РД 51-31323949-31-98. Выбор количества электроагрегатов электростанций РАО ""Газпром""

бесплатная нормативная документация

РД 51-31323949-31-98

Группа Е02

РУКОВОДЯЩИЙ НОРМАТИВНЫЙ ДОКУМЕНТ

ВЫБОР КОЛИЧЕСТВА ЭЛЕКТРОАГРЕГАТОВ

ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ РАО "ГАЗПРОМ"

ОКСТУ 3375

Дата введения 1998-03-01

РАЗРАБОТАН для определения количества электростанций собственных нужд объектов газовой промышленности, располагающихся в районах Крайнего Севера и других климатических зонах. Для электростанций, проектируемых для работы с энергосистемами РАО "ЕЭС России", данную методику должен дополнить технико-экономический анализ (бизнес-план), проводимый в соответствии с существующими законодательными актами России.

В РД основополагающим фактором является надежность работы электростанции в автономном режиме без связи с энергосистемой. При наличии связи с энергосистемой необходимо вводить коррективы по снижению ремонтного и резервного количества агрегатов, что оговорено ниже.

РД разработан коллективом сотрудников ВНИИГАЗа, ГАНГа, АО "Роснефть".

ВНЕСЕН Управлением энергетики РАО "Газпром".

ПРЕДНАЗНАЧЕН для применения всеми подразделениями, занимающимися проектированием, строительством и эксплуатацией электростанций собственных нужд в газовой промышленности.

СОГЛАСОВАН с начальником Управления энергетики Г.Р.Шварц 14.03.98.

УТВЕРЖДЕН Заместителем председателя правления РАО "Газпром" В.В.Ремизовым 23 марта 1998 года.

ВЗАМЕН РД 51-00158623-3-91. Издание третье, переработанное и дополненное

Область применения

В настоящем РД сформулированы методические рекомендации по определению количества агрегатов электростанций собственных нужд объектов газовой промышленности, располагающихся в районах Крайнего Севера и других климатических зонах страны.

1. Нормативные ссылки

1. ГОСТ 27.002-89 Надежность в технике. Основные понятия. Термины и определения. Электроэнергетика России (статистический обзор) РАО "ЕЭС России" АО "Информэнерго", М., 1966 г, с. 32.

2. Правила устройства электроустановок. Минэнерго СССР, 6-е изд., перераб. и допол. М., Энергоатомиздат, 1985, 640 с.

2. Электростанции собственных нужд

локальных систем электроснабжения РАО "Газпром"

Для промышленных объектов и населенных пунктов (вахтовых поселков, объектов соцкультбыта и т.п.), находящихся в районах добычи природного газа и прохождения систем магистральных газопроводов, там где отсутствуют системы электроснабжения РАО "ЕЭС России", а природные и климатические условия характеризуются как весьма тяжелые, необходима разработка специальных технических решений в области электроснабжения, обеспечивающих их работоспособность и живучесть даже в экстремальных ситуациях. Как правило, такие объекты имеют сравнительно небольшие мощности и строительство традиционных ТЭЦ в данных условиях потребует решения ряда специфических проблем, и с экономической, и с технической точек зрения.

Альтернативным и достаточно надежным решением проблемы в данных случаях является создание локальных систем электроснабжения с минимальной длиной отходящих ЛЭП от мобильных блочных или суперблочных электростанций, оснащенных электроагрегатами с поршневым или газотурбинным приводом, расположенных в центре нагрузок.

Электростанция должна обеспечивать:

- надежное электроснабжение (живучесть) в экстремальных условиях полярной ночи;

- высокую степень автоматизации;

- простоту обслуживания и удобства, обеспечивающие проведение ремонта;

- минимальный вес.

Электроагрегаты должны быть в суперблочном (контейнерном, модульном) исполнении максимальной заводской готовности и требовать минимальных строительно-монтажных работ при их установке.

Кроме того, электростанция должна обеспечивать: возможность расширения в случаях роста электропотребления работу, как на дизельном, так и местном топливе (природном газе), отвечать требованиям гибкости режимов работы и обеспечивать возможность, при необходимости, передачи мощности на ближайший объект по межсистемным связям.

Конструкция фундамента должна учитывать специфику работы электростанций, и почвенные условия вечной мерзлоты. На электростанциях необходимо предусматривать возможность выработки тепловой энергии, что повысит надежность теплоснабжения и общий КПД электростанции.

Наиболее перспективными для районов Крайнего Севера следует считать мобильные электростанции с газотурбинными двигателями, обладающими следующими преимуществами:

- небольшие массы и габаритные размеры, т.е. массогабаритные показатели в 3-4 раза меньше, чем у электростанций с поршневыми ДВС;

- возможность создания передвижных легко-транспортируемых электростанций мощностью до 6 МВт и более;

- оперативная замена вышедшего из строя двигателя (до 8 час) и заводской его ремонт;

- минимальный уровень вибраций, минимальный объем строительно-монтажных работ при установке электростанции;

- нет необходимости в воде для охлаждения, возможность использования как в условиях холодного, так и жаркого климата;

- система охлаждения ’масла имеет небольшие габариты, малые расходы масла, небольшие потери тепла излучением (радиация) и в масло (2+3%);

- возможность работы на частичных (малых) нагрузках без загрязнения и особых износов;

- высокая стабильность скорости вращения и высокая степень автоматизации;

- минимальный объем работ по регламенту и ремонту,

- возможность на одном двигателе использовать разное топливо (жидкое или газообразное) на некоторых ГТД без переналадок и остановки двигателя;

- возможность запуска при отрицательных температурах.

При всех достоинствах, ГТД проигрывают поршневым двигателям внутреннего сгорания по таким параметрам, как:

- минимальное время пуска (до 30 сек);

- прием 100% нагрузки за время 30-60 сек с момента подачи сигнала на пуск ;

- экономичность примерно в 1,5 раза выше, чем у ГТД.

Эти качества предопределили приоритет в создании мобильных электростанций с поршневыми электроагрегатами в диапазоне мощностей от 100 до 2000 кВт, а газотурбинных от 1500 до 50000 кВт и более.

Автоматизация операций последовательности пуска агрегатов, синхронизации, приема и распределения нагрузки, автоматическая сигнализация при нарушении нормального режима эксплуатации, автоматизация вспомогательных операций (дозаправка системы охлаждения масляной и топливоподающей систем, а также остановка двигателя и т.п.) позволяют обслуживать автономные электростанции минимальным числом обслуживающего персонала или обходиться без него.

Управлением энергетики РАО "Газпром" совместно с лабораторией "Источники электроснабжения" ВНИИГАЗа выполнен ряд поисковых и научно-исследовательских работ по разработке мощностного ряда электроагрегатов для нужд РАО "Газпром". В результате выполненных работ предложен ряд электроагрегатов с поршневым и газотурбинным приводом, на базе которых возможно комплектовать электростанции различных мощностей и различного назначения.

Работа по выбору электроагрегатов для нужд газовой промышленности проводилась с учетом и соблюдением следующих условий:

- число типоразмеров двигателей должно быть минимальным, в ряд должны включаться двигатели серийно выпускаемые или такие, для создания которых выполнены необходимые научно-исследовательские работы;

- показатели двигателей и электростанций на их базе должны соответствовать современному уровню развития;

- применение входящих в ряд двигателей должно быть экономически обосновано.

На основе проведенного изучения был разработан перспективный типаж источников электроснабжения на базе серийных или осваиваемых в производстве автономных электростанций (таблица 1).

В таблице представлены 20 типов электроагрегатов с поршневым и газотурбинным приводом мощностью от 200 кВт до 25000 кВт.

Электроагрегаты с поршневым приводом имеют мощность 200, 500, 800, 1000 и 3500 кВт. В качестве привода используются высокооборотные, транспортные дизели, обладающие высоким КПД, минимальным весом и габаритами. Следует иметь в виду, что в настоящее время уже созданы модификации дизелей, работающих по газодизельному циклу.

Таблица 1

Перечень электростанций, рекомендованных к применению

на объектах РАО "Газпром"

N	Тип электростанции	Вид привода, двигателя	Изготовитель привода	Изготовитель электростанции	Мощность, МВт	Вид топлива	КПД	Ресурс до к/р тыс. час	Полный ресурс тыс. час
1	ЭД-200С	В2 серии б	АО "ТМЗ"	АО "ТМЗ"	0,2	Д	35	20	40
			Екатеринбург	Екатеринбург		ГД	34	20	40
2	АСГД-500	12ГЧН18/20	АО "Звезда"	АО "Звезда"	0,5	ГД	37	7	20
			С.-Петербург	С.-Петербург		Г	35	7	20
3	ГДГ-500/1500	6ГЧН21/21	АО "Волгодизельмаш" Балаково	АО "Волгодизель- маш" Балаково	0,5	Г	34	40	80
4	ДГ-98	6ГЧН1А36/45	АО "РУМО" Н.Новгород	АО "РУМО" Н. Новгород	0,8	Г		60	25 лет
5	ЭД-1000С	8ГЧН21/21	АО "ТМЗ"	АО "ТМЗ"	1,0	Д	37	36	85
			Екатеринбург	Екатеринбург		ГД	35	36	85
6	ГТЭС-1600-2Г	ГТГ-1500 судовой	АО "Пролетарский з-д" С.-Петербург	АО "Пролетарский 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	18V20/27DG	"Русский дизель" С.-Петербург	"Русский дизель" С.-Петербург	1,5	ГД		60	25 лет
9	ГТЭ-2,5	2хТВЗ-117	"З-д им. В.Я.. Климова" С.-Петербург	СП "Роскортурбо" С.-Петербург	2,5	Г,Ж	24,7		40
10	........-2500 М*	Д-З0ЭУ 3 серии авиационный	АО "Авиадвигатель" Пермь	АО "Авиадвигатель" Пермь	2,5	Г	22	25	40
11	ЭД-2500	ГТД-2.5 судовой	О3 "Энергия" Кривой Рог	АО КрТЗ "Констар" Кривой Рог	2,5	Г	29,5-ГТД	20	40
12	...3500*	16ДПН2А- 23/2х30	"Русский дизель" С.-Петербург	"Русский дизель" С.-Петербург	3,5	Г	33,3	130	30 лет
13	ГТЭС-4000	Д-З0ЭУ-2 авиационный	АО "Авиадвигатель" Пермь	НПО"Искра" Пермь	4,0	Г	24,3	20	40
14	Э....-....000*	ДВ-71 судовой	НПП "Машпроект" Николаев	АО "Белэнергомаш" Белгород	6,0	Г	30,5	10	30
15	......,5*	НК-14Э авиационный	АО "Моторостроитель" Самара	АО ’ЦКБ Лазурит" - разработчик, изготовитель не определен	9,5	Г	32 - для привода	15	50
16	ГТЭС....-12*	ПС-90 авиационный	АО "Авиадвигатель" 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 "Моторостроитель" Самара	фирма "Модуль" АО"Кировский з-д" С.-Петербург	25	Г	36,4	20	60
20	ГТЭС-25.....*	ГТУ-25	АО "ТМЗ" Екатеринбург	АО "ТМЗ" Екатеринбург	25	Г	31,8	25	100

----------------

* Текст документа требует сверки. Примечание юридического бюро "Кодекс"

Условные обозначения:

Д - дизельное топливо;

ГД - газ/дизельное топливо;

Г- газ:

Ж - авиационное или дизтопливо.

Электроагрегаты с газотурбинным приводом имеют мощность 1500, 2500, 4000, 6000, 9500, 12000, 16000, 20000 и 25000 кВт.В качестве привода используются авиационные или судовые турбины, работающие на природном газе.

3. Оценка надежности источников

электроснабжения показателем с временным квантованием

Строительство линий электропередачи для электроснабжения газодобывающих и газотранспортных комплексов, особенно в труднодоступных районах Крайнего Севера, мероприятие сложное и дорогостоящее.

Несмотря на достижения научно-технического прогресса, аварийность ЛЭП в районах Севера в несколько раз превышает общероссийские показатели и не имеет тенденции к снижению /1, 2, З/. Так например, ежегодно до 90% отказов приходится на ВЛ 6-10 кВ по (ПО Ямбурггаздобыча наработка на отказ составляет 64 часа / 2 /, большинство отключений влечет нарушение электроснабжения потребителей, а в летнее время ремонт ЛЭП может затянуться на два месяца.

Особенно серьезные нарушения со значительным недоотпуском электроэнергии вызываются массовыми отключениями ВЛ во время экстремальных отклонений погодных условий (ветер, низкие температуры, гололед и т.п.).

Число массовых отключений ВЛ 6-10 кВ в последние годы не уменьшается и в ряде энергосистем составляет до 137 нарушений в год / 3 /. При расследовании аварий выявлены четыре основные группы причин отключений:

- перекрытие на поросль или падение деревьев на провода ВЛ;

- строительная техника и работы сторонних организаций;

- износ конструкций, наличие дефектов на ВЛ;

- ветер и гололед на проводах с характеристиками выше расчетных.

Следует иметь в виду, что строительство ЛЭП, как правило, осуществляется позже ввода промышленного объекта в эксплуатацию и на пионерном этапе электроснабжение осуществляется от автономных электростанций (ЭСН) с поршневым или газотурбинным приводом, которые после строительства ЛЭП переводят в резерв, но некоторые КС продолжают в качестве основного источника использовать ЭСН, а ЛЭП находится в резерве (АВР) из-за низкой надежности в работе.

Каждый из рассматриваемых источников (ЛЭП или ЭСН) характеризуется своими стоимостными и надежностными показателями. Для определения эффективности использования того или иного вида источника электроснабжения необходимо выработать общий критерий относительной оценки, позволяющей провести исследование и сопоставление надежностных и стоимостных характеристик рассматриваемых источников.

На практике различают три иерархических уровня, в рамках каждого из которых проводят оценку надежности: первый - системы генерации, второй - системы генерации и транспорта, третий - системы генерации, транспорта и распределения электроэнергии. Третий иерархический уровень, таким образом, распространяется на сложные электрические системы, по отношению к которым сравнительно недавно стали применять понятие результирующей надежности. Это означает, что при анализе в совокупности оценивается надежность систем генерации, передачи и распределения электроэнергии.

Очевидно, такой подход является серьезной альтернативой другому, который применяется в большинстве электроэнергетических компаний. Как известно, в этом случае анализ надежности направлен на решение одного вопроса - обеспечения СЭС генерирующей мощностью в случае отказа ее элементов.

При анализе надежности можно рассматривать два аспекта:

- адекватность, когда оценивается готовность электрической системы обеспечить потребителя электроэнергией в соответствии с установленными требованиями к ее параметрам с учетом отказов генерирующего оборудования, линий электропередач и подстанций. Так как такие ситуации рассматриваются применительно к сбалансированной системе, то принято говорить об анализе статической надежности. В отечественной практике этому термину соответствует понятие структурной надежности;

- живучесть - готовность электрической системы выдерживать внезапные воздействия, короткие замыкания (потеря линий или подстанций и т.п.). В этих случаях говорят о динамической надежности.

В понятие "живучесть" (в отечественной терминологии) входит и способность электрической системы сохранять работоспособность, не допуская каскадного отключения потребителей или сохранения питания электроприемников первой и особой групп при отключении источников внешнего электроснабжения.

В количественном отношении эти два аспекта должны оценивать статическую и динамическую возможность отказа в показателях, имеющих вероятностный характер, т.е. в показателях, значение которых определяется событиями в будущем, а следовательно, прогнозируемых.

В настоящее время вероятностный подход применяется только при оценке статической надежности. Анализ живучести, который все чаще необходим в задачах планирования режимов и эксплуатации электрических систем, как правило, выполняется без большого количества возможных ситуаций, каждая из которых требует детального моделирования системы. В этом трудность применения вероятностного подхода.

Вероятностный подход, как отмечалось выше, применяется только при оценке статистической (адекватной) надежности. С другой стороны, имеются данные о надежности функционирования любого типа электроагрегатов, усредненные данные, приведенные в их условиях на поставку, и известно среднее время, которое они должны работать в течение года, время ревизий, профилактик и ремонтов. Вероятно, располагая такими данными и зная, что имеется жесткая каузальность: оперируя со средним, случайностью можно пренебречь, можно предложить следующую методику адекватной надежности генерирующих мощностей.

Основным условием работы электростанций в условиях Крайнего Севера является отсутствие перерывов в электроснабжении в течение года (последующие годы рассматриваются как повторяющиеся циклы), следовательно, для обеспечения заданной номинальной мощности на электростанции в течение года должно находиться в работе T· n агрегатов:

T= 8760 час - календарное время года в часах;

n - количество агрегатов, постоянно находящихся в работе.

Определение вероятности безотказной работы по статистическим данным, изложенное в / 4, 5, 6 /, вполне удовлетворяет требованиям серийного производства изделий, являясь по сути критерием качества их изготовления, или массового испытания одинаковых изделий, когда имеется в наличии достаточно большое число и нет ограничений их испытания по времени. Кроме того, при получении числовых значений вероятности безотказной работы, временный фактор не получает явного выражения и значение вероятности в практическом приложении не имеет яркого выражения, которое в него закладывается в случае его теоретического обоснования. В условиях эксплуатации, как правило, нет возможности наблюдать за эксплуатацией большого количества однотипных изделий в одинаковых условиях эксплуатации. Чаще всего условия эксплуатации различны в части технического уровня эксплуатации режимов работы, климатических условий и т.п.

Эти параметры, как правило, на разных объектах бывают различны. На одном же объекте чаще всего эксплуатируется достаточно большое количество разнотипного оборудования, т.е. на объектах газовой промышленности приходится иметь дело с эксплуатацией единичных изделий (или небольшой гpyппы однотипных изделий), что весьма затрудняет определение вероятности безотказной работы в обычном его понятии, как отношение числа отказавших изделий "n" за время "" к общему числу эксплуатируемых "". В этих условиях оценка безотказной работы оборудования по классическим методам теории вероятностей не дает желаемых результатов (или недостаточно, или значения t).

Поэтому в условиях эксплуатации для ремонтируемых изделий при определении показателей их надежности переходят от определения вероятности безотказной работы к определению других усредненных показателей, таких как: наработка на отказ, коэффициент готовности, ресурс и т.д. (Приложение 1).

Эти показатели, как показывает практика, изменяются год от года в самых широких пределах и установить закономерность их изменения зачастую не представляется возможным ввиду необходимости длительного интервала времени для наблюдения, которым, как правило, практика не располагает. Тем более затруднено использование этих показателей при проектировании объектов с аналогичным оборудованием, где выбранные показатели будут зависеть oт целого ряда объективных и субъективных факторов (от климатических условий, вида применяемого оборудования, надежности внешних систем электроснабжения, уровня подготовки обслуживающего персонала, степени обеспеченности запчастями и т.д.). С целью получения реальных показателей надежности необходимо ввести дифференцированные оценки надежности, которые учитывали бы влияние различных факторов на надежность каждого конкретного изделия и определялись для ограниченного времени эксплуатации. Причем таким образом, чтобы вводимые оценки показателей надежности и сами показатели отражали суть эксплуатации того или иного изделия.

ГОСТ 27.002 дает следующее определение вероятности безотказной работы - как вероятность того, что в заданном интервале времени или в пределах заданной наработки не возникает отказ изделия. И оценка для вероятности безотказной работы неремонтируемых изделий вычисляется по формуле:

(1)

где: - число отказов, полученных за время испытаний.

Для ремонтируемых изделий определены оценки таких показателей надежности, как наработка на отказ, параметр потока отказов, значение вероятности безотказной работы, пересчитанное на время .

На практике же часто приходится сталкиваться с эксплуатацией отдельных единичных изделий и тогда определение показателей надежности именно этого изделия по вышеуказанной формуле становится невозможным, так как отсутствуют остальные изделия, необходимые для сравнения и получения соответствующих надежностных характеристик.

В газовой промышленности с ее специфическими особенностями эксплуатации объектов (мелкосерийность и единичность эксплуатируемых изделий, их рассредоточенность по регионам страны) основной характеристикой качества их функционирования является вероятность успешного выполнения функций в течение конкретного промежутка времени и тогда далеко не всегда можно определить в денежном выражении тот эффект, который дает эксплуатация изделия.

При определении надежности автономных систем электроснабжения (электростанций собственных нужд - ЭСН), особенно работающих в сложных природно-климатических условиях Севера, к которым предъявляются высокие требования в части их обслуживания (эксплуатация без обслуживающего персонала, технический осмотр через 250-750 часов непрерывной работы), удобно исходить из срока эксплуатации устройств в течение года.

Формула вероятности безотказной работы, согласно ГОСТ 27.002, обуславливает, что если, допустим, мы имеем 100 изделий и эксплуатируем их в течение одного года и за этот период отказало 10 изделий, то вероятность безотказной работы равна

Это означает, что за обусловленный период времени, равный одному году, из числа эксплуатируемых изделий могут отказать не более 10%. Классическое определение вероятности событий, как отмечалось выше, невозможно применить к техническим изделиям, выпускаемым малыми сериями и имеющим значительные сроки службы (до десяти и более лет). В то же время аппарат теории вероятностей при использовании для нужд и оценки надежности приобрел еще одну координату - время и логично продолжить рассмотрение возможностей квантования параметров надежности по времени. Из вышеприведенного примера сложно извлечь информацию, интересующую эксплуатационников и проектировщиков: наработка на отказ, сроки проведения профилактических осмотров и т.д. Еще более неопределен вопрос, а как создать ЭСН (или другую систему) для заданных условий эксплуатации с достаточно высоким уровнем надежноcти, функционирующим непрерывно в течение года с использованием существующих (серийных) электроагрегатов.

Для удобства расчетов примем, что год разделен на 100 условных единиц (процентов), т.е. одной единице соответствует 3,65 дня или 87,6 часа. Далее полагаем, что вероятность безотказной работы конкретного изделия (системы) равна 1,0 или 100%, если за весь год оно ни разу не откажет, т.е. наработка на отказ его больше или равна году, или же по истечении года изделие нуждается в соответствующей профилактике, после чего опять может эксплуатироваться в течение года, таким образом последующие годы могут рассматриваться как повторные циклы.

Если же изделие (система) откажет и на его ремонт (замену) требуется время , то вероятность безотказной работы изделия может быть оценена

(1а)

Например, если изделие (система) обеспечивает безотказную работу в течение 5000 час в год, то в соответствии с предложенным способом оценки ее вероятность безотказной работы (в год) равна: = 8760 - 5000 = 3760 час.

Можно решать задачу и в обратном порядке, если требуется создать изделие (систему) с = 0,95, то это значит, что в год это изделие должно обеспечить выполнение своих функций в течение = 8760 + 0,95 = 8322 часа.

Предложенный способ оценки вероятности безотказной работы изделия (системы) обеспечивает возможность оценки показателей надежности как на стадии проектирования, так и по данным эксплуатации применительно к конкретному изделию (системе), расширяет возможности использования показателей надежности при решении практических задач, на наш взгляд, является достаточно простым и доступным и корреспондируется с зарубежными методиками оценки показателей надежности.

Данный подход к проблеме надежности позволяет проектировать системы электроснабжения с уровнем надежности, близким к единице, на базе серийно выпускаемых электроагрегатов. Поясним это на примере.

Требуется спроектировать электростанцию собственных нужд для промышленного объекта, расположенного в Северных районах страны, с надежностью ~= 1,0 на базе серийно выпускаемых электроагрегатов с поршневым или газотурбинным приводом. Электростанция должна обеспечивать нагрузку компрессорной станции магистрального газопровода и объекты социальной, бытовой и промышленной инфраструктуры КС.

Для расчетов полагаем, что один отказ "" - приводит к простою (ремонту, профилактике, замене оборудования) в среднем на 3,65 дня или 87,6 часа. Естественно, эта цифра - принятое допущение, и для конкретного типа оборудования она может быть изменена. Таким образом, если произошло 2 отказа в год и оборудование не работало = 2х87,6 = 175,2 часа, а его надежность

В этом случае оборудование должно быть поставлено в ремонт (осмотр, профилактику) два раза в год, каждый раз не более чем на 87,6 часа. В нашем случае электростанция должна работать круглый год (последующие годы рассматриваются как повторяющиеся циклы), , т.е. на время ремонта необходимо ввести в работу резервный агрегат, что и обеспечит гарантированную надежность станции.

4. Выбор количества электроагрегатов электростанций РАО "Газпром"

Основная задача оптимизации параметров электростанции - это выбор такой комплектации электроагрегатов, которая обеспечит минимальные перерывы и ущерб от перерывов в электроснабжении промышленного объекта и максимальную живучесть технологического процесса в экстремальных ситуациях. Исходим из того, что в течение года на электростанции должно быть отработано: - агрегаточасов, т.е. электроснабжение непрерывно в течение года,

где: = 8760 час - календарное время года в часах;

- количество агрегатов, постоянно находящихся в работе.

Здесь мы не учитываем дополнительное количество агрегатов электростанции, необходимое для обеспечения своевременного вывода агрегатов на технические осмотры, текущие и капитальные ремонты без снижения номинальной нагрузки электростанции, и не учитывается уровень надежности агрегатов (внеплановые) аварийные ремонты и уровень резервирования.

Но как известно, поршневые и газотурбинные двигатели, генераторы, электротехническое оборудование и системы автоматики электроагрегатов не обладают 100% надежностью, следовательно, необходимо учитывать возможность преждевременного выхода из строя отдельных систем электроагрегатов и их внеплановый ремонт и, соответственно, увеличивать количество электроагрегатов электростанции с целью повышения надежности электроснабжения потребителей до заданного уровня.

В связи с чем полагаем, что на электростанции необходимо иметь резерв электроагрегато-часов в течение всего года для выполнения, как профилактических ремонтов -, так и аварийных (внеплановых) - ремонтов , т.е. баланс агрегато-часов электростанции будет выглядеть следующим образом:

(2)

Если же учитывать непременное требование - наличия мощности электроагрегатов, как в нагруженном, так и ненагруженном резерве, то необходимо добавить составляющую и общий баланс агрегато-часов по электростанции можно представить в окончательном виде:

(3)

Выбрав тип электроагрегата по таблице 1, можем определить его фактическую надежность, зная данные по необходимым профилактическим осмотрам, ремонтам по техническим условиям на поставку и, располагая статистикой отказов электроагрегатов данного типа или аналогичных, можно рассчитать количество необходимых электроагрегатов для электростанции из условий, что надежность обеспечения электроэнергией электроприемников промышленного объекта будет равна = 1,0 (100 %) или иметь необходимый запас в зависимости от требований, предъявляемых к электроснабжению промышленного объекта.

В нашем случае , тогда формула баланса примет вид:

(4)

где: = 8760 час - календарное время года в часах работы электростанции;

- число агрегатов, установленных на электростанции;

- число агрегатов, постоянно находящихся в работе, для обеспечения нагрузки с учетом ненагруженного резерва;

- число агрегатов, постоянно находящихся в резерве и обеспечивающих покрытие краткосрочных максимумов нагрузки или вводимых в кратчайшие сроки взамен агрегатов, выходящих в ремонт (профилактический либо аварийный);

- календарное время, необходимое на профилактические ремонты одного агрегата в год в соответствии с техническими условиями на поставку электроагрегатов;

- число агрегатов, выходящих в профилактические ремонты в текущем году;

- календарное время (среднестатистическое), необходимое для внеплановых (аварийных) ремонтов электроагрегатов данного типа;

- число агрегатов (среднестатистическое), на которых могут произойти аварийные отказы, приводящие к выходу агрегата во внеплановый ремонт.

Формула баланса агрегато-часов позволяет решить задачу определения необходимого числа электроагрегатов для электростанции, т.е. разделив все на = 8760 час, получим:

(5)

приняв:

(6)

получим:

(7)

Из последнего выражения следует, что полное количество агрегатов электростанции может быть определено по основным трем составляющим , но в то же время каждая из составляющих вносит свой вклад в общую надежность работы электростанции.

Количество одновременно работающих электроагрегатов может быть различно в зависимости от категорийности объектов электроснабжения.

Вопрос создания высоконадежных источников электроснабжения (электростанций собственных нужд) КС с использованием в качестве привода поршневых ДВС или газотурбинных двигателей может быть успешно решен, если при определении количества необходимых электроагрегатов помимо экономических факторов учитывать показатели надежности выбранного типа привода (двигателей) и требования к электроснабжению потребителей различной категорийности, что не учитывается в вышеприведенных работах.

В нашем случае, исходя из вышеприведенных рассуждений о введении временного фактора как фиксированной величины, относительно которой решается задача надежности, число рабочих агрегатов можно определить из следующих соображений.

Поскольку КС магистральных газопроводов относятся к потребителям, оснащенным электроприемниками, перерыв в электроснабжении которых не допускается /7, 8, 9/, то необходимо предусматривать наличие "нагруженного" резерва, т.е. в работе одновременно должно находиться столько агрегатов и загрузка их должна быть такова, чтобы при выходе одного из агрегатов оставшиеся в работе имели возможность принять на себя имеющуюся нагрузку на время, необходимое для ввода в действие агрегата из "ненагруженного" (горячего) резерва, или же обеспечить ремонт вышедшего из строя электроагрегата. (Имеются в виду дефекты, которые могут быть устранены имеющимся обслуживающим персоналом за время не более 2 часов).

Величина нагруженного резерва определяется коэффициентом загрузки двигателей K и для электростанций КС магистральных газопроводов и других приравненных к ним объектов берется по данным нижеприведенной таблицы 2.

Коэффициент K определялся с учетом перегрузочной способности электроагрегатов, оговоренных в технических условиях на их поставку.

Таблица 2

Оптимальные уровни загрузки электроагрегатов

электростанций собственных нужд

Количество агрегатов, работающих на параллель

Оптимальный уровень загрузки электроагрегатов (K)

0,5

0,67

0,75

0,8

0,83

0,857

0,875

0,89

0,9

С учетом принятых допущений количество одновременно работающих электроагрегатов электростанций собственных нужд определится по формуле

(8)

где: - максимальная нагрузка электростанции, кВт;

N - номинальная мощность электроагрегата, кВт;

K - коэффициент загрузки электроагрегатов (см. табл. 2).

Как видно из формулы (8), при определении количества рабочих электроагрегатов мы учитываем необходимую величину "нагруженного" резерва, что адекватно требованиям ПУЭ ’’П.1.2.18. Электроприемники I категории должны обеспечиваться электроэнергией от 2 независимых взаимно резервирующих источников питания, и перерыв их электроснабжения при нарушении электроснабжения от одного из источников питания может быть допущен лишь на время автоматического восстановления питания.

При определении количества резервных агрегатов "ненагруженного" резерва необходимо учитывать ряд специфических условий работы электроагрегатов на электростанциях собственных нужд различных промышленных объектов, сложность климатических и природных условий, а также показатели надежности выбранного типа агрегатов.

Тип агрегата выбирается по данным, приведенным в таблице 1, из расчета обеспечения 50% номинальной нагрузки станции, если же нагрузка достаточно велика, а номиналы электроагрегатов не обеспечивают 50% нагрузки, то необходимо выбирать количество агрегатов и определить коэффициент загрузки K, руководствуясь данными таблицы 2. Например, при нагрузке станции 1000 кВт целесообразно принять 2 агрегата номинальной мощностью ~1000 кВт; K = 0,5. Если же нагрузка станции 1600 кВт, можно принять три агрегата мощностью 1000 кВт; K = 0,533 или два агрегата по 1500 кВт; K = 0,53, или четыре агрегата мощностью 800 кВт; K = 0,666, или возможен вариант: три двигателя мощностью 800 кВт; K = 1,0 (нагруженный резерв отсутствует ). Последний вариант может быть приемлем, если есть ввод ЛЭП от другого источника или возможность временного отключения нагрузки - 800 кВт на время, необходимое для ввода агрегата из ненагруженного резерва (не более 1 часа допустимое время работы агрегатов с 10% перегрузкой).

Выбор типа агрегата - задача многофакторного анализа, решаемая при проектировании ЭСН. Важнейшие факторы - это экономические: стоимость электроагрегата, его экономичность, цены используемого топлива и масла; технические характеристики электроагрегата такие как: моторесурс до текущего и капитального ремонтов, общий моторесурс, время непрерывной работы, ремонтопригодность, комплектация запасными частями, возможность использования электроагрегатов в блоках полной заводской готовности, весогабаритные показатели и ряд факторов, определяемых спецификой промышленного объекта и природно-климатическими условиями, в которых должны эксплуатироваться электроагрегаты.

Как видно из формулы ( 8 ), при определении количества работающих агрегатов мы учитываем необходимую величину "нагруженного" резерва. При определении количества резервных агрегатов необходимо учитывать ряд специфических условий работы агрегатов на электростанциях собственных нужд различных объектов в сложных климатических и природных условиях, а также показатели надежности выбранного типа агрегатов.

Предложенная методика определения числа агрегатов электростанции по заполнению временного графика упрощает решение данной задачи за счет введения двойного резервирования и учета специфических особенностей выбранного типа агрегатов в ремонтном резерве.

Наличие "нагруженного" резерва на электростанции исключает необходимость иметь в "ненагруженном" резерве более одного агрегата или вовсе обходиться без него при условии, что на электростанции установлены агрегаты одного типа, т.е. =1. Количество ремонтных агрегатов определяется по формуле ( 6 ), которая учитывает специфические особенности выбранного агрегата и его надежность в работе. Время нахождения в ремонте определяется режимом работы электростанции и наработкой агрегатов за год, и при определенных условиях резервный агрегат может совмещать функции ремонтного, что сокращает капвложения в строительство ЭСН.

Приведенная методика позволяет давать качественную оценку надежности автономной системы электроснабжения. Общеизвестно, что все электроприемники промышленных объектов в соответствии с ПУЭ делятся на три категории и наиболее жесткие требования к надежности систем электроснабжения предъявляются к системам (источникам), питающим электроприемники первой категории.

Объекты промышленности и соцкультбыта оснащены электроприемниками первой, второй и третьей категории и, соответственно, системы электроснабжения таких объектов должны отвечать требованиям, предъявляемым к ним условиями технологического процесса.

Вышеприведенная методика определения количества агрегатов электростанций собственных нужд позволяет выполнять расчеты для ЭСН, отвечающих требованиям, предъявляемым как к системам электроснабжения электроприемников первой категории, так и других категорий (второй и третьей) при внесении соответствующих корректив в методику расчета. Соответственно электростанции собственных нужд могут называться: первой, второй и третьей категории. В практике проектирования достаточно часто встречаются варианты, когда на объекте первой категории имеется всего один внешний источник (ЛЭП), в этом случае в качестве второго источника должна предусматриваться электростанция собственных нужд. Данная электростанция эксплуатируется в стационарном режиме, а ЛЭП может использоваться для передачи избытка электроэнергии в систему и включается в работу при отказах электростанции. Для данного варианта число агрегатов электростанции рассчитывается по вышеприведенной методике, но при этом из общего числа агрегатов исключают количество агрегатов, обеспечивающих наличие нагруженного резерва, т.е. в формуле ( 8 ) коэффициент загрузки генераторов принимается равным K =1. Общее число агрегатов на электростанции в этом случае должно быть не менее двух - электростанция второй категории.

Аналогично рассчитывается количество агрегатов электростанций собственных нужд для объектов, оснащенных электроприемниками второй категории и не имеющих внешних источников электроснабжения (ЛЭП).

Для объектов, оснащенных электроприемниками второй категории и имеющих один внешний источник, необходимость строительства стационарной электростанции собственных нужд оценивается технико-экономическим расчетом. В практике в подобных ситуациях электроснабжение объекта осуществляется от внешнего источника, но дополнительно на объекте устанавливается резервный источник электроснабжения. В качестве резервных источников широко применяются газотурбинные передвижные электростанции ПАЭС-2500, работающие на природном или попутном газах.

Для электроприемников, отнесенных к третьей категории, строительство электростанций собственных нужд при наличии внешних источников электроснабжения оценивается технико-экономическими расчетами. В этом случае расчет количества агрегатов электростанций собственных нужд выполняется по вышеприведенной методике, при этом из общего числа агрегатов исключают агрегаты, необходимые для обеспечения как нагруженного, так и ненагруженного резерва (= 0; K = 1). При этом число агрегатов на ЭСН может быть ограничено одним. Такая электростанция будет называться - электростанция третьей категории. При необходимости строительства электростанции собственных нужд на объекте, оснащенном электроприемниками второй категории и имеющем один внешний источник, целесообразно строительство электростанции третьей категории. Такие электростанции очень широко применяются в мировой практике при наличии связи с внешней энергосистемой.

Для примера рассмотрим возможные варианты систем электроснабжения промышленного объекта, оснащенного электроприемниками первой категории согласно ПУЭ-86. Схемы электроснабжения таких объектов (на примере КС МГ) могут выполняться по следующим вариантам:

I - два независимых ввода от внешней энергосистемы с АВР со стороны высокого и низкого напряжения. В данном случае предусматривается питание по двум одноцепным ВЛ 110 кВ с сооружением подстанции 110/6-10 кВ или двум ВЛ-6/10 кВ.

Схема подстанции при КС предусматривает установку двух трансформаторов мощностью по 4000 или 6300 кВА, напряжением 110/6-10 кВ и двух секций шин на всех ступенях напряжения.

II - собственная электростанция без связи с энергосистемой. Расчет количества агрегатов ЭСН производится по вышеприведенной методике, при этом роль независимых источников играют различные секции сборных шин генераторного напряжения; на случай раздельной работы генераторов предусматривается АВР со стороны высокого и низкого напряжения; для отключения неответственной нагрузки при выходе из строя одного из параллельно работающих генераторов и при аварийном снижении их мощности на каждой из секций как на стороне 6-10 кВ, так и на стороне 0,4 кВ, предусматривается устройство АЧР и защита минимального напряжения;

III - собственная электростанция и связь с энергосистемой, при этом сборные шины генераторного напряжения являются одним независимым источником питания, а шины, питающиеся от системы, - другим; между шинами генераторного напряжения и шинами, питающимися от системы, предусматривается устройство АВР; для отключения неответственной нагрузки на стороне 6-10 кВ и 0,4 кВ предусматривается устройство АЧР и защита минимального напряжения; на случай параллельной работы генераторов ЭСН и системы предусматривается делительная защита.

При наличии собственной электростанции или собственной электростанции и связи с системой (II и III варианты электроснабжения) предусматривается возможность синхронизации на выключателе, связывающем обе подсистемы, и на выключателе связи с системой, а также автоматика отключения генератора при остановке его первичного двигателя.

В промышленно развитых странах очень широко применяются электростанции целевого назначения для электроснабжения в часы пик, когда цена электроэнергии в энергосистемах выше среднего тарифа, или для резервного и аварийного электроснабжения, в случае отказов в энергосистеме. Ряд предприятий, имеющих энергоемкие технологии производства, предпочитают смешанную схему электроснабжения, т.е. строится ввод от внешней энергосистемы и строится электростанция собственных нужд с одним мощным газотурбинным двигателем, работающим в базовом режиме (рисунки 1, 2, 3). В случае профилактических осмотров, ремонтов или аварийного выхода из строя электроагрегата электроснабжение предприятия системой АВР переводится на питание от внешней энергосистемы. Сервисное обслуживание и ремонт осуществляется, как правило, работниками фирмы-изготовителя злектроагрегата. Фирма гарантирует начало ремонта и поставку необходимых запчастей в течение 24 часов.

При модульной конструкции современных газотурбинных электроагрегатов ремонт силами фирмы-изготовителя проходит в весьма короткие сроки. После ремонта электростанция ставится под номинальную нагрузку как по электрической, так и по тепловой мощности, избыток энергии реализуется сторонним потребителям.

По экспертным оценкам работа электростанций в параллель на энергосистему на номинальных параметрах дает весьма высокие экономические показатели, поскольку в этом случае отпадает необходимость иметь резервные электроагрегаты, а необходимый уровень надежности гарантируется энергосистемой и наличием аварийных источников (дизель-генераторы).

Прогресс в строительстве электростанций определяется успехами фирм, производящих газотурбинные электроагрегаты различной мощности с высокими показателями надежности.

Рисунок 1. Принципиальная сxeмa локальной электростанции

собственных нужд типа "дуплекс" (на I генератор работают 2 ГТУ)

Рисунок 2. Принципиальная схема локальной электростанции

собственных нужд с одним электроагрегатом

Рисунок 3. Принципиальная схема локальной электростанции

собственных нужд с газотурбинным электроагрегатом