G

13420

1990

35,7

756

487

7000

21,8

9449

3505

3200

 

Dresser-Rand

 

LM1600-PA

13425

1989

35,7

743

487

7000

3,4

4572

2438

2134

6640

Ge Marine& Industrial

 

ТG-1600

13449

1989

35,8

743

487

7000

81,6

19812

4267

4267

 

Stewart& Stevenson

 

LM1600-PA

13490

1989

35,9

763

487

7000

3,4

4572

2438

2134

 

MTU GmbH

 

LM1600-PA

13520

1988

35,9

740

487

7000

90

18100

3700

3700

 

Thomassen S&S Int.

 

SB60-1

13570

1988

29,7

 

492

6780

52

6900

3300

4500

 

Mitsui Engineering

 

H-15(i)

13800

1990

30,9

 

550

9710

194,6

24994

5791

10973

 

Hitachi

 

MF-111B

14570

1985

31

 

530

9660

22

5600

2700

2500

5900

Mitsubishi

 

Coberra 2000

14580

1964

28,2

 

442

5500

22,7

6401

3048

3048

 

Cooper Rolls

 

Avon

14580

1964

28,2

 

442

5500

164,2

15240

4115

4115

5000

Rolls-Royse

 

GT151

14760

 

29,7

1057

575

 

20,4

7315

3353

3048

 

Hitachi Zosen

 

ДЖ 59Л3

15800

1989

30

870

363

3000

30

9500

3400

3820

 

Заря (Машпроект)

 

АЛ-31СТЭ

16000

 

33,7

1167

540

5200

6,8

5100

2200

2200

 

Люлька- Сатурн (АО)

 

НК-39

16000

1995

38

1203

443

3000

7,2

5700

2100

2000

 

Николай Кузнецов

 

ГТУ-16

16000

 

37

1127

458

5500

5,4

 

 

 

 

Пермские моторы (АО)

 

ГТЭ-16

16800

 

31

 

420

5100

66,2

11160

3200

3600

 

ТМЗ

Турбоблок

ТВ-1600 STIG 20

16900

1991

39,7

735

470

7000

90,7

19507

4267

4267

7600

GE Marine& Industrial

 

TG-1600 STIG 20

16900

1991

39,7

735

470

7000

90,7

19507

4267

4267

 

Stewart& Stevenson

 

OGT 15000

17116

1995

35

1075

433

3060

122,5

19812

3658

7315

5900

Orenda

 

ДБ-90

17500

 

35,5

1100

420

3000

25

9500

3400

3450

 

Заря (Машпроект)

Турбоблок

PG5271(RA)

20260

1958

26,6

957

521

5100

170

24400

3400

3800

 

Thomassen  Int.

 

LM 2500

21870

1979

35,6

 

528

3000

3,9

4400

2200

2100

 

Fiat Avio

 

PGT25

21910

1981

35,5

810

473

6500

27

8000

3000

3500

 

Nuovo Pignone

 

LM2500PE

21923

1973

35,6

810

473

3000

4,7

6401

2134

2134

 

MTU GmbH

 

TG-2500

21930

1973

35,7

827

542

3000

108,9

21336

4267

4267

 

Stewart& Stevenson

 

LM2500PE

21960

1973

35,7

810

542

3000

140

16500

4100

4100

 

Thomassen S&S Int.

 

DR61

22190

1986

36

818

536

5500

23,6

9144

3505

3200

 

Dresser-Rand

 

SBI20

23000

1985

30,5

 

475

5070

90

9400

4400

6000

 

Mitsui Engineering

 

GT 10 SA-EV

24630

1981

34,2

1112

534

7700

55

11000

5400

5300

9350

ABB

 

НК-37

25000

 

26,4

1147

425

3000

9,9

6100

2200

2200

 

Николай Кузнецов

 

FT8

25420

1990

38,1

 

443

3000

204

24400

12100

9100

9200

MAN GHH

 

DR61G PLUS

25980

1996

34,7

799

512

3000

22,7

9144

3505

3200

 

Dresser-Rand

 

TG-2500+

26000

1996

34,7

799

511

3000

176,9

21641

4145

4115

 

Stewart& Stevenson

 

LM2500+

26020

1994

34,8

799

511

3000

140

17000

4100

4400

 

Thomassen S&S Int.

 

PG5371(PA)

26300

1988

28,9

957

487

5100

84

11600

3300

3800

7250

Bharat Heavy Electricals

 

PG5371(PA)

26300

1987

28,5

963

487

5694

258,6

35052

5791

10363

7250

GE Power Systems

Эл.станция

MS5001

26300

1987

28,5

 

487

5094

85

11600

3200

3700

 

Nuovo Pignone

 

LM2500-PH STIG

26720

1986

39,6

807

500

3000

4,8

6401

2134

2134

9960

GE Marine& Industrial

 

H-25

26770

1988

32,6

 

550

7280

254,5

35052

5791

10973

 

Hitachi

 

MFT-8

26780

1994

38,7

 

464

5000

6,7

7000

2400

2400

 

Mitsubishi

 

OGT2500

26850

1995

36,5

1227

475

3000

136,1

22860

4572

7315

8600

Orenda

 

TG-2500 STIG 50

27020

1986

39,6

802

505

3000

117,9

21330

4267

4267

 

Stewart& Stevenson

 

SB15

27205

1986

25,6

 

491

13070

6,4

3000

1500

3000

 

Mitsui Engineering

 

RB211

27210

1974

35,9

 

500

4800

183,3

21641

4115

4115

11050

Rolls-Royse

 

DR61G PLUS

27330

1998

35,4

818

526

3000

22,7

9144

3505

3200

 

Dresser-Rand

 

TG-2500+

27330

1998

35,4

818

526

3000

176,9

21641

4145

4115

 

Stewart& Stevenson

 

DR61 PLUS

27350

1996

36,7

798

516

6200

21,8

9754

3505

3200

 

Dresser-Rand

 

ГТ 25000

27500

1993

36

1227

475

 

14

10000

3900

3400

 

Заря (Машпроект)

 

DR61 PLUS

28780

1998

36,9

817

521

6200

21,8

9754

3505

3200

 

Dresser-Rand

 

LM2500+(PV)

28950

1998

37,5

806

486

6100

15

6005

3048

3658

 

GE Marine& Industrial

 

MF-221

30000

1994

32

 

533

7200

50

7500

3600

3500

 

Mitsubishi

 

IM5000

32280

1978

36,2

770

444

3000

40

8700

3500

3500

 

Ishikawajima- Harima

 

RLM5000-PC

34276

1984

36,5

1170

433

3000

110,2

19812

3810

3962

 

Europian Gas Turbines

 

LM5000-PC

34450

1984

36,6

686

432

3000

11,1

8839

2743

3048

12950

GE Marine& Industrial

 

TG-5000 PC

34500

1987

36,7

774

433

3000

172,4

24384

4267

4267

 

Stewart& Stevenson

 

MW-251

36860

1964

29,6

 

517

4894

65

12400

3700

3700

 

Mitsubishi

 

PG6541 B

38340

1978

31,4

1104

539

5094

317,5

37490

7315

10363

10500

Europian Gas Turbines

Эл. станция

PG6551(B)

39160

1978

31,8

1104

541

5094

190,5

23165

3353

3658

 

John Brown Engineering

 

MS6001

39160

1978

31,8

 

539

5094

123

15900

3200

3800

 

Nuovo Pignone

 

TG20 B7/8

39360

1971

29,9

1044

520

4918

61

9500

3000

3400

 

Fiat Avio

 

TG-6000PA

40270

1991

39,3

832

460

3000

217,7

20726

4267

4267

 

Stewart& Stevenson

 

LM6000PA50Hz

40400

1992

39,2

846

477

3000

160

17200

4100

4400

 

Thomassen S&S Int.

 

LM6000

40477

1992

39,1

 

460

3000

6

4800

2200

2300

 

Fiat Avio

 

TG-6000PC

43200

1997

41,2

832

448

3000

217,7

20726

4267

4267

 

Stewart& Stevenson

 

TG-5000 STIG80

46360

1986

40,9

766

408

3000

181,4

24384

4267

4267

 

Stewart& Stevenson

 

TG20 B11/12

47800

1990

33,5

1130

507

5425

125

11100

3400

3500

 

Fiat Avio

 

251B11

49200

1982

32,7

 

520

5425

125,2

15149

3658

4115

 

Rolls-Royse

 

TG5000 STIG120

49600

1986

42,1

788

400

3000

181,4

24384

4267

4267

 

Stewart& Stevenson

 

FT8 twin

51100

1990

38,3

 

443

3000

289

39600

12100

9100

16000

MAN GHH

 

Trent

51190

1996

41,6

 

427

3000

231,3

25298

4115

4115

15600

Rolls-Royse

 

GT8C Slio EV

52800

1994

34,4

1100

517

6210

95

7800

3200

3900

14200

ABB

 

V64.3

61280

1996

35,1

1130

512

5400

45

5600

2300

2300

 

Bharat Heavy Elictricals

 

V64.3

62500

1990

35,3

 

531

3000

100

8500

11000

4000

17500

Siemens (KWU)

 

V64.3 A

70000

1996

36,8

 

565

3000

53

5500

3000

2700

22300

Siemens (KWU)

 

PG6101 (FA)

70140

1993

34,2

 

597

5247

499

36576

14326

15240

18300

GE Power System

 

GT 13D Slio EV

97900

1993

32,3

990

490

3000

260

10500

4600

9800

24500

АВВ

 

V84.2

106000

1985

33,7

 

549

3000

175

12000

10000

7000

 

Ansaldo Energia

 

PG9171 (E)

123400

1991

33,8

1124

538

3000

294,8

32004

4572

6096

 

John Brown Engineering

 

PG9171 (E)

123400

1987

33,8

1124

543

3000

860

35000

23500

11900

 

Nuovo Pignone

 

MW-701

130550

1981

33,9

 

513

3000

200

12500

5200

5200

 

Mitsubishi

 

701D

132220

1975

34,1

 

511

3000

140,6

12497

5182

5182

 

Westinhouse Electric

 

MW-701 DA

136900

1992

34

 

536

3000

200

12500

5200

5200

 

Mitsubishi

 

701DA

138300

1992

34,2

 

533

3000

170,1

12497

5182

5182

26600

Rolls-Royse

 

TG50D5S

147745

1991

34,5

 

535

3000

170

12500

5200

5700

 

Fiat Avio

 

V94.2

159000

1981

34,5

 

540

3000

280

15000

11500

7500

28900

Siemens (KWU)

 

GT 13 E2 SA-EV

165100

1993

35,7

1100

524

3000

330

10800

6400

5400

34500

АВВ

 

PG9231 (EC)

169200

1994

34,9

 

558

3000

771,1

41148

16154

13716

31000

GE Power Systems

 

PG9311 (FA)

226500

1991

35,7

 

589

3000

1088,6

36576

24384

21336

42600

GE Power Systems

 

701F

236700

1992

36,8

 

548

3000

340,2

17374

5791

5791

44300

Rolls-Royse

 

V94.3A

240000

1995

38

 

562

3000

310

10000

5500

5000

47500

Siemens (KWU)

 

GT 26 SA-V/SEV

241000

1994

37,8

1235

610

3000

335

12300

5000

5500

 

АВВ

 

701F2

253700

1998

37,1

 

579

3000

340

17300

5800

5800

 

Mitsubishi

 

701G1

255000

1997

38,5

 

560

3000

340

17300

5800

5800

 

Mitsubishi

 

PG9391 (G)

282000

1995

39,5

 

583

3000

1433,4

40538

27737

21336

 

GE Power Systems

 

701G2

308000

1998

39

 

574

 

420

18200

6200

6200

 

Mitsubishi

 



Приложение 3


Методика оценки показателей надежности, применяемая в США



Определения


Надежность: Вероятность исправной работы установки, включая длительность простоев (FON) в часах при эксплуатации, при нахождении в резерве и при попытках пуска, разделенную на длительность периода в часах (РН), -  выражается в процентах:


Надежность =(1-(FOH/PH)) х 100%;


FОН - общая длительность вынужденных простоев, ч;


РН - длительность периода, ч.


Готовность: Вероятность нахождения в готовом к работе состоянии, вне зависимости от того, необходима работа в данный момент или нет, включает все часы неготовности к работе (UН), разделенные на длительность периода в часах (РН), выражается в процентах:


Готовность =(1-(UH/PH))  х 100%;


UН - всего часов неготовности к работе (вынужденные простои, отказы при пуске, незапланированные остановы для технического обслуживания);


РН - длительность периода, ч.


Эквивалентная надежность: Вероятность того, что многовальная парогазовая энергетическая установка не выйдет полностью из строя при необходимости использования вырабатываемой ею энергии (включающая долю выработки электроэнергии в газотурбинном и паросиловом циклах в суммарной выработке электроэнергии на установке) выражена в %:


Эквивалентная надежность =


GTFOH - длительность вынужденных простоев газовой турбины, ч;


GTPH - длительность периода для газовой турбины, ч;


HRSGFOH - длительность вынужденных простоев котла-утилизатора;


ВРН - длительность периода для котла-утилизатора HRSG;


STFOH - длительность вынужденных простоев паровой турбины, ч;


SТРН - длительность периода для паровой турбины, ч;


В - доля парового цикла в выработке электроэнергии (обычно 0,30).


Эквивалентная готовность: Вероятность готовности многовальной комбинированной парогазовой установки к выработке электроэнергии вне зависимости от того, потребуется ли она в действительности, с учетом всех часов неготовности - учитывает долю выработки электроэнергии газотурбинным и паросиловым циклами в суммарной выработке электроэнергии на установке - выражена в %:


Эквивалентная готовность =.


GTUH - длительность периода неготовности газовой турбины, ч;


GTPH - длительность периода для газовой турбины, ч;


HRSGUH - длительность периода неготовности котла-утилизатора, ч;


STUH- длительность периода неготовности паровой турбины;


STPH  - длительность периода для паровой турбины, ч;


В - доля паросилового цикла в выработке электроэнергии (обычно 0,30).


MTBF - cредняя длительность периода между отказами: показатель вероятности завершения текущего цикла. Случаи отказов ограничиваются вынужденными простоями в процессе работы - показатель выражен в часах:


MTBF=SH/FO


SH - количество часов в работе;


FО - случаи вынужденных остановок во время работы.


Коэффициент использования: показатель интенсивности использования, обычно в расчете на год, выражается в %:


SF=SH/PH х 100%


SH - количество часов исправной работы за год;


РН - длительность периода, ч (8760 часов в году).


Показатели для различных режимов работы:


Режим

Коэффициент использования

Количество рабочих часов на пуск

В резерве

<1%

от 1 до 4

Пиковые нагрузки

1% · 17%

от 3 до 10

Циклические нагрузки

17%-50%

от 10 до 150

Непрерывный

>90%

"           150













Приложение 4



Однолинейная главная электрическая схема одноагрегатной электростанции


Приложение 5


Однолинейная главная схема электростанции со сборными шинами генераторного напряжения мощностью 4 х 12 МВт


Назад

 



121357 г. Москва, Ивана Франко 46с4
(499) 450-37-23, (495) 797-30-53, (495) 440-74-62
Политика конфиденциальности



Оформить заказ
Корзина: