ГД Э1 - U15 ЬЬ 23 - 07 95

РАО ’ГАЗПРОМ"

ВСЕРОССИЙСКИЙ НАУЧНО - ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ И ГАЗОВЫХ ТЕХНОЛОГИЙ

(ВНИИГАЗ)

о"

РУКОВОДЯЩИЙ НОРМАТИВНЫЙ ДОКУМЕНТ

Применение электростанций собственных нужд нового поколения с поршневым

и газотурбинным приводом РД 51 -015 86 23- 07-95

Директор отделения ’’Транспорт газа”

Начальник лаборатории

’’Источники электроснабжения”     И.А.Трегубов

Москва 1996 г.

РД 51 -015 86 23-07 95

2 Теплотехническая часть

2.1 Топливная система

2.1.1    Основным и резервным топливом для агрегатов ЭСН является природный газ, подготовленный в соответствии с требованиями ГОСТ 29328-92 и ТУ на двигатели. Основные характеристики газообразных топлив приведены в ГОСТ 5542 и в табл. 3 и 4.

2.1.2    Давление и температура природного газа, содержание примесей в газе должны быть согласованы между разработчиком и заказчиком ЭСН [14,15].

2.1.3    Все элементы топливной системы, подводящие газ к ГТД, должны быть размещены в изолирующем коробе, имеющем дверцы для удобства проведения регламентных работ и фланец для проведения вентиляционной трубы. Короб должен иметь постоянную естественную вентиляцию, а также оборудован принудительной вентиляцией с автоматическим включением от газосигнализатора, датчик которого устанавливается в верхней части короба.

При концентрации метана в коробе £ 0,5% подается предупредительный сигнал на щите оператора и должен включаться вентилятор короба. При концентрации метана > 1,0% срабатывает аварийная сигнализация и должна автоматически отсекаться подача газа к турбогенератору с одновременным сбросом газа в атмосферу открытием свечи.

Должен быть предусмотрен также контроль загазованности помещения ЭСН с подачей предупредительного сигнала на щит при концентрации > 0,5% и аварийного отключения подачи газа к турбогенератору при концентрации метана > 1,0% [30, 32, 33].

2.1.4    На вводе трубопровода с газом внутрь помещения ЭСН должно устанавливаться отключающее устройство в доступном для обслуживания и освещенном месте. При установке регулятора давления топливного газа внутри помещения ЭСН запорным устройством на вводе может считаться задвижка или кран перед регулятором давления.

2.1.5    Не допускается пересечение трубопроводов с газом вентиляционных

шахт, воздуховодов, электрических распределительных проводок.

2.1.6    Топливная система ГТД должна иметь продувочную свечу с запорным устройством. Устройство свечи должно соответствовать требованиям “Правил безопасности в газовом хозяйстве" [35].

2.1.7    Арматура, устанавливаемая на трубопроводах топливного газа, должна быть легкодоступна для управления, осмотра и ремонта.

Основные параметры компонентов топлив

Таблица 3

Параметры Метан Этан Пропан Бутан Пентан Изооктан Этилен (СН4) (С2Н6) (С3Не) (С4Н,0) (С5Н12) (С8Н,а) (С2Н4) Молекулярный 16,03 30,05 44,06 58,08 72,09 114,2 28,03 вес Газовая постоянная, кгс.м/кг.К 52,81 28,22 19,25 14,6 11,78 7.6 30,25 Температура кипения, °С - 161,6 -88,6 -42,2 -0,5 36 99,2 - 103,5 Плотность: 0,67 1.273 1,867 2,46 3,05 1,187 в парообразном состоянии, кг/м3; в жидком состоянии, кг/л 0,415 0,446 0,51 0,58 0,626 0,67 0,58 Показатель адиабаты 1,28 1.2 1.15 1,11 1,07 1,05 1.25 Теплота испарения, ккал/кг 122,6 — 103 94 — 65 115 Низшая теплота сгорания: в парообразном состоянии, 8087 14340 20435 26679 32940 51000 13280 ккал/м3; то же, ккал/кг; 11895 11264 10972 10845 10800 10450 11188 в жидком состоянии, ккал/л 4940 5065 5560 6320 6770 7837 6900 Количество воз- духа, теоретически необходимое для полного его- рания: м /м топлива* 3/ * 9,52 16,66 23,01 31,09 38,08 14,29 12,8 м /кг топлива 14,2 12,1 12,81 12,64 12,83 12,35 Теплота сгорания стехиометриче- 770 812 847 855 843 850 868 ской смеси, ккал/м3

12

РД 51 -015 86 23-07 95

Параметры Метан (СН4) Этан (С2Н6) Пропан (СзН8) Бутан (С4Н10) Пентан (С5Н12) Изооктан (С8Н18) Этилен (С2Н4) Температура самовоспламенения, °С 590+ 690 550+ 600 510+ 580 480+ 540 475+ 510 480+ 520 475+ 550 Температура горения стехиометрической смеси, °С 2020 2020 2043 2057 2072 2100 2154 Коэффициент молекулярного изменения при сгорании стехиометрической смеси 1,0 1.038 1,042 1,047 1.051 1,058 1.0 Коэффициент избытка воздуха, соответствующий нижнему пределу воспламенения 1,88 1,82 1,70 1.67 1,84 Коэффициент избытка воздуха, соответствующий верхнему пределу воспламенения 0,65 0,42 0,398 0,348 0,303 Коэффициент избытка воздуха, при котором скорость распространения пламени максимальная 0,95 0,86 0,835 0,855 0,874 Минимальная температура воспламенения в воздухе.°С -645 580+ 605 510+ 580 475+ 550 475+ 500 Октановое число 110 125 120 93-99 64

Таблица 4 Составы природных и искусственных газов в % объема

Газ СН4 С„Нт н2 СО со2 n2 Природный 92-99 0.1-5.65 0.1-1.0 1-1.7 Нефтяной (попутный) 72-95 4-12 0.1-2.0 0.4-16 Коксовый 26.8 2.4 52.8 7.6 1.8 8.6 Сланцевый 23.86 5.7 38.75 10.91 18.88 1.9 биогаз (очищенный) 78.2 0.8 1.2 4.0 13.1 2.7

2.2 Масляная система

2 2.1 Запас масла принимается на срок, оговоренный в задании на проектирование ЭСН [34].

2.2.2    При наружной установке резервуаров запаса масла и низких температурах предусматривается подогрев масла в резервуарах до температуры, обеспечивающей перекачку масла.

2.2.3    Перекачку масла рекомендуется осуществлять шестеренчатыми электронасосами, а в качестве резервного предусматривать насосы с ручным приводом.

2 2.4 Запас масла для ЭСН должен храниться в специальных металлических резервуарах или в бочках. Резервуары должны быть защищены от статического электричества и иметь молниезащиту. При хранении запаса масла в бочках на открытой площадке или под навесом должно быть предусмотрено специальное помещение для разогрева бочек. При хранении бочек с маслом на закрытом складе должно быть предусмотрено его отопление, обеспечивающее подогрев масла до температуры плюс 10°С.

2.2.5 Масляная система ЭСН должна обеспечивать потребность двигателя и генератора, прием, хранение и учет расхода масла, подачу чистого масла в мерную емкость и маслобаки агрегатов, слив отработанного масла, очистку масла на участке регенерации, очистку масла непосредственно в маслобаке агрегата.

и

РД 51 - 015 86 23-07 95

2.2.6    Расходные баки масла объемом 5 м³, должны устанавливаться в специальном помещении, отделенном стенами из несгораемых материалов с пределами огнестойкости не менее 0,75 ч. Это помещение должно иметь выходы в другие помещения ЭСН через тамбур и непосредственно наружу. Максимальное количество масла, которое может храниться в этом помещении в резервуарах и в таре не должно превышать 150 м³.

2.2.7    Расходные баки емкостью свыше 1 м³ должны иметь аварийный слив. Аварийный слив масла осуществляется в наружный подземный резервуар, размещенный вне здания ЭСН на расстоянии не менее 1 м от “глухой” стены здания и не менее 5 м при наличии в стенах проемов. Аварийный трубопровод каждого бака должен иметь только одну задвижку, установленную в удобном для обслуживания и безопасном при пожаре месте. При установке расходных баков в отдельном помещении эта задвижка устанавливается вне помещения. Диаметр трубопровода аварийного слива должен обеспечивать самотечный слив из баков за время не более 10 мин.

2.2.8    Расходный бак должен иметь переливной трубопровод, обеспечивающий слив масла самотеком в резервуар аварийного слива с расходом не менее 1,2 производительности перекачивающего насоса.

2.2.9    Расходные баки должны иметь дыхательную систему, исключающую попадание паров масла в помещение ЭСН. Дыхательные трубопроводы должны выводиться наружу здания и иметь молниеотводы. Огневые предохранительные клапаны не предусматриваются.

2.2.10    Расходный бак должен иметь фильтр грубой очистки, установленный на трубопроводе, подающем масло в бак. Фильтр может размещаться как внутри бака, так и вне его. Нижнюю часть патрубка на этом трубопроводе внутри бака следует размещать на высоте не менее 50 мм от днища бака.

2.2.11    Отработанное масло откачивается из системы насосом в специально предусмотренную емкость или переносную тару. Объединять трубопроводы чистого и отработанного масла запрещается.

2.2.12    Масляная система ЭСН должна предусматривать возможность промывки и быть защищенной от коррозии. Следует применять параллельную прокладку маслопроводов и трубопроводов теплоснабжения для предохранения масла от переохлаждения.

2.2.13    Для поддержания ЭСН в готовности к быстрому запуску в холодное время, масляные баки агрегатов ЭСН должны иметь обогрев.

2.2.14    Масло для смазки должно сохранять свои качества в диапазоне возможных температур наружного воздуха.

2.2.15    Расходные баки должны быть оборудованы уровнемерами, в которых предусматривается возможность сигнализации максимального и минимального уровня масла.

2.2.16    Целесообразна проработка вопроса использования для смазки подшипников генератора масла, применяемого в приводе электроагрегата.

2.3 Системы охлаждения и технического водоснабжения

2.3.1    На ЭСН, как правило, должны применяться системы воздушного охлаждения. Допускается применение систем воздушно - водяного охлаждения.

Водоснабжение электростанции должно обеспечивать нормальную работу системы охлаждения всех электрозгрегатов в номинальном режиме с учетом:

■    восполнения безвозвратных потерь в системе охлаждения технической воды внешнего контура, которые принимаются ориентировочно в размере до 3% от общего расхода оборотной воды, а также продувки оборотной системы для поддержания солевого равновесия, размер которой составляет до 2 % от общего расхода оборотной воды (в зависимости от выбранного типа охладителя указанные значения должны быть уточнены расчетом);

■    подпитки умягченной водой внутреннего контура охлаждения 0.1% от объема первоначальной заправки;

■    потребности в воде на вспомогательные нужды.

2.3.2    Для внутреннего контура системы охлаждения двигателей может быть использован конденсат, умягченная вода котельной. При невозможности централизованного получения умягченной воды должно предусматриваться приготовление ее на ЭСН с помощью дистиллятора.

2.3.3    Для электроагрегатов с двухконтурной системой охлаждения качество воды внешнего контура должно соответствовать требованиям завода - изго-

16

РД 51 -015 86 23-07 95

товителя. Вода этого контура, как правило, должна быть без механических примесей и следов нефтепродуктов.

2.3.4    В качестве охладителей воды для внешнего контура электроагрегатов целесообразно использовать аппараты воздушного охлаждения.

2.3.5    Блок радиаторного охлаждения, как правило, должен размещаться в помещении, в котором поддерживается температура воздуха, исключающая его размораживание.

Допускается применять в системе охлаждения жидкости, замерзающие при низких температурах (антифриз, тосол). При этом блок охлаждения устанавливается в отдельном не отапливаемом помещении или на специальной

плс)щадке.

2.3.6    Система охлаждения должна исключать возможность замерзания и превышения давления в холодильниках двигателя, значений, установленных заводами - изготовителями. Емкость бака обессоленной воды для подпитки внутреннего контура охлаждения должна обеспечивать работу контура в течение 10 суток. Резервные ЭСН с ГТД должны допускать запуск и последующую работу без снабжения технической водой.

2.4 Системы забора воздуха и выхлопа

2.4.1    Параметры воздуха, поступающего в ЭСН, должны соответствовать требованиям завода - изготовителя .

2.4.2    Комплексное устройство воздухоподготовки ЭСН должно обеспечивать исключение попадания посторонних предметов (в том числе льда) в двигатель, очистку циклового воздуха, противообледенительную защиту, снижение шума на всасе до санитарных норм, безаварийную работу при засорении фильтрующих элементов (наличие байпаса).

2.4.3    При отсутствии требований завода - изготовителя к качеству циклового воздуха принимается:

в для ГТД остаточная среднегодовая запыленность не более 0,3 мг/м³, в том числе с концентрацией пыли с размером частиц более 20 мкм не

РД 51 -015 86 23-07 95

выше 0,03 мг/м³. Допускается кратковременная (не более 100 ч в год) концентрация пыли до 5 мг/м³ с частицами размером не более 30 мкм;

■ для агрегатов с поршневым приводом предельная запыленность воздуха не более 5 мг/м³.

2.4.4    Газоотводящее устройство на выхлопе двигателя должно обеспечивать отвод продуктов сгорания и снижение шума на выхлопе до санитарных норм. Высота трубы определяется с учетом обеспечения допустимых концентраций вредных веществ в выбросах.

2.4.5    Для основных (базовых) ЭСН с ГТД с целью повышения их экономичности должна предусматриваться утилизация тепла отходящих газов. Отсутствие утилизации должно иметь технико - экономическое обоснование.

2.4.6    Для ЭСН с поршневым приводом должен предусматриваться глушитель. Глушитель устанавливается на кровле ЭСН или на отдельно стоящих металлических конструкциях и заканчивается выхлопной трубой и при необходимости оборудуется искрогасителем.

2.4.7    Общее сопротивление всасывающего и выхлопного тракта, включая глушитель, определяется расчетом. Величина его не должна превышать значения, указанного в технических условиях на поставку электроагрегата.

2.4.8    Блок подготовки воздуха системы охлаждения генератора должен обеспечивать очистку воздуха от пыли, снега и капельной влаги, подогрев генератора и возбудителя перед пуском и в период нахождения в горячем резерве (потоком подогретого воздуха при неподвижном роторе) при отрицательных температурах наружного воздуха.

2.5 Приводной двигатель (ГТД и ДВС) генератора

2.5.1    Двигатель должен обеспечивать длительную устойчивую параллельную работу генератора с энергосистемой любой мощности с двигателями аналогичных типов, а также на автономную нагрузку [20, 21, 25].

2.5.2    Запуск ГТД должен осуществляться с помощью электростартера, пускового дизеля или турбодетандера, работающего на газе, сжатом воздухе или другим способом. Запуск ДВС должен осуществляться электростартером

РД 51 -015 86 23-07 95

или сжатым воздухом. При воздушной системе пуска емкость баллонов воздуха должна обеспечивать 4-6 пусков ДВС и 3 - 4 пуска ГТД без пополнения баллонов. Заполнение емкостей сжатого воздуха для пуска двигателей должно предусматриваться от автономных компрессоров.

2.5.3    Главный насос смазки и регулирования ГТД должен иметь привод от вала двигателя, резервный (пусковой) от электродвигателя переменного тока, аварийный - от электродвигателя постоянного тока. Резервный и аварийный маслонасосы должны иметь устройство технологического АВР.

2.5.4    Конструкция двигателя должна предусматривать возможность осмотра сборочных единиц и деталей в соответствии с регламентом технического обслуживания без вскрытия других элементов, имеющих более длительный межремонтный ресурс.

2.5.5    Применение одновальных ГТУ, обеспечивающих более высокую динамическую устойчивость электроагрегата, предпочтительно с точки зрения параллельной работы.

2.5.6    ГТД должен работать надежно с мощностью на 20% выше номинальной при снижении температуры атмосферного воздуха ниже значения, установленного для нормальных условий и без превышения номинальной температуры газа перед турбиной.

2.5.7    Должно предусматриваться устройство для обеспечения проворота ротора турбогенератора.

2.5.8    Конструкция ГТД должна обеспечивать отбор воздуха в пределах 1% на технологические нужды и обогрев воздухоочистительного устройства.

2.5.9    Регулятор частоты вращения двигателя должен обеспечивать длительную устойчивую работу с номинальной мощностью при отклонении частоты вращения выходного вала привода генератора от 98% до 101% номинальной. При аварийных режимах в энергосистеме должна допускаться работа генератора с частотой вращения до 92% и более 101%.

2.5.10    На холостом ходу должна обеспечиваться возможность регулировки частоты вращения выходного вала от 90 % до 105% номинальной с главного щита управления или по месту (для синхронизации генератора).

2.5.11    Степень статической неравномерности регулирования частоты вращения выходного вала должна быть в пределах 4% ±0,2% номинальной часто-

ты вращения с возможностью ее регулирования на месте эксплуатации от 4% до 0%; степень нечувствительности системы регулирования частоты вращения при любой нагрузке не должна превышать 0,2% номинальной частоты вращения.

2.5.12 Регулирование частоты вращения и управление подачей топлива считается устойчивым, если:

■    значение двойной амплитуды установившихся колебаний, вызываемых устройствами регулирования частоты вращения, не превышает 0,4% номинальной частоты вращения генератора, работающего на изолированную сеть при установившейся нагрузке;

■    значение двойной амплитуды установившихся колебаний подводимой энергии, вызываемых устройствами регулирования частоты вращения и управления подачей топлива, не приводит к изменению мощности генератора свыше 8% номинальной при работе параллельно с другими агрегатами в сеть при номинальной частоте вращения и установившейся нагрузке.

2.5.13    Должна обеспечиваться устойчивая работа агрегата при одиночной и параллельной работе в следующих режимах:

* при работе на стационарных режимах и нагрузках от холостого хода до

1,2 номинальной мощности (для ГТУ) или 1,1 номинальной мощности (для ДВС),

■    при мгновенных сбросах и набросах нагрузки равной 100% номинальной для ДВС, при этом допускается отклонение частоты вращения не более ± 7,5% от номинальной. Время восстановления частоты с точностью ± 0,5% должно составлять не более 5 с.

Мгновенный сброс 100 % нагрузки не должен приводить к остановке энергетической газовой турбины. Допустимые режимы загрузки турбины должны быть установлены в ТУ на поставку.

2.5.14    Помимо регулятора частоты вращения в схеме регулирования должно быть предусмотрено устройство для быстрой кратковременной разгрузки ГТУ (электрогидравлический преобразователь), действующее по факту аварии в главной электрической схеме электростанции (возникновение к.з., внезапное отключение нагрузки и пр.) на кратковременное закрытие регулирующих

2«»

РД 51 -015 86 23-07 95

Руководящий нормативный документ “Применение ЭСН нового поколения с поршневым и газотурбинным приводом", разработан с учетом существующих стандартов и нормативных документов, в том числе: "Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации", сборника директивных материалов по эксплуатации энергосистем, “Руководства по эксплуатации электростанций собственных нужд", “Правил устройства электроустановок”, государственных стандартов на поршневые двигатели, газовые турбины, электростанции и электрооборудование, а также инструкций по эксплуатации действующих электростанций и технической документации на вновь создаваемые электростанции.

РД разработан коллективом сотрудников ВНИИГАЗа и Управления Главного энергетика РАО “Газпром"

Руководители разработки:    Савенко    И.И., Трегубов И.А. д.т.н.

Разработчики:    Корнеев    А.А.,    Беляев    А.В.    к.т.н.,

Фомин В.П. к.т.н.

Овчаров В.П., Зыкин И.М. Джигало С. И.

Руководящий документ предназначен для разработчиков электростанций и проектных институтов, а также может быть использован при подготовке обслуживающего персонала электростанций.

Руководящий документ разработан впервые.

РД 51 - 015 86 23-07 95

клапанов с их последующим открытием (после окончания импульса) до прежнего значения.

2.5.15    Автомат безопасности должен надежно отключать ГТУ при повышении частоты вращения на 10-15% выше номинальной.

2.5.16    Выбросы вредных веществ с отработавшими газами не должны превышать нормативов, установленных в ГОСТ 29328.

3 Электротехническая часть

3.1 Главная схема и оборудование электростанций напряжением 6(10) кВ

3.1.1    Главная схема электростанции должна обеспечивать:

■    выдачу 100% расчетной рабочей мощности на генераторном напряжении 10,5 или 6,3 кВ в любом рабочем режиме электростанции;

■    достаточную гибкость и надежность работы во всех рабочих, ремонтных и аварийных ситуациях;

■    наличие резервной вращающейся генераторной мощности в рабочих или ремонтных режимах;

■    возможность включения в работу не менее одного электроагрегата, находящегося в холодном резерве;

■    возможность расширения электростанции [34].

3.1.2    Главное распредустройство генераторного напряжения ЗРУ - 6(10) кВ, как правило, должно быть выполнено общим для всех генераторов и состоять не менее чем из двух секций, объединенных секционным выключателем. Рекомендуется применение кольцевой схемы сборных шин генераторного напряжения с количеством секций не менее трех.

Для генераторов мощностью более 10 МВт допускается применение блочных схем генератор - повысительный трансформатор 10/110 (220) кВ, что требует соответствующего обоснования.

3.1.3    Подключение потребителей рекомендуется выполнять непосредственно от шин генераторного напряжения. При наличии большого количества мелких потребителей допустимо образование отдельного реактированного ЗРУ сторонних потребителей (ЗРУ - СП -10 кВ).

21

РД 51 -015 86 23-07 95

Оглавление

1.    Общие указания _5

1.1    Область применения ЭСН_5

1.2    Общие требования к конструкции ЭСН_8

2. Теплотехническая часть_11

2.1    Топливная система_11

2.2    Масляная система_14

2.3    Системы охлаждения и технического водоснабжения_16

2.4    Системы забора воздуха и выхлопа_17

2.5    Приводной двигатель (ПГД и ДВС) генератора _18

3. Электротехническая часть_21

3.1    Главная схема и оборудование электростанций напряжением 6(10) кВ_21

3.2    Генератор_23

3.3    Собственные нужды_27

3.4    Постоянный ток_29

3.5    Требования к вспомогательному оборудованию_31

4.    Управление и контроль_32

5.    Оценка надежности ЭСН _37

5.1    Показатели надежности_37

5.2    Методы нахождения показателей надежности_39

5.3    Оптимизация показателей надежности_39

6.    Экологические требования_40

Нормативные ссылки_42

Приложение 1. Термины и определения_47

Приложение 2. Наиболее распространенные электроагрегаты с ДВС отечественного и зарубежного производства._49

Наиболее распространённые электроагрегаты с ГТУ отечественного и зарубежного производства. _51

Приложение 3. Методика оценки показателей надежности,

применяемая в США    ___57

РД 51 -015 86 23-07 95

1 Общие указания

1.1 Область применения ЭСН

1.1.1    На электростанциях собственных нужд (далее - ЭСН) газодобывающих и газотранспортных предприятий РАО "Газпром" широко применяются газотурбинные и поршневые электроагрегаты, которые используются в качестве основных (базовых), резервных и аварийных источников электроснабжения (табл. 1) [1,2].

1.1.2    В настоящей работе приведены требования к вновь создаваемым и модернизируемым основным и резервным ЭСН с газотурбинным и поршневым приводом, работающим на природном газе.

1.1.3    В случае применения поршневых двигателей внутреннего сгорания (ДВС), работающих на жидком топливе, необходимо руководствоваться работами (2,19,21].

1.1.4    В качестве двигателя для электроагрегатов мощностью свыше 1500 -2500 кВт рекомендуется использовать газотурбинный привод (ГТД). ДВС имеют приоритет по КПД и моторесурсу, однако газотурбинные двигатели не требуют массивного фундамента и больших СМР на месте установки, обладают наибольшей энергонезависимостью, так как вспомогательные механизмы (масло-насосы смазки и регулирования могут иметь привод от вала ГТД, а охлаждение масла может быть выполнено цикловым воздухом). Обоснование применения типа привода производится на стадии разработки исходных требований и технико-экономических обоснований привода в каждом конкретном случае.

1.1.5    Применение поршневых двигателей, работающих на природном газе, характерно для электроагрегатов небольшой мощности (до 1500-^2500 кВт) для нефтегазовой промышленности.

1.1.6    Общее количество и мощность агрегатов, устанавливаемых на ЭСН. определяется указаниями [3,4] и принимается на основании технико - экономических расчетов и расчетов надежности электроснабжения объекта [5, 6].

Назначение электростанций собственных нужд (ЭСН)

Таблица 1

Назначение элек- тростанции Режим работы, потребители собственных нужд Основной (базовый) Электростанции с наработкой за год свыше 3000 ч, коли- источник чеством пусков за год - менее 20, временем непрерывной электроэнергии работы - более 3500 ч, временем пуска и приема нагрузки до 30 мин. Обеспечивают электроэнергией все технологические нагрузки объекта, сопутствующих инфраструктур (жилпоселков, котельных и т.д.) и сторонних потребителей. Резе^зный источник Электростанции с наработкой за год - 300^-3000 ч, электроэнергии количеством пусков - 20-^50 пуск/год, временем пуска и приема нагрузки не более 5 мин. Способны обеспечить электроэнергией все технологические нагрузки объекта, сопутствующих инфраструктур и сторонних потребителей при отключении основного источника электроэнергии. Аварийный источник Электростанции, предназначенные для аварийного элек- электроэнергии троснабжения потребителей 1 категории, в том числе, особой группы электроприемнико8 при отключении основного или резервного источника электроэнергии. Продолжительность работы, как правило, до 300 ч/год, количество пусков - свыше 50 пуск./год, время пуска и приема нагрузки от 5 до 30 с.

1.1.7 При выборе единичной мощности ГТД для привода генератора необходимо учитывать снижение мощности агрегата при максимальных температурах и повышение - при минимальных. Изменение мощности определяется по техническим условиям на поставку агрегатов. В случае отсутствия в технических условиях поправок мощности, номинальная мощность для конкретных условий применений должна быть рассчитана в соответствии с ГОСТ 20440. Параметры ДВС несущественно меняются от внешних условий.

РД 51 -015 86 23-07 95

1.1.8    Выбор электроагрегатов по уровню автоматизации для основных и резервных электростанций должен производиться с уметом допустимой длительности перерывов электроснабжения и ущерба для технологического процесса добычи и транспорта газа [1], а также с учетом применения аварийных источников энергии [2].

1.1.9    При выборе единичной мощности агрегатов необходимо учитывать существующий мощностной ряд электроагрегатов.

В табл. 2 приведен перечень наиболее перспективных агрегатов, рекомендуемых для применения на ЭСН.

1.1.10    В приложениях содержатся:

и в приложении 1 - термины и определения;

и в приложении 2    -    таблица 1    -    наиболее распространенные

электроагрегаты с ДВС отечественного и зарубежного производства, таблица 2 - наиболее распространенные энергетические ГТУ отечественного и зарубежного производства;

ш в приложении 3 - методика оценки показателей надежности, применяемая в США.

Таблица 2 Мощностной ряд электростанций, рекомендованных к применению на объектах РАО "Газпром"

N9 Тип электростанции, мощность Вид привода, двигателя Изготовитель привода Изготовитель электростанции Се рия Вид топ- лива КПД Ре сурс до к/р, тыс. час Пол ный ре сурс, тыс. час 1 ТМЗ-104 100 кВт 6415/18 АО 'ТМЗ' Екатеринбург АО 'ТМЗ' Екатеринбург д 36 20 2 ЭД-200С 2С0 кВт 62 серии 6 АО 'ТМЗ' Екатеринбург АО 'ТМЗ' Екатеринбург 1995 д 35 20 40 1997 ГД 34 20 40 3 АСГД-500 500 кВт 12ГЧН18/20 АО 'Заезда' С-Петербург АО ’Звезда’ С-Петербург 19Э5 гд 37 7 20 1997 г 35 7 20 4 ГДГ-500/1500 500 кВт 6ГЧН2Л21 (6 ДМ 21 Э) АО 'Вслгоди- зельмзш’ Балаково АО 'Волгоди-зельмаш" Балаково 1996 г 34 40 80 5 ДГ-93 800 кВт 6ГЧН 1А 36 45 АО "FV МО* Н Новгород АО ’РУМО' Н Новгород 1996 г 36 60 25 лет 6 ЭД-1000С 1000 кВт 8ГЧН21/21 (8 ДМ 21 Э) АО 'ТМЗ' Екатеринбург АО *ТМЗ' Екатеринбург 1996 д 37 36 65 1997 ГД 35 36 85 7 гтэс- 1500-2Г 1500 кВт а Г-1500 судовой АО "Пролетарский з-д* С.-Петербург АО 'Пролетарский з-д’ С.-Петербург 1996 г 22 50 100

РД 51 -015 86 23-07 95

№ Тип электростанции, мощность Вид привода, двигателя Изготовитель привода Изготовитель электростанции Се рия Вид топ лива КПД Ре сурс ДО к/р, тыс. час Пол ный ре сурс, тыс. час 8 ПАЭС-2500М . 2500 кВт Д-ЗОЭУ 3'“ серии авиационный АО 'Авиадвигатель' Пермь АО 'Авиадвигатель' Пермь 1996 г 22 25 40 9 ЭГ-2500 2500 кВт ГТД-2,5 судовой 03 'Энергия' Кривой Рог АО КрТЗ'Кон-стар' Кривой Рог 1996 г 29.5 ггд 20 40 10 ГТЭС-4000 4000 кВт Д-ЗОЭУ-2 авиационный АО 'Авиадвигатель* Пермь НПО 'Искра' Пермь 1997 г 24.3 40 80 11 ЭГ-6000 6000 кВт ДВ-71 судовой НПП'Машпроект' Николаев АО "Белэнерго-мзш' Белгород 1995 г 30,5 10 30 12 БЭС-9.5 9500 кВт НК-14Э авиационный АО 'Моторостроитель' Самара АО "ЦКБ Лазурит" -разработчик, изготовитель не определен 1998 г 32- для при вода 15 50 13 ГТЭС-12 12 МВт ПС-90 авиационный АО 'Авиадвигатель' Пермь НПО 'Искра' Пермь 1998 г 34 -для привода 30 50 14 ГТЭС-16 16 МВт ДВ-90 судовой НПП'Машпроект" Николаев ПО "Заря* Николаев 1997 г 35 20 60 15 ГТЭС-20 20 МВт АЛ-31 СТЭ авиационный УМПО Уфа фирма 'Модуль' АО'Кировский з-Д' С-Петербург 1998 г 35.8 15 45 1Ь ГТЭС-25 25 МВт НК-37 АО 'Моторостроитель' Самара фирма "Модуль" АО'Кировский з-д'С-Петербург 1998 г 36,4 20 60 1/ ГТЭ-25У (совместно с АО "Мосэнерго') ГГУ-25 АО 'ТМЗ' Екатеринбург АО 'ТМЗ' Екатеринбург 1999 г 31.8 25 100

Условный обозначения: Д - дизельное топливо;    Г    -    газ; ГД - газ/дизсльное топливо; Ж - авиационное или дизтопливо.

1.2 Общие требования к конструкции ЭСН

1.2.1    ЗСН должны строиться из унифицированных блок - модулей и легкосборных конструкций зданий. Блочно - модульная конструкция должна позволять нормально эксплуатировать размещенное в ней оборудование, в том числе осуществлять обслуживание и ремонт. Блочно - модульная конструкция должна также обеспечивать длительное хранение оборудования.

1.2.2    Модули многоагрегатных ЭСН должны иметь полную заводскую

готовность и позволять собрать на месте монтажа следующие укрупненные блоки;

х

РД 51 -015 86 23-07 95

■    машинного зала;

■    электротехнический;

■    химводоочистки (ХВО);

■    ремонтный (с комплектом инструментов, монтажных и погрузочных

приспособлений);

■    центрального щита управления (ЦЩУ);

■    вспомогательных устройств;

■    теплоснабжения (котел - утилизатор);

■    отключающих кранов и газовых фильтров, установки подготовки

топливного и пускового газа;

■    повысительной подстанции и ЗРУ 110 кВ.

Кроме вышеперечисленного оборудования в комплексе сооружений ЭСН должны быть включены объекты индивидуального, вспомогательного обслуживающего назначения, определяемые генпроектировщиком ЭСН:

*    ОВК (объединенный вспомогательный корпус и администрация);

*    склад ГСМ;

■    трансформаторная башня;

■    гараж;

■    складские помещения;

■    резервуары запаса воды и другое оборудование обеспечивающее нормальный пуск и жизнеобеспечение ЭСН.

1.2.3    Модули по своим габаритам и массе должны позволять транспортировку автомобильным, железнодорожным и водным транспортом. Вес не более 30 - 60 т в одном блок - модуле.

1.2.4    Конструкция блоков ЭСН должна обеспечивать выполнение требований настоящего РД, "Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации" (РД 34.20.501-95) и других, действующих нормативных документов [14, 15, 16, 22. 23, 24, 25, 26, 27, 28, 29. 30, 31, 33, 36,37].

1.2.5    ЭСН и ее модули для условий Севера должны, как правило, изготавливаться в климатическом исполнении УХЛ по ГОСТ 15150 для работы при температуре наружного воздуха от минус 55° С до плюс 45°С,

относительной влажности воздуха до 98% при температуре плюс 25°С, сейсмичности до 7 баллов.

Охлаждающий воздух и окружающая среда не должны содержать токопроводящей пыли, взрывоопасных и других смесей, вредно действующих на изоляцию обмоток и ухудшающих охлаждение генератора.

Запыленность наружного воздуха не выше 0,5 г/м³, скорость воздушного потока у поверхности земли до 50 м/с, возможно действие любых метеоусловий (дождь, снег, туман, роса, иней).

Должны также учитываться другие природные условия, свойственные району применения.

1.2.6    Расположение и компоновка оборудования в модулях не должны затруднять монтаж, демонтаж, а также выемку отдельных устройств, узлов и сборочных единиц для их технического обслуживания.

1.2.7    Помещения ЭСН должны иметь устройства автоматической пожарной сигнализации с выдачей сигнала на центральный щит управления и в пожарное депо, а наиболее опасные в пожарном отношении помещения ЭСН -установки автоматического пожаротушения (ГОСТ 12.1.004).

Перечень наиболее опасных в пожарном отношении объектов и помещений устанавливается техническим заданием на проектирование ЭСН [29, 30, 31].

1.2.8    Системы вентиляции и отопления ЭСН должны разрабатываться с учетом технических требований заводов - изготовителей оборудования, абсолютных максимумов и минимумов температур районов строительства и комфортных условий для обслуживающего персонала.

1.2.9    На ЭСН также должны быть предусмотрены системы питьевого водоснабжения и канализации, выполняемые в зависимости от мощности ЭСН, самостоятельными или с подключением к соответствующим системам технического объекта.

К)