Область применения электростанций собственных нужд, режимы работы, основные требования

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

Назначение электростанций собственных нужд

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

Основные требования к приводным двигателям электроагрегатов:

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

Основные требования к генераторам:

генератор должен обеспечивать длительную устойчивую параллельную работу с энергосистемой любой мощности, генераторами аналогичных и разных серий, а также работу на автономную нагрузку;
генератор должен допускать мгновенный сброс и наброс нагрузки, равной его номинальной мощности, и запуск асинхронного двигателя с пусковым током, не превосходящим двукратный номинальный ток генератора;
тип возбуждения — бесщеточное с контролем тока возбуждения;
распределение реактивных мощностей при параллельной работе генераторов должно осуществляться с помощью устройств, создающих статизм внешних характеристик по реактивному току; степень статизма внешней характеристики по реактивному току должна составлять 3 % с возможностью регулирования в диапазоне 0 — 3 %; отклонение напряжения от значения, установленного по статической характеристике, не должно превышать ±1 ,5 %;
генератор должен включаться на параллельную работу в сеть методом точной синхронизации (автоматической или ручной);
генераторы мощностью более 1 МВт (согласно ПУЭ 3.2.34) должны оборудоваться следующими устройствами защиты и автоматики: а) дифференциальной защитой; б) максимальной токовой защитой с комбинированным пуском по напряжению с действием на отключение смежных секций выключателей (1-я ступень) и на отключение выключателя генератора (2-я ступень);
защитой от замыканий на землю в обмотке статора; защитой от двойных замыканий; защитой от потери возбуждения; сигнализацией перегрузки;
защитой от обратной мощности с выдержкой времени (для генераторов с приводом от ГТД, кроме ГТД со свободной силовой турбиной);
должно быть обеспечено отключение генератора от защит первичного двигателя;
устройством гашения поля генератора;
сигнализацией замыкания на землю обмотки возбуждения.

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

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

Основные требования к системе управления, контроля и защиты:

должны быть предусмотрены подсистема АСУ теплотехнической части и подсистема АСУ электротехнической части, причем последняя должна быть ведущей; в подсистеме АСУ теплотехнической части должны решаться задачи пуска, остановки, защиты и управления газовых турбин и вспомогательного оборудования; в подсистеме АСУ электротехнической части должны решаться задачи синхронизации генераторов, распределения электрических нагрузок между генераторами, регулирование частоты, напряжения, управления работой электрической части электростанции, режимного и противоаварийного управления локальной энергосистемой;
обе подсистемы должны работать в реальном масштабе времени; интервал дискретизации (период сканирования) ввода аналоговых и дискретных сигналов для АСУ электротехнической части — 10 мс; для системы регистрации аварийных процессов — 1 мс;
подсистема АСУ электротехнической части должна обеспечивать реализацию следующих функций: синхронизацию генератора,
управление всеми выключателями главной электрической схемы электростанции,
управление оперативным постоянным током, представление на экране монитора мнемосхем электрической части с указанием текущих параметров, аварийную и предупредительную сигнализацию о работе электрической части электростанции, звуковую информацию о наиболее важных событиях, управление мощностью генераторов (частотой вращения), управление    возбуждением    генераторов     (реактивной мощностью, напряжением),
распределение активных и реактивных нагрузок между генераторами,
противоаварийную автоматику,
режимное и противоаварийное управление локальной энергосистемы,
защиту элементов электрической схемы, автоматическую регистрацию и анализ аварийных режимов с записью осциллограмм переходных процессов и их расшифровкой,
регистрацию последовательности срабатывания защит, дистанционную смену уставок защит и автоматики (при применении цифровых устройств РЗиА), определение мест повреждения на линиях электропередачи, коммерческий и технический учет электроэнергии, ведение суточных ведомостей и ведомостей событий, ведение архива режимов работы и аварийных событий, контроль и диагностику генератора и возбудителя, контроль и отображение устойчивых тенденций развития режимов электрооборудования. Проверка устойчивости параллельной работы проводится в ходе приемочных (сертификационных) испытаний электроагрегатов и электростанций. В программе испытаний должны быть  предусмотрены   определения  следующих  статических показателей:
установившегося отклонения напряжения в установившемся тепловом состоянии при изменении симметричной нагрузки в диапазоне от 10 до 100 % номинальной мощности;
установившегося отклонения частоты при неизменной симметричной нагрузке;
статической характеристики регулятора частоты;
равномерности распределения мощности между параллельно работающими агрегатами.
В процессе проведения динамических испытаний определяются максимальный мгновенный наброс нагрузки, а также возможность сброса 100 % нагрузки с выходом на режим устойчивого холостого хода.