СТО 70238424.27.100.004-2008
Системы питания собственных нужд ТЭС. Организация эксплуатации и технического обслуживания. Нормы и требования

СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ ШИНВЭЛ некоммерческое партнерство

СТО 70238424.27.100.009-2008

---

ТЕПЛОВЫЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ УСЛОВИЯ СОЗДАНИЯ НОРМЫ И ТРЕБОВАНИЯ

Дата введения - 2009-01-30

Издание официальное

Москва

2008

Предисловие

Цели и принципы стандартизации в Российской Федерации установлены Федеральным законом Российской Федерации от 27 декабря 2002 г. № 184-ФЗ «О техническом регулировании», а правила разработки и применения стандарта организации - ГОСТ Р 1.4 «Стандартизация в Российской Федерации. Стандарты организаций. Общие положения».

Сведения о стандарте

1    РАЗРАБОТАН ОАО «Энергетический институт им. Г.М.Кржижановского» и филиалом ОАО «Инженерный центр ЕЭС» -

«Институт Теплоэлектропроект»

2    ВНЕСЕН Комиссией по техническому регулированию НИ «ИНВЭЛ»

3    УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ

Приказом НИ «ИНВЭЛ» от 14.12.2008 г. №41/1

4    ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

© НП «ИНВЭЛ», 2008

Настоящий стандарт не может быть полностью или частично воспроизведен, тиражирован и распространен в качестве официального издания без разрешения

НП «ИНВЭЛ»

II

СТО 70238424.27.100.009-2008

Установленная электрическая мощность    парогазовых ТЭС с

теплофикационными паротурбинными установками определяется как сумма мощностей паровых и газовых турбин при средней температуре отопительного периода, влажности воздуха и соответствующей температуре охлаждающей воды.

Установленная тепловая мощность парогазовых ТЭС с теплофикационными паротурбинными установками определяется в соответствии с и.6.3.

В случае установки в составе ПТУ теплофикационных турбин с двойным значением мощности при определении установленной электрической мощности или маркировки ПТУ принимается значение мощности в числителе.

Номинальная мощность ПТУ (для целей сравнения) определяется по сумме номинальных мощностей газовых и паровых турбин. При этом номинальная мощность теплофикационной турбины принимается для теплофикационного режима с номинальным отпуском тепла.

6.5    Парогазовые установки утилизационного и сбросного типа в связи с их высокой экономичностью должны, как правило, использоваться в базовом режиме работы.

6.6    Технологическое оборудование ГТУ, используемое в открытом цикле, должно допускать возможность работы с пиковой мощностью.

6.7    В ПТУ утилизационного типа производительность и параметры пара паросиловой части специально не регулируются. Они определяются расходом и температурой газов за газовой турбиной.

С целью расширения диапазона частичных нагрузок ПТУ следует применять ГТУ с входным направляющим аппаратом компрессора, обеспечивающим регулирование расхода воздуха.

7 Тепловая схема

7.1    Тепловая схема ТЭС является одной из основных схем электростанции и определяет ее уровень технического совершенства и тепловую экономичность. Схема дает представление о типе и принципе действия электростанции, характеризует сущность основного технологического процесса преобразования энергии пара и тепла паросиловых установок, выхлопных газов газотурбинных установок.

7.2    При составлении тепловой схемы в первую очередь решаются вопросы выбора типа оборудования, мощности, параметров рабочих сред, позволяющих обеспечить наибольший экономический эффект.

7.3    Тип энергетической установки определяется характером потребителей, видом отпускаемой энергии, требуемой мощностью, размещением ее, видом топлива, перспективами роста и графиком нагрузки, экологическими условиями.

7.4    В тепловой схеме ТЭС должны быть предусмотрены общестанционные магистрали пара для обеспечения пусковых нужд блоков, магистрали нормального и аварийного добавка обессоленной воды в цикл блока, промывочные магистрали для проведения предпусковых и технологических

7

СТО 70238424.27.100.009-2008

промывок оборудования, магистрали подачи пара на прочие станционные нужды (мазутослив, паровые спутники и др.).

7.5 Тепловая    схема    блоков    должна обеспечивать все режимы,

обусловленные требованиями к маневренным характеристикам блоков, и, как правило, возможность работы на скользящем давлении.

7.6    Пуск блока из холодного состояния осуществляется на скользящих параметрах одновременно с растопкой котла и разворотом турбины. Для этой цели устанавливается или пуско-сбросное устройство с быстродействующим приводом, или быстродействующие редукционно-охладительные установки (БРОУ).

7.7 Тепловая схема блочных электростанций должна обеспечивать возможность пуска блока на скользящих параметрах и из любого температурного состояния котлоагрегата, трубопроводов и турбины с минимальными потерями тепла и конденсата при соблюдении графиков-заданий, а также деаэрацию питательной воды в процессе пуска.

7.8    Для пуска первого блока на блочной электростанции следует предусматривать пуско-отопительную котельную или другие устройства, которые должны обеспечивать паром отопление зданий и пусковые операции, включая предпусковые очистки оборудования, деаэрацию питательной воды, разогрев мазута, приводные турбины вспомогательных механизмов при отсутствии пускорезервных агрегатов с электроприводами и другие пусковые нужды.

При отсутствии в составе блока пуско-резервного питательного электронасоса в пуско-отопительной котельной следует устанавливать котлы на параметры пара 4 МПа, 440°С для обеспечения пуска турбопитательных насосных агрегатов из горячего состояния.

Для теплоэлектроцентралей с котлами паропроизводительностью 500 т/ч и менее, а также неблочных конденсационных электростанций рекомендуется использовать в качестве пуско-отопительной временную котельную, сооружаемую для обслуживания строительно-монтажных работ, а также другие близлежащие источники пара и тепла.

7.9    Тепловая схема блочных электростанций должна обеспечивать возможность одновременного пуска блоков в соответствии с требованиями п.5.5.

7.10    Тепловая схема ТЭЦ должна предусматривать наличие редукционноохладительных установок (РОУ) для резервирования подачи пара на производство и собственных нужд с производительностью и параметрами пара равными отбору самой крупной турбины ТЭЦ. Схема должна обеспечивать поддержание этих РОУ в состоянии горячего резерва. Резервные РОУ на давление отопительных отборов не устанавливаются.

7.11    Тепловая схема ПТУ со сбросом газов от ГТУ в котел паросиловой установки должна обеспечивать:

-    работу ПТУ в составе «ГТУ - энергетический котел - паровая турбина»;

-    автономную работу паросиловой установки (котел - турбина);

-    автономную работу ГТУ (при наличии байпасной дымовой трубы).

8

СТО 70238424.27.100.009-2008

8 Главная схема электрических соединений

8.1    Главные схемы электрических соединений ТЭС с паротурбинными установками

8.1.1    Главные схемы электрических соединений тепловых электростанций должны выбираться на основании утвержденной схемы развития энергосистемы и номинального напряжения сети, к которой присоединяется данная электростанция, а также с учетом общей и единичной мощности и вида устанавливаемых агрегатов.

Схема выдачи мощности должна быть запроектирована так, чтобы повреждение в сети не приводило к полному останову электростанции или потере собственных нужд.

8.1.2    При разработке главной схемы электрических соединений должны учитываться следующие исходные данные:

8.1.2.1    Схема и номинальное напряжение сети в месте присоединения электростанции к энергосистеме, количество отходящих от электростанции линий на каждом напряжении. Графики нагрузки в рабочие и выходные дни на каждом из напряжений (летний, зимний, число часов использования максимума, паводковый период). Распределение генерирующей мощности между распределительными устройствами различного напряжения. Присоединение одного или нескольких блоков электростанции непосредственно к распределительным устройствам ближайших подстанций. Схема выделения станции со сбалансированной нагрузкой.

8.1.2.2    Предварительная величина системных перетоков и перетоков между распредустройствами (РУ) различных напряжений и распределение генераторов между ними. Категория потребителей и величина местной нагрузки.

8.1.2.3    Необходимость установки на электростанции средств системного регулирования (регулируемые реакторы, асинхронизированные турбогенераторы и т.п.). Наличие, характер и размер потоков обменной мощности.

8.1.2.4    Значения токов коротких замыканий для каждого из РУ повышенных напряжений в максимальных и минимальных режимах, а также восстанавливающееся напряжение на контактах выключателей соответствующего ОРУ. Специальные требования к схеме соединений в отношении устойчивости параллельной работы. Необходимость секционирования схемы и установки шунтирующих реакторов, других компенсирующих устройств. Требования к регулированию напряжений на РУ. Требования, вытекающие из системы противоаварийной автоматики. Режимы работы нейтрали трансформатора главной схемы электростанции.

8.1.2.5    Значение наибольшей мощности, которая может быть потеряна при отказе в отключении или повреждении любого выключателя (в том числе шиносоединительного, секционного или развилки шинных разъединителей), допустимой по наличию резервной мощности в энергосистеме и по пропускной способности как линий внутри системы, так и межсистемных связей, а также по условиям обеспечения бесперебойности теплоснабжения потребителей.

8.1.2.6    Применение, как правило, на электростанции не более двух РУ повышенных напряжений.

9

СТО 70238424.27.100.009-2008

8.1.2.7    Обеспечение при системных авариях питания собственных нужд в первую очередь путем отделения электростанции или ее части с примерно сбалансированной нагрузкой или выделение энергоблоков для питания собственных нужд.

8.1.2.8    Увязка проектируемой главной схемы электрических соединений теплофикационных электростанций со схемами распределительных сетей и схемами электроснабжения промышленных предприятий или городов, а также по условию обеспечения надежности теплоснабжения потребителей.

8.1.2.9    Схема соединения электростанции должна разрабатываться для нормальных режимов эксплуатации и для режимов при выводе основного оборудования в ремонт или резерв.

8.1.3    Связь двух распределительных устройств повышенного напряжения на ТЭС, при необходимости, выполняется с помощью трехобмоточных трансформаторов или автотрансформаторов. При этом должны учитываться перспективы нагрузок на обоих напряжениях.

Трехобмоточные трансформаторы и автотрансформаторы могут использоваться для связи двух РУ повышенных напряжений как по схеме блока генератор-трансформатор, так и в виде отдельных трансформаторов. Выбор варианта связи производится на основе технико-экономического сравнения.

Для каждого сочетания напряжений устанавливается, как правило, по два трехобмоточных трансформатора или автотрансформатора. Установка одного трехобмоточного трансформатора (автотрансформатора) или отказ от трансформаторов связи принимаются на основе технико-экономического обоснования.

8.1.4    Количество и мощность трансформаторов связи РУ генераторного напряжения с РУ повышенного напряжения должны выбираться таким образом, чтобы при выводе из работы одного трансформатора оставшиеся в работе трансформаторы, с учетом их перегрузочной способности, обеспечивали:

8.1.4.1    Выдачу в сеть повышенного напряжения всей активной и реактивной мощности генераторов за вычетом нагрузок собственных нужд и нагрузок РУ генераторного напряжения в период минимума последних.

8.1.4.2    Питание потребителей, присоединенных к РУ генераторного напряжения:

-    в период максимума нагрузок при выходе из работы одного наиболее мощного генератора, присоединенного к РУ генераторного напряжения;

-    в весенне-летний период при остановке в ремонт или резерв части генераторов или одного наиболее мощного из присоединенных к РУ генераторного напряжения, в связи с сильным снижением тепловых нагрузок либо по условиям оптимизации режима работы энергосистемы при паводках или для экономии сжигаемого на ТЭЦ топлива.

8.1.5    Трансформаторы (автотрансформаторы) на электростанциях принимаются трехфазными. В случае невозможности поставки заводами трехфазных трансформаторов необходимой мощности или при наличии транспортных ограничений допускается применение группы из однофазных трансформаторов.

8.1.6    При установке в блоках с генераторами повышающих трехфазных трансформаторов предусматривается резервный неприсоединенный трехфазный

10

СТО 70238424.27.100.009-2008

трансформатор (один на шесть и более однотипных рабочих трансформаторов), заказываемых с шестым блоком.

Для группы из однофазных трансформаторов, устанавливаемых в блоке с генератором, предусматривается резервная фаза, которая заказывается с первым блоком.

При установке одной группы однофазных автотрансформаторов связи должна одновременно устанавливаться резервная фаза. При двух группах однофазных автотрансформаторов связи резервная фаза с первой группой, как правило, не устанавливается, однако, необходимо предусматривать опережающую установку фазы от второй группы на период работы только одной группы. Присоединение резервной фазы должно осуществляться путем перекатки ее на место заменяемой фазы.

8.1.7    Блочные повышающие трансформаторы (автотрансформаторы) должны, как правило, иметь регулирование напряжения. Трансформаторы и автотрансформаторы связи должны иметь регулирование напряжения под нагрузкой.

При использовании третьей обмотки автотрансформатора необходимость установки линейных регулировочных трансформаторов определяется в каждом конкретном случае.

8.1.8    Для ограничения токов короткого замыкания при распределении электроэнергии на генераторном напряжении рекомендуется применять реакторы.

Для распределительных устройств с реактированными линиями должна применяться, как правило, схема «шины-реактор-выключатель-линия». Для расширяемых распределительных устройств допускается применять также схему «шины-выключатель-реактор-линия».

При необходимости ограничения токов короткого замыкания допускается раздельная работа секций РУ генераторного напряжения при параллельной работе на повышенном напряжении, если при этом обеспечивается надежное питание потребителей.

8.1.9    Присоединение генератора к РУ повышенного напряжения должно выполняться, как правило, через отдельный трансформатор.

В исключительных случаях, при наличии технико-экономического обоснования, разрешается попарное присоединение трансформаторов двух блоков на стороне повышенного напряжения, либо присоединение двух генераторов к одному трансформатору с расщепленными обмотками.

8.1.10    Схемы соединений распределительных устройств 35-750 кВ должны удовлетворять требованиям по надежности электро- и теплоснабжения.

8.1.10.1 На электростанциях с блочной электрической схемой отказ в отключении или повреждение любого из выключателей (кроме секционного и шиносоединительного) не должны, как правило, приводить к отключению более одного блока и одной или нескольких линий, которое допустимо по условию устойчивости энергосистемы.

При отказе в отключении или повреждении секционного или шиносоединительного выключателей, а также при совпадении повреждения или отказа одного из выключателей с ремонтом любого другого допускается одновременное отключение двух блоков и линий, если при этом сохраняется

СТО 70238424.27.100.009-2008

устойчивость работы энергосистемы или ее части. При этом не допускается полный останов ТЭС.

8.1.10.2    На теплоэлектроцентралях при повреждении или отказе любого выключателя допускаемое число и суммарная мощность одновременно отключаемых агрегатов или повышающих трансформаторов определяются как по условиям сохранения устойчивости работы энергосистемы, так и обеспечения электро- и теплоснабжения потребителей, с учетом резерва систем и других источников электро- и теплоснабжения. Повреждение секционного или шиносоединительного выключателя не должно приводить к полной остановке ТЭЦ.

8.1.10.3    Повреждение (отказ) любого выключателя не должно, как правило, приводить к отключению более одной цепи транзита напряжением 110 кВ и выше, если транзит состоит из двух параллельных цепей.

8.1.10.4    Отключение линии со стороны электростанции производится, как правило, не более чем двумя выключателями. Отключение повышающих трансформаторов, трансформаторов связи, трансформаторов собственных нужд производится, как правило, не более чем двумя выключателями с каждой стороны.

При прочих равных условиях предпочтение должно отдаваться схеме, в которой отключение отдельных цепей осуществляется меньшим числом выключателей.

8.1.10.5    Ремонт любого из выключателей распределительного устройства напряжением 110 кВ и выше (за исключением КРУЭ) должен быть возможен, как правило, без отключения присоединения.

8.1.10.6    При питании от РУ двух резервных трансформаторов собственных нужд электростанции должна быть исключена возможность потери обоих.

8.1.10.7    При наличии нескольких вариантов схем, удовлетворяющих требованиям надежности, в том числе, перечисленным выше, предпочтение отдается:

-    более простому и экономичному варианту, как по конечной схеме, так и по этапам ее развития;

-    варианту, по которому требуется наименьшее количество операций с выключателями и разъединителями РУ повышенного напряжения при оперативных переключениях.

8.1.11    При выборе электрической схемы рекомендуется отдавать предпочтение присоединению блоков к районным распределительным подстанциям по схеме «повышающий трансформатор-линия» с выключателем генераторного напряжения и с выключателем или без него в цепи линии на электростанции.

При подключении блоков ТЭС к районным подстанциям последние должны удовлетворять требованиям надежности распределительных устройств ТЭС.

8.1.12    Для распределительных устройств с числом присоединений не более четырех рекомендуется применение схем треугольника (на переходный период), четырехугольника или мостика в зависимости от условий схемы электрических сетей.

Для распределительных устройств с большим числом присоединений могут применяться различные схемы в зависимости от напряжений.

12

СТО 70238424.27.100.009-2008

При напряжениях 35-220 кВ:

-    с одной секционированной и обходной системами шин. Обходная система шин может не предусматриваться, за исключением РУ, от которых запитаны особо ответственные потребители первой категории при соответствующем обосновании;

-    схема многоугольника;

-    с двумя основными и третьей обходной системами шин, с одним выключателем на цепь (при наличии комплексных технико-экономических обоснований). Обходная система шин может не предусматриваться, за исключением РУ, от которых запитаны особо ответственные потребители первой категории.

В РУ с двумя основными и третьей обходной системами шин, при числе присоединений (линий, трансформаторов) 11 и менее, системы шин не секционируются. При числе присоединений 12 и более секционируется выключателями на две части каждая из двух основных систем шин.

Для реконструируемых объектов в случае отсутствия места для расширения РУ допускается не выполнять секционирование шин.

Блоки мощностью 500 МВт и выше и автотрансформаторы связи мощностью 500 MBA и выше должны присоединяться к РУ 220 кВ через два выключателя к разным системам сборных шин РУ:

-    с двумя системами шин, с тремя выключателями на две цепи (схема «3/2») при наличии не менее трех связей между системами шин. Допускается секционирование систем шин по условиям надежности;

-    с двумя системами шин, с четырьмя выключателями на три цепи (схема «4/3»), при наличии не менее трех связей между системами шин. Допускается секционирование систем шин по условиям надежности.

При напряжениях 330-750 кВ:

-    с двумя системами шин, с четырьмя выключателями на три цепи (схема «4/3»), при наличии не менее трех связей между системами шин. Допускается секционирование систем шин по условию надежности;

-    схема многоугольника;

-    с двумя системами шин, с тремя выключателями на две цепи (схема «3/2»), при наличии не менее трех связей между системами шин. Допускается секционирование систем шин по условию надежности.

Допускается применение других схем при надлежащем обосновании.

При разработке схем должны выбираться варианты, обеспечивающие требуемую надежность, а затем из них более экономичный вариант.

8.1.13 В распределительных устройствах 110-220 кВ, выполненных с обходной системой шин, в качестве обходных выключателей следует предусматривать:

-    отдельные выключатели на каждой секции тттин - в схемах с одной системой тттин;

-    отдельный выключатель - в схеме с двумя основными и третьей обходной системами шин при отсутствии секционирования;

-    два отдельных выключателя - в схеме с двумя основными и третьей обходной системами шин при наличии секционирования основных систем шин.

13

СТО 70238424.27.100.009-2008

8.1.14    При выборе и заказе синхронных и асинхронизированных турбогенераторов предпочтение отдается генераторам с жидкостным или воздушным охлаждением. Тип турбогенератора определяется генеральным проектировщиком по согласованию с Заказчиком.

8.1.15    Генераторы ТЭС должны иметь тиристорную систему возбуждения с

полным внутренним резервированием, либо бесщеточную систему возбуждения. При этом резервная система    возбуждения для электростанций не

предусматривается.

8.1.16    Выпрямительный трансформатор системы тиристорного возбуждения

генератора должен быть подключен между генераторным выключателем и повышающим трансформатором.    Рекомендуется подключение системы

возбуждения генератора к отдельной специальной обмотке блочного трансформатора.

8.1.17    РУ генераторного напряжения выполняется, как правило, с одной системой шин, с применением КРУ и реакторов для питания потребителей.

Для ТЭЦ с поперечными связями рекомендуется между секциями РУ генераторного напряжения устанавливать два секционных выключателя по обе стороны секционного реактора. Допускается питание потребителей на генераторном напряжении выполнять с помощью ответвлений от генераторов без их параллельной работы на генераторном напряжении.

8.1.18    При соединении генераторов в блоки с трехобмоточными трансформаторами или автотрансформаторами, а также при спаренных блоках между генератором и трансформатором должен устанавливаться выключатель.

В блоке между генератором и двухобмоточным повышающим трансформатором должен устанавливаться генераторный выключатель. При отсутствии выключателя на соответствующий ток отключения допускается применение выключателей нагрузки.

Между генераторным выключателем и повышающим трансформатором предусматривается разъединитель с дистанционным приводом.

8.1.19    При выполнении ответвлений от генератора к рабочему источнику питания собственных нужд закрытыми комплектными пофазными токопроводами и при наличии вплоть до выключателей на низкой стороне трансформаторов собственных нужд закрытых шинопроводов с разделительными междуфазными перегородками никакой коммутационной аппаратуры на ответвлении перед трансформаторами собственных нужд не устанавливается, а предусматриваются лишь шинные разъемы. Допускается в качестве шинных разъемов использовать компенсаторы в месте подключения токопроводов к трансформаторам. На ответвлениях от блоков генератор-трансформатор к трансформаторам собственных нужд, выполняемых открытой ошиновкой или кабелями, устанавливаются выключатели, рассчитанные на короткое замыкание на открытой ошиновке или кабелях.

8.2 Главные схемы электрических соединений ТЭС с газотурбинными и парогазовыми установками

8.2.1 Разработка главной электрической схемы ТЭС с ГТУ и ПТУ выполняется на основании следующих исходных данных:

14

СТО 70238424.27.100.009-2008

8.2.1.1    Виды и назначение установок (ПТУ утилизационного типа, ПТУ со сбросом отработанных газов в паровой котел, ПТУ с вытеснением регенерации в паротурбинной части, пиковая ГТУ и другие), состав и мощность основного теплотехнического оборудования и механизмов собственных нужд.

8.2.1.2    Схема и номинальное напряжение сети в месте присоединения электростанции к энергосистеме, количество отходящих линий от электростанции на каждом напряжении; распределение генерирующей мощности между распределительными устройствами различного напряжения; присоединение одного, нескольких блоков или агрегатов данной электростанции непосредственно к распределительным устройствам ближайших подстанций; схема выделения станции со сбалансированной нагрузкой.

8.2.1.3    Предварительная величина системных перетоков и перетоков между распределительными устройствами различного напряжения электростанции, категория потребителей и величина местной нагрузки.

Значение наибольшей мощности, которая может быть потеряна при отказе в отключении или повреждении любого коммутационного аппарата (в том числе шиносоединительного или секционного, или развилки шинных разъединителей), допустимой по наличию резервной мощности в энергосистеме и по пропускной способности системных, межсистемных линий связи, а также по условиям обеспечения бесперебойности теплоснабжения потребителей.

8.2.1.4    Значения токов коротких замыканий для каждого из РУ повышенных напряжений в максимальных и минимальных режимах, а также восстанавливающееся напряжение на контактах выключателей соответствующего РУ. Специальные требования к схеме соединений в отношении устойчивости параллельной работы. Необходимость секционирования схемы и установки шунтирующих реакторов, других компенсирующих устройств. Требования к регулированию напряжений на РУ. Требования, вытекающие из системы противоаварийной автоматики. Режимы работы нейтрали трансформатора главной схемы электростанции.

8.2.2 Газотурбинные и парогазовые установки малой мощности (1-25 МВт) сооружаются, как правило, для электроснабжения и теплоснабжения местных потребителей или на реконструируемых ТЭС.

При проектировании главной схемы такой электростанции она должна координироваться со схемой электроснабжения предприятия, населенного пункта или реконструируемой ТЭС.

Рекомендуются:

-    схемы с присоединением к ГРУ 10-6 кВ реконструируемой ТЭЦ;

-    схемы блоков с повышающими трансформаторами, в том числе с расщепленными обмотками с присоединением к энергосистеме и с ответвлениями на генераторном напряжении или блоки без ответвлений;

-    схемы с сооружением ГРУ 10-6 кВ и присоединением к нему генераторов ГТУ, ПГУ и трансформаторов связи с системой.

При разработке главной электрической схемы для повышения устойчивости работы ГТУ рекомендуется подключать местную нагрузку на генераторном напряжении. Например, при отключении от системы или сбросе части нагрузки на высоком напряжении по условиям аварийных режимов, как правило, надо

15

СТО 70238424.27.100.009-2008

предусматривать сохранение нагрузки на генераторном напряжении, достаточной для удержания в работе газовой турбины.

Величина нагрузки, при которой турбина работает устойчиво, определяется в ТУ турбины.

В случае если ГТУ или ПТУ питают только местную сеть или сеть промышленного предприятия, с энергосистемой должны быть согласованы источники резервного питания собственных нужд и возможность потребления и выдачи избыточной мощности электростанции.

8.2.3    На электростанциях с парогазовыми и газотурбинными установками присоединение генераторов к РУ повышенного напряжения в зависимости от вида и назначения установки, единичной мощности и количества генераторов в составе энергоблока может производиться следующими способами:

-    через отдельный повышающий трансформатор;

-    через трансформатор с расщепленной обмоткой (при величине отбора мощности на генераторном напряжении не более 5%);

-    через трансформатор связи ГРУ с РУ повышенного напряжения;

-    через третичную обмотку автотрансформатора связи;

- от двух до трех генераторов через один общий повышающий трансформатор (укрупненный блок).

8.2.4 В цепи каждого генератора на генераторном напряжении устанавливается выключатель и разъединитель, а в случае объединения двух агрегатов генератор-трансформатор (спаренный блок) и более (объединенный блок) - разъединители с дистанционным управлением на повышенном напряжении этих трансформаторов.

8.2.5    В зависимости от технологии паровая и газотурбинная части ПГУ могут работать самостоятельно или в общем цикле. В связи с этим генераторы, которые сопряжены с паровой и газовой турбинами одного блока ПГУ, рекомендуется коммутировать индивидуальными или общими присоединениями на шины повышенного напряжения.

8.2.6    Для парогазовой установки с вытеснением регенерации схема присоединения генераторов к РУ повышенного напряжения должна обеспечивать независимость работы (в том числе пуска, останова, вывода в ремонт или резерв) генераторов газотурбинных установок от режима работы генератора паротурбинной части энергоблока.

8.2.7    Для электростанций с ГТУ, работающих в пиковом режиме, схема присоединения генераторов ГТУ к РУ одного повышенного напряжения не должна допускать одновременное отключение более половины ГТУ (или их количество должно быть согласовано с энергосистемой) при повреждении или отказе в отключении выключателя (в том числе и секционного или шиносоединительного) или развилки шинных разъединителей.

8.2.8 Для парогазовых установок со сбросом отработанных газов газотурбинной установки в паровой котел, используемый также для теплофикации, допускается каждый генератор подключать к РУ повышенного напряжения через отдельный повышающий трансформатор, если при отключении любого из генераторов не требуется останов парогазового энергоблока.

16

Содержание

1    Область применения.................................................................................................1

2    Нормативные ссылки................................................................................................1

3    Термины и определения...........................................................................................3

4    Обозначения и сокращения......................................................................................4

5    Общие положения.....................................................................................................4

6    Мощность тепловая и электрическая. Режим работы    ТЭС..................................6

7    Тепловая схема..........................................................................................................7

8    Главная схема электрических соединений.............................................................9

9    Системы питания собственных нужд ТЭС...........................................................19

10    Теплофикационная установка................................................................................19

11    Основные технико-экономические показатели...................................................24

12    Размещение тепловой электростанции и ее сооружений....................................25

13    Требования к комплексу зданий и сооружений ТЭС..........................................29

14    Инженерные изыскания..........................................................................................31

15    Требования к обеспечению безопасности............................................................31

16    Организация строительства, поставка оборудования и производство

строительно-монтажных работ....................................................................................37

17    Приемка в эксплуатацию законченного строительством объекта.....................41

18    Вывод объекта из эксплуатации. Требования по утилизации (ликвидации)

объекта............................................................................................................................45

Приложение А (рекомендуемое) Критерии, требующие учета при выборе

площадки строительства...............................................................................................46

Приложение Б (обязательное) Инженерные изыскания для проектирования

тепловых электрических станций................................................................................49

Приложение В (рекомендуемое) Форма технического задания на инженерные

изыскания.....................................................................................................................122

Приложение Г (рекомендуемое) Форма технического задания на разработку

проектной документации............................................................................................125

Приложение Д (рекомендуемое) Перечень основных показателей химического

состава исходной воды для проектирования............................................................127

Библиография...............................................................................................................128

III

СТО 70238424.27.100.009-2008

8.2.9    Для газотурбинных установок, работающих на подогрев сетевой воды, схема подключения генераторов к РУ повышенного напряжения определяется требованиями надежности теплоснабжения потребителей.

8.2.10    Присоединение генераторов парогазовых и газотурбинных установок к ГРУ, а также трансформаторов блоков и связи к РУ повышенного напряжения допускается производить с применением силовых кабелей.

8.2.11    При техническом перевооружении и реконструкции энергоблоков путем перехода на парогазовые установки, а также для пиковых газотурбинных установок на электростанции может быть сооружено отдельное РУ повышенного напряжения.

Отдельное РУ повышенного напряжения может быть предусмотрено в случае такой компоновки парогазового энергоблока, когда линии выдачи мощности паротурбинных агрегатов и газотурбинных агрегатов направлены в разные стороны от главного корпуса.

8.2.12    При проектировании главной схемы электростанции с распределительным устройством генераторного напряжения следует отдавать предпочтение вариантам схем, при которых величины тока короткого замыкания в цепях генераторного напряжения 10-6 кВ не превосходят величин 1отк<50 кА, 1уд<128 кА для возможности установки облегченной аппаратуры и использования серийных КРУ 10-6 кВ, изготавливаемых заводами.

8.2.13    Для газотурбинных установок мощностью до 25 МВт рекомендуется применять схемы укрупненных блоков. Количество генераторов, присоединенных к одному повышающему трансформатору, выбирается в зависимости от мощности генераторов. Применяются схемы с присоединением генераторов к обмотке низкого напряжения трансформатора с установкой выключателя в цепи каждого генератора или схема с присоединением генераторов к расщепленной обмотке низкого напряжения 10,5-6,3 кВ повышающего трансформатора, а также с установкой выключателя в цепи каждого генератора. Количество присоединяемых генераторов в укрупненном блоке во всех случаях определяется расчетом токов короткого замыкания (т.к.з.), при этом надо исходить из того, чтобы величина т.к.з. на генераторном напряжении не превосходила рекомендованной в п. 8.2.12.

8.2.14    Применение укрупненных блоков с большими токами короткого замыкания, чем указаны в п. 8.2.12, не рекомендуется и их применение должно быть обосновано технико-экономическим расчетом.

8.2.15 Допускается,    в    зависимости    от местных условий при

соответствующем обосновании (отсутствие РУ высокого напряжения или территории для сооружения или расширения РУ, коридоров для трасс ЛЭП высокого напряжения и пр.) для ГТУ до 25 МВт объединение нескольких укрупненных блоков на стороне высокого напряжения трансформаторов.

При проектировании в составе ПТУ нескольких ГТУ, допускается объединение трансформаторов и укрупненных блоков на стороне высокого напряжения трансформаторов через разъединители и присоединение к одному выключателю или развилке из двух выключателей, а также ЛЭП высокого напряжения.

17

Введение

Стандарт организации НП «ИНВЭЛ» «Тепловые электростанции. Условия создания. Нормы и требования» (далее Стандарт) разработан в соответствии с требованиями Федерального закона Российской Федерации от 27.12.1002 № 184 - ФЗ «О техническом регулировании».

Стандарт входит в группу Стандартов «Тепловые электростанции».

IV

СТО 70238424.27.100.009-2008

СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ

ТЕПЛОВЫЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ УСЛОВИЯ СОЗДАНИЯ НОРМЫ И ТРЕБОВАНИЯ_

Дата введения 2009-12-30

1    Область применения

Настоящий стандарт устанавливает требования, подлежащие учету при создании вновь сооружаемых тепловых электростанций на органических видах топлива с паротурбинными и газотурбинными агрегатами мощностью более 1 МВт.

Стандарт распространяется также на расширяемые и реконструируемые тепловые электростанции с соответствующими коррективами, обуславливаемыми существующими схемными, конструктивными и иными условиями.

Стандарт предназначен для применения организациями, осуществляющими проектирование, строительство, монтаж, наладку и эксплуатацию тепловых электростанций.

Настоящий стандарт не распространяется на создание атомных, геотермальных, дизельных и передвижных электростанций.

Примечание - При создании ТЭС в специальном исполнении (например, комплектно-блочные, наплавные и т.п.) следует разрабатывать на основе настоящего стандарта дополнительные технические требования, учитывающие особенности их изготовления, сооружения, монтажа и эксплуатации.

2    Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы ссылки на следующие нормативноправовые документы и стандарты:

Федеральный Закон от 27.12.2002 № 184-ФЗ «О техническом регулировании» «Гражданский кодекс Российской Федерации (часть первая)» от 30.11.1994 № 51-ФЗ

«Градостроительный кодекс Российской Федерации» от 29.12.2004 № 190-ФЗ «Водный кодекс Российской Федерации» от 03.06.2006 № 74-ФЗ Федеральный закон от 26.03.2003 № 35-ФЗ «Об электроэнергетике» Федеральный закон ии от 04.05.1999 № 96-ФЗ «Об охране атмосферного воздуха»

Федеральный закон от 21.07.1997 № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов»

Федеральный закон от 24.06.1998 № 89-ФЗ «Об отходах производства и потребления»

Постановление Правительства Российской Федерации от 05.03.2007 № 145 «О порядке организации и проведения государственной экспертизы проектной документации и результатов инженерных изысканий»

Постановление Правительства Российской Федерации от 26.07.2007 № 484 «О выводе объектов электроэнергетики в ремонт и из эксплуатации»

ГОСТ 12.1.003-83* Шум. Общие требования безопасности

1

СТО 70238424.27.100.009-2008

ГОСТ 12071-2000 Грунты. Отбор, упаковка, транспортирование и хранение образцов

ГОСТ 12248-96 Методы лабораторного определения характеристик прочности и деформируемости

ГОСТ    12536-79 Грунты. Методы лабораторного определения

гранулометрического (зернового) и микроагрегатного состава

ГОСТ 19431-84 Энергетика и электрификация. Термины и определения ГОСТ 19912-2001 Грунты. Методы полевых испытаний статическим и динамическим зондированием

ГОСТ 20276-99 Грунты. Методы полевого определения характеристик прочности и деформируемости

ГОСТ 21153.2-84* Породы горные. Методы определения предела прочности при одноосном сжатии

ГОСТ 21.302-96 Условные графические обозначения в документации по инженерно-геологическим изысканиям

ГОСТ 22733-2002 Грунты. Метод лабораторного определения максимальной плотности

ГОСТ 23161-78 Грунты. Метод лабораторного определения характеристик просадочности

ГОСТ 23278-78 Грунты методы полевых испытаний проницаемости ГОСТ 23740-79. Грунты. Методы лабораторного определения содержания органических веществ

ГОСТ 24143-80. Грунты. Методы лабораторного определения характеристик набухания и усадки

ГОСТ 24847-81 Грунты. Методы определения глубины сезонного промерзания

ГОСТ 25100-95 Грунты. Классификация

ГОСТ 25358-82 Грунты. Метод полевого определения температуры ГОСТ 25584-90 Грунты. Методы лабораторного определения коэффициента фильтрации

ГОСТ 25866-83* Эксплуатация техники. Термины и определения ГОСТ 26262-84 Грунты. Методы полевого определения глубины сезонного оттаивания

ГОСТ 26691-85 Теплоэнергетика. Термины и определения ГОСТ 27217-87 Грунты. Метод полевого определения удельных касательных сил морозного пучения

ГОСТ 27751-88* Надежность строительных конструкций и оснований. Основные положения по расчету

ГОСТ 30416-96 Грунты. Лабораторные испытания. Общие положения ГОСТ 30672-99 Грунты. Полевые испытания. Общие положения ГОСТ Р 51592-2000 Вода. Общие требования к отбору проб ГОСТ 5180-84 Грунты. Методы лабораторного определения физических характеристик

ГОСТ Р 52200-2004 Установки газотурбинные. Нормальные условия и номинальные показатели

ГОСТ 9.602-2005 Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии

2

СТО 70238424.27.100.009-2008

СТО 70238424.27.100.039-2009 Здания и сооружения ТЭС. Условия создания. Нормы и требования

СТО 70238424.27.100.047-2009 Гидротехнические сооружения ТЭС. Условия создания. Нормы и требования

СТО 70238424.27.100.041-2009 Системы питания собственных нужд ТЭС. Условия создания. Нормы и требования

Примечание - При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов в информационной системе общего пользования - на официальном сайте национального органа Российской Федерации по стандартизации в сети Интернет или по ежегодно издаваемому информационному указателю «Национальные стандарты», который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по соответствующим ежемесячно издаваемым информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться замененным (измененным) документом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

3 Термины и определения

В настоящем стандарте применены термины - по ГОСТ 19431, ГОСТ 25866, ГОСТ 26691 и следующие термины с соответствующими определениями:

3.1    блочная электростанция: Комплекс электростанции, состоящий из отдельных энергетических установок, включающих паровой котел, паротурбинную установку, генератор, трансформатор и вспомогательные устройства.

3.2    владелец: Юридическое лицо (предприятие), на балансе которого находится опасный производственный объект, и руководство которого несет юридическую, административную и уголовную ответственность за безопасную его эксплуатацию.

3.3    застройщик: Физическое или юридическое лицо, обеспечивающее на принадлежащем ему земельном участке строительство, реконструкцию, капитальный ремонт объектов капитального строительства, а также выполнение инженерных изысканий, подготовку проектной документации для их строительства, реконструкции, капитального ремонта.

3.4    инженерные сети (коммуникации): Комплекс инженерных систем, прокладываемых на территории и в зданиях электростанции, используемых в процессе электро-, тепло-, газо-, водоснабжения, водоотведения, вентиляции, кондиционирования, телефонизации с целью обеспечения жизнедеятельности объекта.

3.5    конденсационная электростанция: Паротурбинная электростанция, предназначения для производства электрической энергии.

3.6    открытая установка: Технологическое оборудование энергетических предприятий, размещаемое вне производственных зданий (на открытых площадках).

3.7    полуоткрытая установка:    Технологическое оборудование

энергетических предприятий, размещаемое вне производственных зданий (на

3

СТО 70238424.27.100.009-2008

открытых площадках) с размещением части вспомогательного оборудования и систем в помещении или укрытии.

4    Обозначения и сокращения

В настоящем стандарте применены следующие обозначения и сокращения: АСУП - автоматизированная система управления производством;

БРОУ - быстродействующая редукционно-охладительная установка;

ВПУ - водоподготовительные установки;

ТИС - геоинформационная система;

ГРУ - групповое распредустройство;

ГТУ - газотурбинная установка (включая газовую турбину, газовоздушный тракт, электрический генератор, систему управления и вспомогательные устройства);

ЗРУ - закрытое распредустройство;

ИТМ ГО и ЧС - инженерно-технические мероприятия гражданской обороны и мероприятия по предупреждению чрезвычайных ситуаций;

КРУ - комплектные распределительные устройства

КРУЭ - комплектные распределительные устройства элегазовые

ЛЭП - линия электропередачи

НПУ - нормальный подпорный уровень;

ОВОС - оценка воздействия на окружающую среду;

ОРУ - открытое распредустройство;

ПГУ - парогазовая установка, включающая ГТУ, паровой котел и паротурбинную установку;

ПДВ - предельно-допустимые выбросы;

ПДК - предельно-допустимая концентрация;

ПДС - предельно-допустимые сбросы;

ПСУ - паросиловая установка;

РОУ - редукционно-охладительная установка;

РУ - распределительное устройство;

РУСН - распределительное устройство собственных нужд;

СЗЗ - санитарно-защитная зона;

СКУ - системы контроля и управления; т.к.з. - ток короткого замыкания;

ТПУ - тиристорное пусковое устройство;

ТУ - технические условия ТЭС - тепловая электростанция;

ТЭЦ - тепловая электроцентраль;

УМО - уровень мертвого объема.

5    Общие положения

5.1 В Стандарте приведены основные положения по созданию на всех стадиях тепловых электрических станций с паротурбинными установками и ТЭС,

4

СТО 70238424.27.100.009-2008

использующих для выработки электрической и тепловой энергии парогазовые или газотурбинные установки.

Создание отдельных сооружений, узлов и систем, входящих в состав тепловой электростанции, должно выполняться в соответствии с законодательными и нормативными актами Российской Федерации и/или ее субъектов и не должно противоречить требованиям настоящего Стандарта и других действующих стандартов организации подгруппы «Условия создания. Нормы и требования».

5.2    Проектная документация на строительство, техническое перевооружение или реконструкцию ТЭС и результаты инженерных изысканий, выполняемых для подготовки такой проектной документации, подлежат государственной экспертизе в порядке, установленном Постановлением Правительства Российской Федерации от 05.03.2007 № 145.

5.3    В соответствии с Федеральным законом «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» тепловые электростанции относятся к опасным производственным объектам. Это обстоятельство определяет подходы и требования к процессам создания ТЭС на различных этапах.

5.4    Основные технические решения должны приниматься на базе проектного топлива с учетом характеристик ухудшенного топлива (топлива поступающего на ТЭС с более высокими зольностью и влажностью, пониженным уровнем летучих и т.д.). При этом должны быть обеспечены заданные показатели мощности, надежности, маневренности, экологической безопасности и др.

5.5    По условиям подачи топлива, запаса обессоленной воды, электро- и пароснабжения собственных нужд и прочим условиям должна обеспечиваться возможность одновременного пуска на блочных конденсационных электростанциях не менее двух энергоблоков, а блочных теплофикационных -пуск одного блока.

5.6    При проектировании ТЭС должны учитываться градостроительные условия строительства и характер окружающей застройки.

5.7    Для паросиловых электростанций, сооружаемых в районах с расчетной температурой наружного воздуха для отопления минус 20°С и выше, допускается проектирование главных корпусов электростанций с открытым котельным отделением, а также с полуоткрытой установкой пиковых водогрейных котлов, работающих на твердом топливе, в случае если в конструкции котла предусмотрены мероприятия для обеспечения его работоспособности с учетом рассматриваемой компоновки.

Открытая установка котлов-утилизаторов газотурбинных ТЭС допускается в районах с расчетной температурой наружного воздуха для отопления минус 23 °С и выше.

Полуоткрытая установка водогрейных котлов на газообразном и жидком топливах рекомендуется в районах с расчетной температурой наружного воздуха для отопления минус 25°С и выше.

5

СТО 70238424.27.100.009-2008

5.8    При реконструкции существующих ТЭС компоновочные решения по размещению оборудования в главных корпусах ТЭС должны приниматься на основании технико-экономических сравнений вариантов.

5.9    При комплектовании ТЭС оборудованием российских и зарубежных поставщиков оно должно иметь Сертификат соответствия и разрешение Ростехнадзора на возможность применения его для установки на электростанциях России.

5.10    В проектах ТЭС показатели экономичности (удельный расход топлива на отпуск электроэнергии и расход электроэнергии на собственные нужды) должны определяться по гарантийным данным заводов-изготовителей основного оборудования и допусков на эксплуатационные условия.

6 Мощность тепловая и электрическая. Режим работы ТЭС

6.1    По степени участия генерирующих энергетических объектов в покрытии графика электропотребления электростанции делятся на базовые, полупиковые, пиковые в зависимости от числа часов использования установленной мощности электростанции в процессе их работы в рассматриваемый период времени.

6.2    Электрическая и тепловая мощность, тип оборудования тепловой электростанции определяются требованиями Заказчика, схемой развития энергосистемы или тепловой сети и уточняются в обоснованиях инвестиций и в проектной документации для строительства на основе анализа экономической целесообразности покрытия роста тепловых нагрузок района, дефицита электроэнергии с учетом влияния ограничивающих факторов конкретной площадки по условиям обеспечения технологического процесса топливом и водой, генерального плана, обеспечения экологических требований и других местных условий.

Единичная мощность основного оборудования теплоэлектроцентралей (ТЭЦ) выбирается с учетом характера тепловых нагрузок (паровых или отопительных).

6.3 Установленная электрическая и тепловая мощность тепловой электростанции на базе паросиловых установок (ПСУ) определяется в соответствии с техническими условиями завода-изготовителя турбины.

В случае установки в составе ТЭС теплофикационных турбоустановок с двойным значением мощности принимается значение мощности в числителе.

Установленная тепловая мощность определяется как сумма тепловой мощности отопительных и производственных отборов паровой турбины (в номинальном режиме работы турбины), а также РОУ, водогрейных котлов и паровых котлов низкого давления, отпускающих тепло внешним потребителям и на собственные нужды ТЭС.

6.4 Установленная электрическая    мощность парогазовых ТЭС с конденсационными паротурбинными установками определяется как сумма мощностей паровых и газовых турбин. Причем, мощность ГТУ определяется в соответствии с ГОСТ Р 52200, а мощность паротурбинных установок - в соответствии с техническими условиями завода-изготовителя турбины.