Индекс материала
Нарьян-Марская электростанция
Характеристика оборудования
Энергетические мощности станции
Режимы работы станции
Режим работы
Характеристика главной схемы
Схема РУ-6кВ ДЭС
Характеристика электрических сетей
Распределительная сеть 6 кВ
Повышение надежности
Предложения по модернизации
Увеличение мощности
Увеличение маневренности
Двухтопливная система
Пртивоаварийная автоматика
Параллельная работа ГТА и ДЭС
Релейная защита
МП Р3А
Sepam 40
Цены на продукцию
Повышение качества эксплуатации
Все страницы

Характеристика электростанции: количество генераторов, главная схема электрических соединений, электрические сети

 

Общее описание и генплан

 «Нарьян-Марская  электростанция»  находится  в  Ненецком  автономном округе Архангельской области, по  адресу:  г. Нарьян-Мар, ул. 60 лет Октября, 37. Собственником электростанции является Государственное унитарное предприятие Ненецкого автономного округа ГУП НАО «Нарьян-Марская электростанция». В состав электростанции входят: две ГТЭС суммарной мощностью 18 МВт и 12 МВт, ДЭС  суммарной мощностью  6,3 МВт,  5 ГТУ  суммарной мощностью 10 МВт,  котельная,  топливное  хозяйство,  дожимная  компрессорная станция, административно-бытовые здания, складское хозяйство.

 

Генплан территории электростанции приведен на рисунке 3.1.2, тип зданий и год постройки приведены в таблице 3.1.1. В здании ДЭС располагаются: котельная, машинный зал ДГУ, помещение РУ-6 кВ, помещение мастерских, на втором этаже здания  находятся  главный  щит управления  (ГЩУ)  и  кабинеты  администрации станции.

Газотурбинные  установки  (ГТУ)  представляют  собой  передвижные автоматизированные электростанции  типа  ПАЭС-2500,  в  которых  установлено энергетическое  оборудование: газовая  турбина,  генератор,  возбудитель, МВ-6  кВ генератора, шкаф автоматики и управления.

Здания  газотурбинных  электростанций  ГТЭС-12  и  ГТЭС-18  представляют собой быстровозводимые блочно-модульные здания. В них находятся помещения: машинный зал, генераторное РУ-6 кВ, ГЩУ, ЩСН, аккумуляторная.

Природный  газ  является  основным  топливом  для  силовых  агрегатов электростанции.  Газ  на станцию  поступает  по  газопроводу  с  «Василковского» газоконденсатного  месторождения.  На территории  станции  построена  дожимная компрессорная  станция  (ДККС),  которая  поднимает давление  газа  с  1,1МПа  (в точке присоединения) до 1,6МПа.

Вторым  видом  топлива  на электростанции  является  дизельное  топливо. Топливное  хозяйство включает  в  себя  2 вертикальных  резервуара  единичным объемом  200м3  марки  РВС-200  и 12  горизонтальных резервуаров  единичным объемом 50м3 марки РГС-50. Общий объѐм резервуаров составляет 1000 м3.

 

 

Характеристика генераторного оборудования 

 

Суммарная  электрическая  мощность  станции  составляет  36,3МВт. Характеристика установленного генераторного оборудования приведена в таблице.  Все  генераторы электростанции  выдают  в  электрическую  сеть электроэнергию промышленной частоты напряжением 6,3кВ.

Состав генераторного оборудования на станции менялся по мере увеличения установленной мощности  электростанции.  В  настоящее  время,  парк  силовых установок представлен как машинами производства 70-х  годов,  так и новейшими агрегатами.

Срок эксплуатации значительной части  генераторного оборудования ДЭС и ГТУ  на  станции превышает допустимый.  В  соответствии  с  п.5.2.3  ПУЭ конструкция  генераторов  должна обеспечивать их  нормальную  эксплуатацию  в течение 20-25 лет.

Дизель-генераторные установки  (ДГУ) единичной  мощностью  0,6-1МВт установлены в машинном зале здания ДЭС. Износ этих машин составляет от 75% и выше, исключение составляет новый ДГ-3 (силовая установка: «Волжский дизель» 6ЧН21/26, генератор: Leroy Somer мощностью 784 кВт).

Газотурбинные  установки  ПАЭС-2500  единичной  мощностью  2,5МВт  с двигателями  АИ-20 смонтированы  в  специализированных  вагонах.  Износ оборудования близок к 100%. Несмотря на это, оборудование находится в рабочем состоянии.

 

 

Электроэнергетические мощности станции  (в составе ДГУ и ГТУ) до 2002г. не справлялись с ростом потребляемой мощности, увеличение которой связанно с развитием  г.Нарьян-Мар.  В связи  с  недостатком  мощности,  а  так  же  вследствие большого износа силового оборудования, администрация города приняла решение о строительстве новых блоков электростанции.

Новая ГТЭС-12 мощностью 12МВт была введена в эксплуатацию в 2003г. С вводом  в  эксплуатацию  современных  газотурбинных  установок  значительно снизился шумовой эффект от работы электростанции, что имеет большое значение для  жителей  близлежащего  района Качгорт.  В  сентябре  2007г.  администрация Ненецкого  автономного округа  заключила соглашение  с ОАО «Сатурн  – Газовые турбины»  об  изготовлении  и  поставке  еще  трех газотурбинных  агрегатов  ГТА-6РМ,  и  разработке  проекта  электростанции  ГТЭС-18 мощностью  18МВт.  В сентябре 2009г. завершено строительство ГТЭС-18. На новой станции установлено три двигателя, два из  которых имеют  возможность  работы на  двойном  топливе  –природном газе и дизельном топливе.

 

 

 

Режимы работы электростанции 

 

«Нарьян–Марская  электростанция»  является  основным  и  единственным крупным  источником электроснабжения  потребителей  г.Нарьян-Мар  и  его окрестностей  (п.Искателей  и с.Тельвиска). Особенностью  работы  электростанции является работа в условиях изоляции от крупной энергосистемы. «Нарьян-Марская электростанция»  и  электрические  сети  города образуют  изолированную энергосистему,  в  которой  генераторы  электростанции  являются задающими источниками напряжения сети и частоты электрического тока.

В  связи  с  этой особенностью,  задача поддержания баланса  выработанной и потреблѐнной электроэнергии  целиком  ложится  на  генерирующие  мощности электростанции.  Поэтому режим  работы  электростанции  определяется  режимом потребления.

Суточный  график электрической  нагрузки  станции  изображен  на  рисунке 3.1.3. Зимний максимум 2009г. был зафиксирован 9 февраля (рабочий день). В этот день  максимум  составил 21,5МВт.  В  декабре  2009г.  максимум  февраля  был превышен новым значением 24,2МВт. Летний минимум 2009г. был зафиксирован 1 августа (выходной день), потребляемая мощность составила 4,8МВт.

Суточный график потребления электрической мощности отражает суточные ритмы жизни города и является типичным для потребителей смешанного характера - промышленного  и  бытового.  Он характеризуется  тремя  временными  зонами: зоной минимальной нагрузки (ночные часы), зоной средней полупиковой нагрузки и зоной максимальной нагрузки.

Полупиковая  зона характеризуется  однократным,  в  течение  суток, значительным возрастанием  нагрузки  в утренние  часы  и  ее  глубоким  спадом  в конце  суток,  а  пиковая  - рядом  относительно небольших  подъемов  (до  уровня максимальной  нагрузки)  и  спадов  (до уровня полупиковой зоны)  нагрузки  в дневные  часы  суток.  В  ней  обычно  присутствуют один  или  два максимума потребления  электроэнергии:  утренний  и  вечерний. Первый  связан чаще  всего  с утренней  сменой  работы  промышленных  предприятий,  а  второй представляет собой  совмещение  потребления  вечерней  смены  предприятий  с потреблением электроэнергии  в  жилом  секторе  и  сфере  бытового  обслуживания населения. Поэтому второй пик нередко превышает по своей величине первый.

В  общем  случае,  суточный  график  нагрузки  энергосистемы  г.Нарьян-Мар имеет чередующиеся  между  собой  провалы,  подъемы,  спады  и  пики,  которые определяют в целом его неравномерный характер.

Режим работы  электростанции  также меняется  в  течение  суток и  в течение года. В зависимости от нагрузки в работе находятся следующие мощности:

 в период летнего минимума – две ГТА;

 в период зимнего максимума – четыре ГТА;

 в осенний-весенний период– 2-4 ГТА;

 ДГУ используются для покрытия суточных максимумов. В резерве находятся следующие мощности: ГТА-2 (1, 3, 4, 5), ГТУ-1, 2, 3, 5, 6, ДГУ-1, 2, 3, 4, 5, 6, 7.

Основные режимные характеристики ГТА-6РМ:

  групповой  регулятор  активной  (реактивной) мощности  ГРАМ  и  ГРРМ  на электростанции отсутствует;

  распределение  мощности  между  турбинами  осуществляет  оперативный персонал  станции вручную,  с  пультов  управления  ГТА,  воздействием  на регуляторы: частоты  силовой  турбины и  тока  возбуждения  возбудителя  (станцию возбуждения);

  после  распределения  мощности  между  ГТА,  заданная  мощность  (P  и  Q) автоматически поддерживается  техническими  средствами  САУ  ГТД  и  станцией возбуждения турбогенератора;

  время  выхода  на  режим  «Готов  к  принятию  нагрузки»  ГТА  ГТЭС-12  и ГТЭС-18 – 12-15 минут;

  время  выхода  на  режим  «Готов  к  принятию  нагрузки»  ГТА  ГТЭС-18  в режиме аварийного запуска – 3-5 минут;

 Эксплуатационные ограничения по резонансным оборотам на всех 5-ти ГТА отсутствуют.  Восстановление  электроснабжения  после  полного  останова  ГТЭС производится по следующей схеме:

 запускаются ДГУ для обеспечения питания собственных нужд ГТА;

 подается  напряжение  на  отходящие  фидера  согласно  утвержденного регламента;

 запускаются ГТА;

 проводятся операции по переводу нагрузки с ДГУ на ГТА;

 ДГУ разгружаются, останавливаются и переводятся в горячий резерв.

 

Характеристика главной схемы

Главная схема электрических соединений электростанции приведена в  приложении П1. По главной схеме можно проследить развитие «Нарьян-Марской электростанции». На первом этапе РУ-6кВ ДЭС состояло из двух секций шин, соединенных разъединителем. Впоследствии, в связи с ростом числа потребителей, появилась необходимость в расширении помещения РУ, где установили ячейки третьей секции шин 6кВ, которую также как и вторую подключили через разъединитель к первой секции. К РУ-6кВ ДЭС подходят кабельные линии от ДГУ и ГТУ. С вводом новых электростанций ГТЭС-12, ГТЭС-18 в РУ-6кВ ДЭС были установлены дополнительные ячейки КРУ, в которые были заведены КЛ-6кВ линий связи. В РУ-6кВ ДЭС установлены разные типы ячеек: КСО-299, КСО-272, К104М,  КСО 2УМ, СЭЩ К69, КСО, кроме того присутствуют некомплектные ячейки.

Выключатели 6кВ также различных типов, большинство из них маломасляные –  ВПМП-10, ВПМ-10, ВМГП-10, ВМГ-10, ВМГ-133-II-10. В новых ячейках типа КСО СЭЩ254 для присоединения «ДГ-3», «Резерв-1», «Резерв-2» установлены вакуумные выключатели типа ВВУ СЭЩ. В ячейках К104М на присоединении «линия связи с ГТЭС-12» установлены вакуумные выключатели типа ВБУЭ-10. В ячейках СЭЩ К69 на присоединении «линия связи с ГТЭС-18» установлены элегазовые выключатели производства Schneider Electric марки LF3.

На присоединениях РУ-6кВ ДЭС установлены разные типы релейных защит,  что усложняет задачу эксплуатации. На всех ячейках старого образца применены электромеханические защиты. В новых ячейках КСО СЭЩ применены электростатические токовые реле типа РСТ-40-3. В ячейках линий связи с ГТЭС-18 установлены микропроцессорные защиты типа Sepam S40 производства Schneider Electric.

Генераторы газотурбинных агрегатов ГТА-1, ГТА-2 электростанции ГТЭС- 12 работают на свою секционированную выключателем систему шин. РУ-6кВ ГТЭС-12 состоит из 12 ячеек марки К104М. В ячейках установлены вакуумные выключатели марки ВБУЭ-10. Релейная защита присоединений реализована на базе микропроцессорных блоков типа Spac803 производства концерна ABB.

РУ-6кВ электростанции ГТЭС-18 состоит из 21 ячейки марки СЭЩ К69.  Применяемая схема: «одна рабочая секционированная выключателем система шин». Генератор ГТА-3 подключен к 1 секции, к 2 секции подключены генераторы ГТА-4, ГТА-5. В РУ-6кВ ГТЭС-18 применены выключатели элегазового типа марки LF производства Schneider Electric. Релейная защита присоединений реализована на базе микропроцессорных блоков типа Sepam.

Схема РУ-6кВ ДЭС имеет ключевое значение в главной схеме  электростанции. На шины РУ-6кВ ДЭС подключены все генерирующие мощности ДГУ, ГТУ, ГТЭС-12, ГТЭС-18. С секции шин РУ-6кВ ДЭС, несекционированной выключателем, отходят все фидера, питающие распределительную сеть города. Такая схема имеет третью категорию по надежности электроснабжения (ПУЭ), что  недостаточно по требованиям к главному распределительному устройству станции.

Вследствие отсутствия на рабочей системе шин РУ-6 кВ ДЭС секционного  выключателя, схема имеет низкую надежность. Например, при несрабатывании выключателя отходящей линии по короткому замыканию, происходит полное «погашение» электростанции. Кроме того, в этом случае в обмотках генераторов проходят большие токи в течение времени уставки МТЗ (2 секунды по карте уставок РЗ), что значительно снижает срок службы основного силового оборудования.

Анализ причин аварий с полным остановом электростанции, которые имели  место в летний и осенний периоды 2009г., выявил следующие основные недостатки электростанции: 
1. главная схемы электростанции и распределительная сеть 6кВ имеют низкий уровень надежности вследствие принятых схемных решений, износа оборудования, невозможности выполнения требований по регулярному выполнению регламентных работ по текущему и капитальному ремонту основного оборудования; 
2. перечень установленных защит на РУ-6кВ ДЭС не соответствует ПУЭ, ПТЭ  (в качестве примера в табл. 3.1.3 приведен ряд присоединений);

 
3. отсутствие на электростанции АЧР, других систем противоаварийной  автоматики, современной системы диспетчерского управления.

В свете выше сказанного, возникает необходимость комплексной  реконструкции РУ-6кВ ДЭС, включающей в себя:  
1. изменение принципиальной электрической схемы подстанции с учетом перспективного развития; 
2. установка современных и надежных силовых выключателей с высоким  коммутационным ресурсом; 
3. модернизация устройств релейной защиты и автоматики, применение  микропроцессорных устройств.

Характеристика электрических сетей

Электрические сети города Нарьян-Мара и его окрестностей включают в  себя распределительные сети 6кВ, и 0,4кВ. Распределительная сеть 6кВ состоит из: 
 трансформаторных подстанций 6/0,4кВ (ТП);  
 распределительных пунктов 6кВ (РП);  
 распределительных устройств 6кВ (РУ);  
 воздушных и кабельных линий (ВЛ- и КЛ-6кВ).

Распределительная сеть 0,4кВ состоит из:
 РУ-0,4кВ; 
 ВЛ- и КЛ-0,4кВ; 
 линий уличного освещения.

Сеть 6кВ работает в режиме компенсированной нейтрали. Компенсация  емкостного тока сети осуществляется на РУ-6кВ ДЭС с помощью дугогасящего реактора.

Распределение электроэнергии осуществляется от РУ-6кВ электростанции в  направлениях к центрам нагрузок. Территориально электростанция расположена между основными центрами потребления: г.Нарьян-Мар и пригородов (п.Искателей, Факел).

Общая протяженность кабельных линий в сети 6кВ – 61,4км, воздушных  линий 6кВ – 40,1км, в том числе двухцепных 1,9км. Протяженность ЛЭП-0,4кВ – 66,8 км, длина линий уличного освещения – 44,3км. Общее число трансформаторов 6/0,4кВ, включенных в сеть: 
 40-63кВА 6 шт.; 
 100кВА 10 шт.; 
 160кВА 17 шт.; 
 250кВА 33 шт.; 
 320кВА 3 шт.; 
 400кВА 25 шт.; 
 630кВА 4 шт.

Принципиальная схема электрических сетей приведена в приложении П2. От  РУ-6кВ ДЭС «Нарьян-Марской электростанции» отходит 17 фидеров: «Город-1», «Город-2», «Город-3», «Город-4», «Город-5», «ХНГРЭ-1», «ХНГРЭ-2», «Хлебозавод», «Воинская часть», «Нефтебаза», «Жилкомплекс», «Лесозавод», «Факел-1», «Факел-2», «Искателей», «Гидронамыв», «Связь».

Схема электрических соединений фидера «Город-5»

 

Распределительная сеть 6кВ построена по радиальному принципу  древовидной конфигурации. Сечения проводников ступенчато уменьшаются от головных участков к концу линии. Имеет место большое число резервных связей, выполненных на разъединителях. Защитные аппараты (маломасляные выключатели с электромеханическими терминалами РЗА) установлены в центрах питания. Таких центров питания в настоящее время два: РУ-6кВ ТП-3 и ЗРУ-6кВ в р-н.Факел. Присутствует значительная неоднородность плотности нагрузки. Трансформаторы 6/0,4кВ применяются масляные, подключены к шинам 6кВ ТП с помощью последовательного соединения элементов: разъединитель, предохранитель.

В направлении п.Искателей от РУ-6кВ электростанции отходят фидера  «Факел-1» и «Искателей» протяженностью по 4,4км. Кабельные линии, выполненные кабелем из сшитого полиэтилена, питают шины ЗРУ-6кВ в пос. Факел. От 1 секции ЗРУ-6кВ отходят фидера «Искателей-1» и «Искателей-2», от 2 секции отходят фидера «Факел-1», «Факел-2». Данные линии запитывают потребителей по магистральной схеме с ответвительными ТП количеством до 10 на одну магистраль. Протяженность линий по магистрали составляет до 2км, протяженность ответвлений – до 0,5км.

По магистральной схеме с ответвлениями работают фидера: «Нефтебаза»,  «Жилкомплекс».

В городе распределение электроэнергии осуществляется преимущественно  по кабельным линиям 6кВ. Сеть имеет одинарную кольцевую конфигурацию, но работает в разомкнутом режиме и, таким образом, линии работают по радиальной схеме. Фидер «Город-5», как пример схемы разомкнутого кольца, приведен на рисунке.

Фидера «Город-2» и «Город-4» запитывают 1 и 2 секции РУ-6кВ ТП-3  «Больница». Линии, отходящие от ТП-3, изображены на рисунке.

Многие предприятия города, такие как: «Морской порт», ОАО «Северо-Западный Телеком», РКУ, аэропорт «г.Нарьян-Мар» установили резервные дизель-генераторы на напряжение 0,4кВ. Без резервных источников электроэнергии остаются такие важные объекты города как: очистные сооружения, хлебозавод, мясокомбинат и др.

Распределительная сеть города и окрестностей разветвленная и имеет протяженных линий, но для большей части фидеров аппараты защиты установлены только на РУ-6кВ ДЭС.

Основные недостатки, снижающие надежность электроснабжения потребителей: 
 схема распределительных сетей имеет низкую надежность; 
 высокий процент износа оборудования на ТП, РП-6кВ, РУ-6кВ, РУ-0,4кВ; 
 низкая оснащенность защитной и коммутационной аппаратурой;  
 отсутствие противоаварийной автоматики (АПВ, АВР, автоматики деления); 
 потребители не ранжированы по категориям надежности; 
 высокие потери в сетях.

Схема электрических соединений фидеров «Город-2», «Город-4»

 

 

Разработка мероприятий по повышению надежности
работы электростанции

Основными мероприятиями, которые связаны с повышением надежности  работы электростанции будут являться: 
1. модернизация главной схемы электрических соединений электростанции, связанная с реконструкцией главного распределительного устройства электростанции; 
2. плановое увеличение установленной мощности электростанции;
3. повышение маневренности электростанции;
4. установкой автоматизированных ДГУ с возможностью автоматической  параллельной работы ДГУ и ГТА; 
5. совершенствование оперативного управления электростанции (подробно рассмотрено в главе 5 настоящего тома); 
6. внедрение устройств противоаварийной автоматики;
7. совершенствование устройств релейной защиты и автоматики;
8. повышение качества эксплуатации, обслуживания и ремонта.

 Предложения по модернизации главной схемы электрических соединений электростанции 

Обоснования необходимости модернизации главной схемы электрических  соединений приведены в Том 3, раздел 1, пункт 4.  
«Нарьян-Марская электростанция» за последние 8 лет претерпела  кардинальные изменения, касающиеся ввода в эксплуатацию новых ГТЭС-12 и ГТЭС-18, изменилась главная схема электрических соединений электростанции, но принципиальных изменений в схему РУ-6кВ ДЭС внесено не было.

Статистика аварий показала, что основной проблемный участок – это РУ-6кВ ДЭС. Ниже перечислены основные недостатки существующего РУ-6кВ электростанции: 
 высок процент износа силового оборудования (выключатели, привода, кабельные линии); 
 наличие несекционированной выключателем системы шин; 
 наличие разнотипных ячеек (КРУ, КСО, некомплектные); 
 наличие разнотипных выключателей 6кВ (маломаслянные, элегазовые, вакуумные); 
 наличие разнотипных устройств релейной защиты (РТ-40, РСТ-40, Sepam, Spac и др.);

 

 старое здание ДЭС (1955 года постройки); 
 отсутствие возможности дальнейшего расширения РУ-6кВ ДЭС.

Разрешить сложившуюся ситуацию можно двумя способами:
Первый вариант - это реконструкция существующего РУ-6кВ ДЭС. В здании  РУ-6кВ производится замена силового оборудования с установкой новых выключателей. Производятся изменения в схеме РУ-6кВ, устанавливаются дополнительные ячейки СВ, СР. Модернизируются устройства РЗА.

Однако реализация первого варианта не представляется возможной, т.к. существующая схема РУ-6кВ ДЭС не позволяет произвести объемы работ по замене силового оборудования без снятия напряжения с токоведущих частей.

Второй вариант – это строительство нового здания РУ-6кВ. Целесообразно использовать блочно-модульное здание, установленное на свайный фундамент на отметке +2(+2,5) относительно земли. Под зданием будет располагаться помещение кабельного хозяйства ЗРУ. В новом здании ЗРУ-6кВ устанавливаются ячейки КРУ-6кВ общим количеством порядка 50 шт. Точное количество ячеек с учетом перспектив развития определяется проектом. Тип выключателей: вакуумные или элегазовые также определяется проектом. В здании ЗРУ-6кВ целесообразно предусмотреть установку трансформаторов собственных нужд (предпочтительно силовых трансформаторов с литой изоляцией).

Также в здании ЗРУ будут располагаться помещения щита постоянного тока и шкафов собственных нужд. Для размещения диспетчерского щита и панелей управления в здании рекомендуется предусмотреть помещение ОПУ, а также помещения раздевалки, санузла, комнаты отдыха и другие хозяйственно-бытовые помещения.

Примерное расположение нового ЗРУ-6кВ на генплане территории электростанции изображено на рисунке 3.2.2. Для строительства нового здания ЗРУ-6кВ возможно потребуется демонтировать старые ГТУ, отслужившие свой срок. Точное место строительства и размеры здания уточняются и определяются при проектировании.

В перспективе, между зданием нового ЗРУ-6кВ и ГТЭС-18 возможно предусмотреть закрытый переход.

Принципиальная электрическая схема ЗРУ-6кВ определяется проектом. Рекомендуемая главная электрическая схема ЗРУ-6кВ «одна рабочая секционированная выключателем система шин» приведена на рисунке.

Для подключения существующих ДГУ необходимо предусмотреть в ЗРУ-6кВ генераторные ячейки с установленными трансформаторами тока и трансформаторами напряжения для синхронизации.

При проектировании ЗРУ-6кВ также необходимо предусмотреть устройства компенсации емкостных токов однофазного замыкания на землю в сети 6кВ. Необходимость применения токоограничивающих реакторов для линий связи ГТЭС-12 необходимо подтвердить расчетами.

 

 

Увеличение установленной мощности электростанции
(строительство 3-й очереди «Нарьян-Марской электростанции»)

В разделе 1, пункт 3 настоящего тома были приведены значения  максимальных и минимальных нагрузок «Нарьян-Марской электростанции» за 2009г. Максимальное значение нагрузки за 2008г. было равно 21,5МВт, в 2009г. оно составило 24,2МВт. Минимальная нагрузка за 2008г. была равна 4,6МВт, в 2009г. минимум составил 4,8МВт. Налицо тенденция роста электрической нагрузки станции. Максимальная нагрузка за 2009г. увеличилась на 11%. Если указанная тенденция сохранится, то нетрудно спрогнозировать, что через 2-3 года нагрузка на электростанцию составит уже около 30МВт.

С другой стороны, на любой электростанции, а тем более на электростанции, работающей без связи с энергосистемой, необходим оперативный резерв мощности. В случае «Нарьян-Марской электростанции» – этим резервом должен быть один ГТА. Резервный ГТА может быть задействован в случае аварийного выхода из строя одного из работающих агрегатов. Наличие резервной мощности, безусловно, увеличивает надежность и бесперебойность работы электростанции.

Из сказанного выше следует, что через 2-3 года возможно потребуется строительство третьей очереди электростанции с установкой одного или двух газотурбинных агрегатов ГТА-6РМ.

Для того, чтобы более точно спрогнозировать рост потребления электроэнергии, необходимо выполнить расчеты по увеличению энергопотребления г.Нарьян-Мар с учетом программы развития города на период 2010-2020г.

Следует отметить, что установка шестого ГТА изначально планировалась в ГТЭС-18, где было предусмотрено дополнительное место в машинном зале. Однако в ходе проектирования было принято решение по установке токоограничивающих реакторов на место ГТА-6.

 

 

Увеличение маневренности электростанции

Как было отмечено в главе 1, пункт 3 настоящего тома на «Нарьян-Марской  электростанции» постоянно работают от 2 до 4-х ГТА (в зависимости от нагрузки). Для покрытия суточных максимумов, на электростанции в настоящее время используются мощности ДГУ.

Силовые агрегаты ГТА-6РМ имеют ограничение по числу пусков, равное 450. По превышению заданного количества пусков необходимо проводить комплексное обследование агрегата с участием специалистов завода-изготовителя, после которого принимается заключение о дальнейшей возможности эксплуатации агрегата. Поэтому, для увеличения эксплуатационного ресурса ГТА необходимо максимально сократить количество запусков и остановов ГТА в течение интервала между периодическим техническим обслуживанием.

В связи с тем, что существующий парк ДГУ электростанции имеет значительную степень износа, возникает задача выбора энергетических установок для применения в качестве маневренных мощностей. При этом установки должны покрывать пики нагрузки, при которых запуск ГТА будет нецелесообразен.

В качестве маневренных мощностей предлагается рассмотреть два варианта:
1. установка 4-х двухтопливных ДГУ единичной мощностью (2..2,5)МВт;
2. установка 2-х ДГУ и 2-х ГПУ единичной мощностью (2..2,5)МВт.

Первый вариант предусматривает применение ДГУ, способных работать на двойном топливе (природном газе и дизельном топливе). Новые ДГУ можно установить в машинном зале ДЭС на место устаревших ДГУ.

Двухтопливная система для ДГУ – это новейшая разработка, позволяющая значительно сократить стоимость эксплуатации и снизить вредные выбросы промышленных дизельных двигателей. Это достигается путем замещения части дизельного топлива на более дешевый и экологически чистый природный газ.

Двухтопливная система обеспечивающих безопасную работу газодизельных электростанций на топливной смеси с содержанием газа от 50% до 80%. Наиболее важные характеристики двигателя, такие как КПД, устойчивость, прием нагрузки, практически аналогичны как при работе в двухтопливном режиме, так и в 100% дизельном режиме.

Основное достоинство двухтопливной системы – ее способность переключать топливные режимы без остановки двигателя. Переключение режимов работы двигателя может осуществляться как автоматически, так и вручную, при этом поддерживаются заданные обороты двигателя и выходная мощность. Это позволяет потребителю выбрать тот или иной режим работы двигателя в зависимости от цены на топливо, его доступности и других условий эксплуатации.

 

 

Не менее важным достоинством двухтопливной системы является ее  способность поддерживать заданный уровень выходной мощности при выборе режимов между «продолжительным» и «основным». По достижении уровня, предельного для двухтопливного режима, двигатель автоматически переключается в 100% дизельный режим, не снижая выходной мощности.

Мировой рынок двухтопливных ДГУ мощностью около 2-2,5 МВт представлен следующими компаниями: 
 Wartsilla, 5819 – 16621 кВт; 
 Caterpillar, до 5000 кВт; 
 FG Wilson, до 2200 кВт; 
 Cummins, до 8730 кВт.

Второй вариант предусматривает применение двух ДГУ и двух ГПУ. Новые ДГУ и ГПУ открытого исполнения можно установить в машинном зале ДЭС на место устаревших ДГУ. Многие производители предлагают ДГУ и ГПУ блочно-контейнерного типа в исполнении УХЛ1. В качестве варианта предлагается рассмотреть применение укомплектованных контейнеров с ДГУ и ГПУ.

Приведем общие характеристики газопоршневых установок. Диапазон единичных мощностей ГПУ находится в диапазоне от 0,1 до десятков МВт. Общий моторесурс находится в пределах 250 000 часов, ресурс до капитального ремонта составляет до 100 000 часов. Кроме большого моторесурса, к достоинствам ГПУ стоит отнести малую зависимость КПД двигателя от температуры окружающего воздуха, необходимое низкое давление топливного газа от 0,01 до 0,035 МПа (не 
требуют дожимного компрессора), незначительное снижение КПД при 50% снижении мощности, неограниченное количество запусков. Кроме того одними из достоинств газопоршневой установки является ремонт агрегата на месте, низкие эксплуатационные затраты и малые размеры, т. е. низкие инвестиционные затраты, возможность кластеризации (параллельная работа нескольких установок).

Газопоршневые установки могут работать на разных видах топлива (природный, попутный газ), имеют относительно низкий уровень начальных инвестиций за 1 кВт генерируемой мощности.

Одним из важнейших моментов при выборе типа ГПУ является изучение состава топлива. Производители газовых двигателей предъявляют свои требования к качеству и составу топлива для каждой модели. Основными характеристиками служат:  
 метановое число газа (процентное содержание метана в объеме газа); 
 теплота сгорания низшая и высшая; 
 степень детонации; 
 серосодержание.

 

В настоящее время многие производители проводят адаптацию своих двигателей под соответствующее топливо, что в большинстве случаев не занимает много времени и не требует больших финансовых затрат.

Мировой рынок ГПУ большой мощности представлен следующими компаниями: 
 Wartsilla, 3888-8730 кВт; 
 Caterpillar, до 3859 кВт; 
 Waukesha, до 3400 кВт; 
 GE Jenbacher, до 3041 кВт; 
 Deutz, до 3916 кВт; 
 Rolls Royse, 2400 – 8500 кВт; 
 Mitsubishi, 3800 – 5750 кВт.

Подробная информация о крупных поставщиках ДГУ и ГПУ в России приведена в приложении П6, Том 2 концепции.

  Предложения по установке устройств противоаварийной автоматики

 
Автоматическая частотная разгрузка – одна из мер ограничения снижения частоты в энергосистеме. Автоматическая частотная разгрузка предусматривает отключение потребителей небольшими долями по мере снижения частоты (первая ступень АЧР) или по мере увеличения продолжительности существования пониженной частоты (вторая ступень АЧР).

Объемы отключения нагрузки устанавливаются, исходя из обеспечения эффективности при любых возможных дефицитах мощности. Очередность отключения выбирается так, чтобы уменьшить ущерб от перерыва электроснабжения, в частности должно применяться большее число устройств и очередей АЧР, более ответственные потребители должны подключаться к более дальним по вероятности срабатывания очередям.

Рассмотрим возможный порядок работы АЧР «Нарьян-Марской электростанции».

Допустим, в работе три ГТА. Один из ГТА аварийно останавливается вследствие каких-либо причин: короткое замыкание на шинах ГТЭС-12(18), отказ механизмов, ошибочное срабатывание защит, человеческий фактор. Далее происходит наброс нагрузки на оставшиеся в работе ГТА. В силу своей конструкции ГТА-6РМ не может мгновенно увеличить свою мощность. На валу силовой турбины увеличивается тормозной момент, происходит падение частоты вращения турбины – nСТ и как следствие падение частоты в сети – fс. Если не уменьшить тормозной момент турбины, она может отключиться по технологической защите (nСТ – min).

 

При снижении частоты срабатывает первая ступень АЧР, по которой  отключается часть наименее ответственных потребителей (отключается несколько отходящих фидеров ГРУ). Снижается электрическая нагрузка, падает тормозной момент турбины. При этом процесс снижения частоты останавливается и автоматика ГТА выравнивает частоту fс.

В случае дальнейшего понижения частоты срабатывает следующая ступень АЧР, которая отключает еще несколько отходящих фидеров ГРУ. Следует отметить, что временные уставки каждой из ступеней АЧР будут находиться в диапазоне от 0,5сек, до нескольких секунд, т.к. падение частоты свободной турбины nСТ происходит достаточно быстро.

Уставки АЧР должны быть согласованы по частоте и по времени срабатывания с технологической защитой турбины. Кроме того, действие АЧР должно быть согласовано с работой устройств АПВ и АВР (ПУЭ 3.3.79.).

Современные микропроцессорные устройства, например Sepam S40, позволяют реализовать до 4-х ступеней АЧР.  Указанная система успешно работает на «Южно-Шапкинском» НГКМ, где установлены ГТА аналогичной марки, что и на «Нарьян-Марской электростанции».

Режимные вопросы параллельной работы ГТА и ДЭС 

Следующим этапом повышения маневренности электростанции будет применение системы автоматического запуска новых ДГУ (ГПУ). Выше было приведено описание работы АЧР. Теперь рассмотрим случай, когда действие АЧР не привело к предотвращению аварии или по каким-либо другим причинам все генераторы электростанции отключились.

Рассмотрим восстановление электроснабжения после полного останова ГТЭС. Как происходит процесс восстановления, при отсутствии автоматического запуска ДГУ, приведено в разделе 1, пункт 3 настоящего тома. Рекомендованная схема запуска электростанции описана ниже.

Начальные условия таковы: напряжение сети отсутствует Uс=0кВ, все ГТА отключены, а так же действием АЧР и ЗМН отключены все потребители, за исключением наиболее ответственных. Секционный выключатель в ГРУ электростанции включен. Ожидаемая нагрузка оставшихся фидеров, должна быть равна порядка 30-40% от номинальной мощности одного из резервных ДГУ. Далее, через малое время ∆t, происходит автоматический запуск ДГУ-1.

 

 

Дизель-генераторная установка выходит на обороты холостого хода, после чего автоматически включает свой генераторный выключатель и подает напряжение на шины главного распределительного устройства. При этом ДГУ-1 одновременно подает напряжение на неотключенных по АЧР и ЗМН ответственных потребителей, а также на собственные нужды ГТЭС-12 и ГТЭС-18. Промежуток времени от автоматического запуска ДГУ до подачи напряжения на ГРУ может составлять от 30сек до 1мин. В группу ответственных потребителей должно быть отнесено максимально возможное количество потребители первой категории, в соответствии с ПУЭ.

Следом за ДГУ-1 запускается ДГУ-2 и автоматически или вручную (в зависимости от режима) синхронизируется с ДГУ-1. Оперативный персонал подает напряжение еще на несколько отходящих фидеров ГРУ и загружает ДГУ-1 и ДГУ-2. Затем запускается ДГУ-3 и синхронизируется с ДГУ-1 и ДГУ-2. Оперативный персонал подает напряжение на максимально возможное количество отходящих фидеров ГРУ согласно загрузке ДГУ-1,2,3.

Параллельно с запуском ДГУ и подачей напряжения на отходящие фидера ГРУ, производится запуск одного из ГТА, а также завершается цикл аварийного останова ГТА, которые были в работе до аварии. После того, как все ДГУ будут запущены и подано напряжение на максимально возможное количество отходящих фидеров ГРУ, происходит синхронизация ГТА с ДГУ, перевод нагрузки на ГТА и последующее отключение маневренных ДГУ. По мере ввода все больших мощности ГТА персонал производит включение всех оставшихся потребителей.

Использование автоматического запуска ДГУ в комплексе с АЧР и ЗМН сокращает время между пропаданием и подачей напряжения на шины электростанции.

Предложения по совершенствованию устройств релейной защиты и автоматики генераторов и других присоединений главной схемы электрических соединений, отходящих фидеров. 

Повысить надежность работы устройств релейной защиты и автоматики возможно благодаря: 
 внедрению микропроцессорной элементной базы, 
 соблюдению требований эксплуатации.

Опыт эксплуатации систем электроснабжения показал, что возможности повышения надежности функционирования находящихся в эксплуатации аналоговых устройств РЗА исчерпаны. Применение микропроцессорных устройств РЗА (далее МП РЗА) открывает широкие возможности качественного повышения надежности их функционирования.

 

МП РЗА имеют равные или лучшие показатели надежности и значительно меньшие трудозатраты на техобслуживание по сравнению с традиционными системами. Использование передовых цифровых технологий обеспечивает устройствам защиты, контроля и управления следующие основные преимущества:  
 расширение функций контроля и управления; 
 рационализация экономических затрат; 
 безопасность и надежность.

В настоящее время Российский рынок МП РЗА, предназначенных для защиты и автоматики в сетях 6-35кВ, представлен следующими основными производителями: ИЦ «Бреслер», Siemens, Schneider Electric, ООО «АББ Автоматизация», НТЦ «Механотроника», ЗАО «Радиус Автоматика», Areva. По соотношению «цена–функциональность–качество» одним из оптимальных вариантов является МП РЗА типа Sepam производства компании Schneider Electric.

На «Нарьян-Марской электростанции» на сегодняшний день установлены МП РЗА производства: Schneider Electric и ООО «АББ Автоматизация». В РУ-6кВ ГТЭС-12 для защиты генераторов используются терминалы АВВ Spac803С1 совместно со Spau331С3. Для защиты генераторов ГТЭС-18 используются Sepam1000+ G87, а также S42 для защиты кабельной линии. На ячейках линии связи с РУ-6кВ ДЭС используются Sepam1000+ S40.

Использование разных типов устройств МП РЗА усложняет задачу их эксплуатации, в силу наличия своей специфики у каждого из производителей. В дальнейшем рекомендуется стремиться к унификации типов МП РЗА. На ГТЭС-18 в настоящее время применяются Sepam1000+, поэтому для защиты и автоматики присоединений ЗРУ-6 кВ целесообразно применить тот же тип МП РЗА, что и на всей электростанции.

Цифровые терминалы серии Sepam1000+ обладают всеми стандартными функциями микропроцессорных защит: измерением, релейной защитой, системной автоматикой, самодиагностикой, диагностикой работы коммутационного аппарата и сети, цифровым осциллографированием, связью с системой АСУ по интерфейсу RS-485 с открытым протоколом Modbus. Данные устройства имеют модульную конструкцию и программное формирование защит. Терминалы Sepam имеют 16 типов времятоковых характеристик защит, что позволяет использовать их для работы совместно с другими устройствами релейной защиты, включая электромеханические реле.

Sepam серии 40 позволяет одновременно измерять токи и напряжения, что  обеспечивает реализацию направленных защит, благодаря чему возможно выполнить защиты вводов, работающих параллельно, защиты от замыканий на землю. Кроме этого, Sepam серии 40 позволяет реализовать функции АЧР и ЗМН.

В 40-й серии имеется редактор логических уравнений, позволяющий реализовать различные функции автоматики. Цифровой осциллограф обеспечивает запись 12 аналоговых и 16 дискретных параметров на временном промежутке до 20 секунд. В энергонезависимой памяти реле сохраняется подробный журнал последних 200 аварийных состояний и осциллограммы последних 5 аварийных режимов. Устройства серии 40 позволяют выполнять технический учет электроэнергии.

Sepam серии 80 может использоваться для защиты любого электроэнергетического оборудования в сетях 6-35кВ. Устройства серии 80 обладают всеми необходимыми защитами, имеют большое число дискретных входов и выходных реле. Это позволяет применять такие терминалы в устройствах сложной системной автоматики. Цифровые терминалы Sepam серии 80 применяются для защиты генераторов средней и большой мощности.

Применение Sepam в качестве устройств защиты присоединений 6кВ позволит интегрировать МП РЗА в систему диспетчерского управления электростанции, а так же организовать ЛЗШ, УРОВ.

Подробное описание технических возможностей устройств Sepam1000+ серий 20, 40 и 80 даны в приложении П5. 

Микропроцессорные устройства РЗА типа Sepam1000+ серии 10, 20, 40, 80.

 

 

Совершенствование устройств РЗА на электростанции предлагается  производить комплексно, а именно: 
 совершенствование устройств РЗА генераторов;  
 совершенствование устройств РЗА вводов от ГТЭС-12,18 (линии связи); 
 совершенствование устройств РЗА отходящих линий.

Для защиты генераторов вновь устанавливаемых маневренных ДГУ мощностью 2-2,5МВт рекомендуется применить МП РЗА типа Sepam G87.

Регламентированный ПУЭ минимальный набор защит для генераторов мощностью более 1 МВт приведен в таблице.

Для защиты линий связи с ГТЭС-12 и ГТЭС-18, с целью реализации параллельной работы вводов, рекомендуется установка Sepam S42 в вводных ячейках ЗРУ-6кВ.

Для реализации функций АЧР, ЗМН, защиты от ОЗЗ рекомендуется применение на отходящих линиях Sepam серии 40.

Применение на СВ ЗРУ-6кВ Sepam серии 40 или Sepam серии 80 с наличием функции контроля синхронизма – требуется определить проектом.

Рекомендации по замене существующих устройств РЗА на Sepam с целью унификации устройств и организации на электростанции системы диспетчерского управления: 
 замена Spac803 и Spau331 на Sepam G87 на генераторах ГТА-1, ГТА-2 ГТЭС-12; 
 установка Sepam S40 в ячейках линий связи РУ-6кВ ГТЭС-12.

Рекомендованная схема расстановки устройств РЗА на схеме электростанции приведена на рисунке.

 
Цены на продукцию компании Schneider Electric на 2009г. (базовая комплектация): 
 SEPAM с дисплеем (русский интерфейс) типа S20 - € 1 080; 
 SEPAM с дисплеем (русский интерфейс) типа S40 - € 2 427; 
 SEPAM с дисплеем (русский интерфейс) типа S41 - € 2 993; 
 SEPAM с дисплеем (русский интерфейс) типа S42 - € 3 595; 
 SEPAM с дисплеем (русский интерфейс) типа Т40 - € 2 596; 
 SEPAM с дисплеем (русский интерфейс) типа G40 - € 2 958; 
 SEPAM с дисплеем (русский интерфейс) типа S80 - € 3 869; 
 SEPAM с дисплеем (русский интерфейс) типа G87 - € 6 209.

Повышение качества эксплуатации, обслуживания и ремонта

Повышение качества эксплуатации, обслуживания и ремонта оборудования  позволит повысить надежность работы электростанции.

Совершенствование технического обслуживания заключается в:
 оптимизации периодичности и глубины капитальных ремонтов; 
 снижении продолжительности аварийных ремонтов.

Для поддержания оборудования в работоспособном состоянии в течение всего периода эксплуатации необходимо выполнять обслуживание оборудования согласно рекомендациям завода-изготовителя (ПТЭ 5.4.29).

Периодичность и объемы работ по обслуживанию выключателей приведены в «Инструкции по эксплуатации масляных выключателей 6-10 кВ». Выдержки из инструкции приведены в приложении П3.

Организационные и технические мероприятия по обслуживанию устройств РЗА, а также мероприятия по текущей эксплуатации приведены в СО 34.35.302-2006 «Инструкция по организации и производству работ в устройствах релейной защиты и электроавтоматики электростанций и подстанций». Виды технического обслуживания устройств РЗА, их периодичность регламентируется РД 153-34.3-35.613-00 «Правила технического обслуживания устройств релейной защиты и электроавтоматики электрических сетей 0,4 – 35 кВ». Выдержки из правил приведены в приложении П4. Ведение технической документации на устройства РЗА регламентирует ПТЭ 5.9.10.

Повышение качества ремонта оборудования, увеличивает межремонтные сроки, снижает затраты труда и материальных средств. Такой ремонт должен производиться квалифицированным персоналом.

При выборе наиболее целесообразного времени вывода оборудования в ремонт необходимо совмещение планово-предупредительного ремонта (ППР) электрооборудования с ППР технологического оборудования.

Правила технической эксплуатации дизельных электростанций (ПТЭДЭ) дают описание организации эксплуатации на ДЭС. В ПТЭДЭ приведен список оперативной документации, которую должен вести дежурный персонал ДЭС.

Отдельно следует отметить, что с появлением на электростанции нового микропроцессорного оборудования возникает необходимость обучения обслуживающего персонала новым устройствам.

Также следует уделить внимание обеспечению пожарной безопасности электротехнических сооружений (помещение РУ ДЭС, кабельные каналы и др.) и внедрению устройств телесигнализации и локализации пожаров на электростанции.