СТО Газпром 2-6.2-300-2009

 

  Главная       Учебники - Газпром      СТО Газпром 2-6.2-300-2009

 поиск по сайту

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

СТО Газпром 2-6.2-300-2009

 

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»

Общество с ограниченной ответственностью «Научно-исследовательский

институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ»

Общество с ограниченной ответственностью «Газпром экспо»

СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ

СТО Газпром 2-6.2-300-2009

ДОКУМЕНТЫ НОРМАТИВНЫЕ ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ, СТРОИТЕЛЬСТВА И ЭКСПЛУАТАЦИИ ОБЪЕКТОВ ОАО «ГАЗПРОМ»

ПРИМЕНЕНИЕ АВАРИЙНЫХ ИСТОЧНИКОВ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ НА ОБЪЕКТАХ ОАО «ГАЗПРОМ»

ОКС 29.020

Дата введения - 30.11.2009

Предисловие

1.

РАЗРАБОТАН

Обществом с ограниченной ответственностью «Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ» с участием специалистов структурных подразделений, организаций и дочерних обществ ОАО «Газпром»

 

2.

ВНЕСЕН

Управлением энергетики Департамента по транспортировке, подземному хранению и использованию газа ОАО «Газпром»

 

3.

УТВЕРЖДЕН

И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ

распоряжением ОАО «Газпром» от 15 января 2009 № 3

 

4.

ВЗАМЕН

РД 51-0158623-06-95 «Применение аварийных источников электроэнергии на КС МГ, УКПГ и других объектах газовой промышленности»

 

Содержание

Введение

1. Область применения

2. Нормативные ссылки

3. Термины, определения и сокращения

4. Режимы работы и расчетная мощность источников аварийного электроснабжения объектов ОАО «Газпром»

5. Общие технические требования к источникам аварийного электроснабжения

5.1. Общие положения

5.2. Требования к аварийным электростанциям

5.3. Требования к агрегатам бесперебойного питания

6. Схемы подключения источников аварийного электроснабжения

7. Требования безопасности

8. Правила приемки

9. Условия эксплуатации источников аварийного электроснабжения. Показатели надежности

Приложение А (обязательное) Основные характеристики дизельного топлива

Приложение Б (рекомендуемое) Схемы подключения источников аварийного электроснабжения

Библиография

 

Введение

Настоящий стандарт разработан взамен РД 51-0158623-06-95 «Применение аварийных источников электроэнергии на КС МГ, УКПГ и других объектах газовой промышленности».

Настоящий стандарт разработан в связи с обновлением нормативных документов ОАО «Газпром», правил и директивных материалов государственных органов надзора, инструкций по эксплуатации электростанций, электроустановок и электрооборудования, а также с учетом опыта эксплуатации источников аварийного электроснабжения в дочерних обществах и организациях ОАО «Газпром».

В разработке настоящего стандарта принимал участие авторский коллектив: С.И. Джигало, С.Ю. Сальников, Л.В. Сафронова, А.А. Челазнов (ООО «ВНИИГАЗ»), С.Н. Великий, С.А. Головатов, С.В. Голубев, В.Г. Крайнов, В.Б. Лезнов (ОАО «Газпром»).

1. Область применения

1.1. Настоящий стандарт регламентирует применение источников аварийного электроснабжения на объектах ОАО «Газпром».

1.2. Настоящий стандарт устанавливает требования к источникам аварийного электроснабжения (электростанциям с дизельным, газотурбинным приводом и агрегатам бесперебойного питания), предназначенным для использования в качестве независимых источников питания для электроприемников особой группы и электроприемников первой категории, определенных ПУЭ [1].

1.3. Настоящий стандарт является обязательным для всех дочерних обществ и организаций ОАО «Газпром», осуществляющих проектирование, строительство, реконструкцию и эксплуатацию объектов электроснабжения, проведение сертификации и подтверждение сертификатов соответствия.

1.4. Настоящий стандарт может служить нормативной базой и основанием для разработки технических заданий и проведения опытно-конструкторских работ по созданию электростанций и устройств, применяемых в качестве источников аварийного электроснабжения на объектах ОАО «Газпром».

1.5. Настоящий стандарт не распространяется на источники аварийного электроснабжения объектов ОАО «Газпром» морского базирования и линейных потребителей магистральных газопроводов.

2. Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ 12.1.003-83 Система стандартов безопасности труда. Шум. Общие требования безопасности

ГОСТ 12.1.004-91 Система стандартов безопасности труда. Пожарная безопасность. Общие требования

ГОСТ 12.1.005-88 Система стандартов безопасности труда. Санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны

ГОСТ 12.1.012-90 Система стандартов безопасности труда. Вибрационная безопасность. Общие требования

ГОСТ 12.1.019-79 Система стандартов безопасности труда. Электробезопасность. Общие требования и номенклатура видов защиты

ГОСТ 12.2.007.0-75 Система стандартов безопасности труда. Изделия электротехнические. Общие требования безопасности

ГОСТ 12.4.040-78 Система стандартов безопасности труда. Органы управления производственным оборудованием. Обозначения

ГОСТ 15.005-86 Система разработки и поставки продукции на производство. Создание изделий единичного и мелкосерийного производства, собираемых на месте эксплуатации

ГОСТ 305-82 Топливо дизельное. Технические условия

ГОСТ 10032-80 Дизель-генераторы стационарные, передвижные, судовые вспомогательные. Технические требования к автоматизации

ГОСТ 10511-83 Системы автоматического регулирования частоты вращения (САРЧ) судовых, тепловозных и промышленных дизелей. Общие технические требования

ГОСТ 13109-97 Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения

ГОСТ 13822-82 Электроагрегаты и передвижные электростанции, дизельные. Общие технические условия

ГОСТ 14254-96 (МЭК 529-89) Степени защиты, обеспечиваемые оболочками (Код IP)

ГОСТ 16504-81 Система государственных испытаний продукции. Испытания и контроль качества продукции. Основные термины и определения

ГОСТ 19431-84 Энергетика и электрификация. Термины и определения

ГОСТ 20375-83 Электроагрегаты и передвижные электростанции с двигателями внутреннего сгорания. Термины и определения

ГОСТ 26416-85 Агрегаты бесперебойного питания на напряжение до 1 кВ. Общие технические условия

ГОСТ 28775-90 Агрегаты газоперекачивающие с газотурбинным приводом. Общие технические условия

ГОСТ 29328-92 Установки газотурбинные для привода турбогенераторов. Общие технические условия

ГОСТ Р 12.3.047-98 Система стандартов безопасности труда. Пожарная безопасность технологических процессов. Общие требования. Методы контроля

ГОСТ Р 12.4.026-2001 Система стандартов безопасности труда. Цвета сигнальные, знаки безопасности и разметка сигнальная. Назначения и правила применения. Общие технические требования и характеристики. Методы испытаний

ГОСТ Р 15.201-2000 Система разработки и постановки продукции на производство. Продукция производственно-технического назначения, Порядок разработки и постановки продукции на производство

ГОСТ Р 50783-95 Электроагрегаты и передвижные электростанции с двигателями внутреннего сгорания. Общие технические требования

ГОСТ Р 50969-96 Установки газового пожаротушения автоматические. Общие технические требования. Методы испытаний

ГОСТ Р 51249-99 Двигатели внутреннего сгорания поршневые. Выбросы вредных веществ с отработавшими газами. Нормы и методы определения

ГОСТ Р 51250-99 Двигатели внутреннего сгорания поршневые. Дымность отработавших газов. Нормы и методы определения

СТО Газпром 2-2.3-141-2007 Энергохозяйство ОАО «Газпром». Термины и определения

СТО Газпром 2-6.2-149-2007 Категорийность электроприемников промышленных объектов ОАО «Газпром»

Примечание - При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов по соответствующим указателям, составленным на 1 января текущего года, и по информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться замененным (измененным) стандартом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

3. Термины, определения и сокращения

3.1. В настоящем стандарте применены термины в соответствии с СТО Газпром 2-2.3-141, а также следующие термины с соответствующими определениями и сокращениями:

3.1.1. аварийная защита электроагрегата (электростанции): Комплекс технических средств, предупреждающих или ограничивающих развитие аварийного режима в электроагрегате (электростанции).

[ГОСТ 20375-83, пункт 38]

 

3.1.2. аварийный источник электроснабжения: Источник электроснабжения, обеспечивавший гарантированную работу электроприемников первой категории и особой группы электроприемников первой категории на определенное время.

[СТО Газпром 2-2.3-141-2007, пункт 3.3.48]

3.1.3. аварийная электростанция: Электростанция, предназначенная для работы в качестве аварийного источника электроснабжения.

3.1.4. категория электроприемников: Формализованное обозначение требований к степени надежности электроснабжения электроприемников.

[СТО Газпром 2-2.3-141-2007, пункт 3.3.34]

 

3.1.5. контрольные испытания: Испытания, проводимые для контроля качества объекта.

[ГОСТ 16504-81, пункт 36]

3.1.6. комплектное распределительное устройство; КРУ: Распределительное устройство, состоящее из полностью или частично закрытых шкафов или блоков со встроенными в них коммутационными аппаратами, оборудованием, устройствами защиты и автоматики, поставляемое в собранном или полностью подготовленном для сборки виде.

3.1.7. комплектная трансформаторная (преобразовательная) подстанция: КТП Подстанция, состоящая из трансформаторов (преобразователей) и блоков (КРУ или КРУН и других элементов), поставляемых в собранном или полностью подготовленном для сборки виде. Комплектные трансформаторные (преобразовательные) подстанции (далее КТП, КПП) или их части, устанавливаемые в закрытом помещении, относятся к внутренним установкам; устанавливаемые на открытом воздухе - к наружным установкам.

[СТО Газпром 2-2.3-141-2007, пункт 3.3.116]

 

3.1.8. наброс нагрузки электроагрегата (электростанции): Мгновенное включение нагрузки электроагрегата (электростанции).

[ГОСТ 20375-83, пункт 62]

 

3.1.9. нагрузка электроагрегата (электростанции): Мощность, которую отдает электроагрегат (электростанция) в данный момент времени.

[ГОСТ 20375-83, пункт 59]

 

3.1.10. нейтраль: Общая точка соединенных в звезду обмоток (элементов) электрооборудования.

[СТО Газпром 2-2.3-141-2007, пункт 3.3.72]

 

3.1.11. номинальная мощность электроагрегата (электростанции): Мощность, развиваемая электроагрегатом (электростанцией) без ограничения времени работы при номинальных значениях напряжения, тока, частоты вращения, частоты переменного тока, коэффициента мощности и при номинальных условиях эксплуатации, с учетом возможности развития максимальной мощности.

[ГОСТ 20375-83, пункт 55]

 

3.1.12. потребитель электрической энергии: Электроприемник или группа электроприемников, объединенных технологическим процессом и разметающихся на определенной территории.

[ПУЭ [1], пункт 1.2.8]

 

3.1.13. приемник электрической энергии (электроприемник): Аппарат, агрегат и др., предназначенный для преобразования электрической энергии в другой вид энергии.

[ПУЭ [1], пункт 1.2.7]

 

3.1.14. приемосдаточные испытания: Контрольные испытания продукции при приемочном контроле.

[ГОСТ 16504-81, пункт 47]

 

3.1.15. типовые испытания: Контрольные испытания выпускаемой продукции, проводимые с целью оценки эффективности и целесообразности вносимых изменений в конструкцию, рецептуру или технологический процесс.

[ГОСТ 16504-81, пункт 50]

 

3.1.16. электрическая подстанция: Электроустановка, предназначенная для преобразования и распределения электрической энергии.

[ГОСТ 19431-84, пункт 37]

 

3.1.17. электрическая сеть: Совокупность электроустановок для передачи и распределения электрической энергии, состоящая из подстанций, распределительных устройств, токопроводов, воздушных и кабельных линий электропередачи, работающих на определенной территории.

[ПУЭ [1], пункт 1.2.6]

 

3.1.18. электроагрегат: Электроустановка, состоящая из двигателя-генератора, устройства управления и оборудования, необходимого для обеспечения автономной работы.

[СТО Газпром 2-2.3-141-2007, пункт 3.3.22]

 

3.1.19. электростанция: Электроустановка, предназначенная для производства электрической или электрической и тепловой энергии, состоящая из строительной части, оборудования для преобразования различных видов энергии в электрическую или электрическую и тепловую, вспомогательного оборудования и электрических распределительных устройств.

[СТО Газпром 2-2.3-141-2007, пункт 3.3.21]

3.2. В настоящем стандарте использованы также следующие сокращения:

АБ - аккумуляторная батарея;

АБП - агрегат бесперебойного питания;

АВО - аппарат воздушного охлаждения;

АВР - автоматическое включение резервного питания;

АСУ - автоматизированная система управления;

ГПА - газоперекачивающий агрегат;

ГСМ - горюче-смазочные материалы;

ГТУ - газотурбинная установка;

ГТЭС - газотурбинная электростанция;

ДКС - дожимная компрессорная станция;

ДЭС - дизельная электростанция;

ЗИП - запасные части, инструменты и принадлежности;

КВОУ - комплексное воздухоочистительное устройство;

КЗ - короткое замыкание;

КИП и А - контрольно-измерительные приборы и автоматика;

КРУН - комплектное распределительное устройство наружной установки;

КС - компрессорная станция;

КТПА - комплектная трансформаторная подстанция с аварийным вводом;

МГ - магистральный газопровод;

ПХГ - подземное хранилище газа;

САУ - система автоматического управления;

СВ - секционный выключатель;

ТЗ - техническое задание;

ТСН - трансформатор собственных нужд;

УКПГ - установка комплексной подготовки газа и газового конденсата;

ШГП - шины гарантированного питания;

ЩСН - щит собственных нужд.

4. Режимы работы и расчетная мощность источников аварийного электроснабжения объектов ОАО «Газпром»

4.1. При проведении технико-экономического обоснования применения источников аварийного электроснабжения необходимо учитывать данные о последствиях перерывов электроснабжения электроприемников промышленных объектов ОАО «Газпром» и возможной длительности отключения при перерывах электроснабжения, приведенные в СТО Газпром 2-6.2-149.

4.2. Нормальным режимом работы аварийной электростанции является автономный режим с обеспечением кратковременной параллельной работы электростанции с внешней питающей сетью в период восстановления напряжения внешней сети.

4.3. Показатели использования и характерные режимы работы аварийной электростанции приведены в таблице 1.

Таблица 1

Показатели использования и режимы работы аварийной электростанции

Назначение источника электроснабжения

Показатели использования

Режимы работы

 

Время работы, ч/год

Число пусков в год

Время непрерывной работы, ч/пуск

Время пуска и приема нагрузки

Аварийный

До 240

Свыше 30

Менее 10

От 5 до 30 с

4.4. Расчетную мощность источника аварийного электроснабжения определяют исходя из типа, количества и мощности одновременно работающих на объекте электроприемников I категории и электроприемников особой группы первой категории надежности электроснабжения, определенных СТО Газпром 2-6.2-149.

4.5. Единичную мощность электроагрегатов аварийной электростанции определяют на основании расчета нагрузок и алгоритма работы основного технологического оборудования, учитывая мощностной ряд, приведенный в ГОСТ Р 50783.

4.6. При разработке проекта электроснабжения объекта должны быть определены:

- допустимое время запуска аварийной электростанции, режим и последовательность набора нагрузки, удовлетворяющие требованиям по обеспечению безопасности технологических объектов;

- соответствие рабочих характеристик аварийной электростанции пусковым нагрузкам и перегрузкам в течение допустимого интервала времени, а также номинальным нагрузкам;

- способность аварийной электростанции обеспечивать электропитанием потребителей при ступенчатом наборе нагрузки без ухудшения параметров сети (напряжение, частота) ниже допустимых проектом пределов как при подключении, так и при отключении самой большой нагрузки.

4.7. Количество установленных источников аварийного электроснабжения и их мощность должны обеспечивать питание электроприемников первой категории и других ответственных электроприемников, определяемых проектным решением.

5. Общие технические требования к источникам аварийного электроснабжения

5.1. Общие положения

5.1.1. Источники аварийного электроснабжения предназначены для обеспечения работы электроприемников первой категории и особой группы электроприемников первой категории объектов дочерних обществ и организаций ОАО «Газпром» в соответствии с требуемым по ГОСТ 13109 и ГОСТ Р 50783 (для ДЭС) в части поддержания частоты и напряжения, качеством электроэнергии и уровнем надежности электроснабжения согласно СТО Газпром 2-6.2-149-2007.

5.1.2. При наличии на объекте потребителей питания напряжением 6 (10) кВ возможно использование источника аварийного электроснабжения с генераторным напряжением 6 (10) кВ.

5.1.3. В качестве источников аварийного электроснабжения, как правило, используют дизельные электростанции напряжением 0,4 кВ. В ряде случаев, учитывая специфику объекта, возможно использование газотурбинных электростанций, работающих на жидком топливе (для ГТУ могут быть использованы легкие, не золообразующие и не требующие специальной подготовки виды топлива, такие как авиационные керосины, топлива для реактивных двигателей и быстроходных дизелей [2]).

5.1.4. Для потребителей особой группы первой категории электроснабжения, не допускающих перерыва электроснабжения, должны использоваться АБП, как правило, использующие схему двойного преобразования (on-line) и имеющие в своем составе выпрямители, инверторы и внешние аккумуляторные батареи. Кроме того, при характеристиках внешнего электропитания, не удовлетворяющих требованиям ГОСТ 13109, цепь «выпрямитель - инвертор» может использоваться для фильтрации электрических помех в сети и двойного преобразования входного напряжения в электропитание требуемого качества.

5.1.5. Оборудование, используемое в качестве источников аварийного электроснабжения, должно быть аттестовано, иметь соответствующие сертификаты соответствия, согласованные ОАО «Газпром» технические условия (техническое задание) и разрешение на применение в его дочерних обществах и организациях.

5.1.6. Источники аварийного электроснабжения должны размешаться в непосредственной близости от резервируемого технологического объекта на его территории и соответствовать ВРД 39-1.10-071 [3], Правилам [4], [5], СНиП 21-01-97 [6], СНиП 23-05-95 [7] и НПБ 75-98 [8], НПБ 88-2001 [9], НПБ 104-03 [10], НПБ 105-03 [11], НПБ 110-03 [12].

5.1.7. Территория, прилегающая к источнику аварийного электроснабжения, должна иметь систему пожарного водопровода, молниезащиту, сеть наружного и охранного освещения при применении технических средств охраны.

5.1.8. Источники аварийного электроснабжения должны быть устойчивы к электромагнитным воздействиям, вызванным молниевыми, электростатическими разрядами, и другим воздействиям электромагнитной природы, а также к аварийным и коммутационным переходным процессам в электрических цепях.

5.1.9. Наружное технологическое оборудование, арматура, трубопроводы источников аварийного электроснабжения при использовании в макроклиматических районах с холодным климатом должны быть укомплектованы автоматизированными системами и приборами электрического подогрева с использованием композиционных материалов, обладающих саморегулированием величины тока.

5.1.10. Ремонтопригодность должна обеспечиваться блочной конструкцией электростанции, возможностью замены блоков (модулей) и элементов агрегата на площадке эксплуатации при минимальном объеме монтажных работ с использованием необходимых инструментов, входящих в состав ЗИП.

5.1.11. Конструкция агрегата должна обеспечивать свободный доступ к сборочным единицам и элементам управления, требующим проверки и регулировки.

5.1.12. Аварийные электростанции рекомендуется оборудовать приборами учета выработанной электроэнергии и расхода топлива.

5.2. Требования к аварийным электростанциям

5.2.1. Требования к аварийным дизельным электростанциям.

5.2.1.1. По типу исполнения аварийные электростанции подразделяются на стационарные и контейнерные.

5.2.1.2. Оборудование и системы аварийной электростанции стационарного исполнения должны входить в состав объекта и монтироваться на объекте специализированной организацией в соответствии с проектом электростанции и НТПД-90 [13].

5.2.1.3. Аварийные электростанции с поршневым приводом мощностью до 2000 кВт и ГТУ - независимо от мощности, как правило, следует выполнять в контейнерах.

5.2.1.4. Автоматизация электростанций должна обеспечивать выполнение задач, предусмотренных третьей степенью автоматизации в соответствии с ГОСТ Р 50783.

5.2.1.5. Аварийные электростанции должны обеспечивать гарантированную работу электроприемников первой категории с минимальным технологическим перерывом, приведенным в СТО Газпром 2-6.2-149.

5.2.1.6. ДЭС должна обеспечивать работу на холостом ходу при номинальной частоте вращения в течение не менее 30 мин и допускать длительную работу при минимальных (малых) нагрузках (до 25 % от номинальной мощности).

5.2.1.7. Для аварийной ДЭС должны быть предусмотрены мероприятия по подготовке к быстрому приему нагрузки по ГОСТ 10032.

5.2.1.8. Аварийные ДЭС, находящиеся в режиме автоматического дежурства, в соответствии с Типовой инструкцией [14] и утвержденным эксплуатирующей организацией графиком, следует не менее одного раза в месяц подвергать периодическому опробованию работоспособности в холостом режиме либо под частичной нагрузкой и не менее двух раз в год (в наиболее жаркий и холодный периоды года) - под номинальной эквивалентной нагрузкой продолжительностью не менее 1 ч. Пуски ДЭС следует проводить согласно [14].

5.2.1.9. Аварийная защита ДЭС по всем показателям, кроме понижения давления масла, недопустимого повышения температуры охлаждающей жидкости, тока КЗ и максимальной частоты вращения двигателя, должна быть отключаемой (с переводом на предупредительную сигнализацию).

5.2.1.10. Система регулирования частоты вращения дизеля, в соответствии с ГОСТ 10511, должна обеспечивать следующие показатели:

- номинальный наклон регуляторной характеристики дизеля должен быть от 3 % до 4 % включительно;

- степень непрямолинейности регуляторной характеристики дизеля не должна превышать 1,0 % при наклоне регуляторной характеристики более 2 %;

- степень рассогласования нагрузки при параллельной работе дизелей не должна превышать 7,5 %.

5.2.1.11. Значения показателей качества электроэнергии электроагрегатов при коэффициенте мощности 0,8 и наклоне регуляторной характеристики двигателя 3 %, в соответствии с ГОСТ Р 50783, должны составлять:

а) установившееся отклонение напряжения в установившемся тепловом состоянии:

- при изменении симметричной нагрузки в диапазоне от 10 % до 100 % номинальной мощности не более ± 2 %;

- при неизменной симметричной нагрузке в диапазоне от 10 % до 100 % номинальной мощности не более ± 1 %;

б) переходное отклонение напряжения при сбросе-набросе симметричной нагрузки:

- 100 % номинальной мощности не более ±20 %;

- время восстановления не более 3 с;

- 50 % номинальной мощности не более ±10 %;

- время восстановления не более 2 с;

в) установившееся отклонение частоты при неизменной симметричной нагрузке:

- до 25 % номинальной мощности не более ±1,5 %;

- в пределах от 25 % до 100 % номинальной мощности не более ±1 %;

г) переходное отклонение частоты при сбросе-набросе симметричной нагрузки:

- 100 % номинальной мощности не более ±6 %;

- время восстановления не более 3 с.

5.2.1.12. Аварийные электростанции в ненагруженном состоянии, в соответствии с ГОСТ Р 50783, должны обеспечивать запуск асинхронных короткозамкнутых электродвигателей с пусковым током кратностью до 7 номинального значения и мощностью не менее 50 % при мощности электроагрегата до 500 кВт и не менее 35 % (от номинальной мощности электроагрегата) при мощности электроагрегата до 1000 кВт.

5.2.1.13. Дизельное топливо, используемое для ДЭС аварийного электроснабжения, должно соответствовать требованиям ГОСТ 305, приведенным в приложении А, выдерживать пробу на медную пластинку и не содержать водорастворимых кислот и щелочей, а также механических примесей и воды.

5.2.1.14. Топливный бак должен размещаться в соответствии с требованием изготовителя дизельного электроагрегата. Емкость топливного бака ДЭС контейнерного исполнения должна обеспечивать работу дизельного электроагрегата в течение 8 ч, но не должна превышать 1000 л. Необходимость поставки топливного бака и его емкость для стационарной ДЭС либо возможность использования емкостей склада ГСМ определяются проектом электростанции.

5.2.1.15. Производительность топливоподкачивающих насосов должна превышать расход топлива при работе ДЭС с полной нагрузкой.

5.2.1.16. На складе топлива для аварийной ДЭС следует предусматривать пополняемый трехсуточный запас топлива в зонах с умеренным климатом и десятисуточный - в зонах холодного климата. На топливных баках необходимо предусматривать смотровые и технологические люки.

5.2.1.17. Масляная система должна обеспечивать автоматизированную заправку расходного масляного бака, автоматический долив масла в циркуляционный масляный бак или картер двигателя (в зависимости от типа дизеля), подогрев масла в холодное время года, а также его слив за пределы электростанции.

5.2.1.18. В системах охлаждения ДЭС следует использовать рекомендуемые изготовителями незамерзающие охлаждающие жидкости.

5.2.1.19. При электростартерном пуске от аккумуляторной батареи надежный пуск двигателя должен обеспечиваться не более чем с трех попыток, продолжительность времени включения стартера, в зависимости от типа дизеля и системы пуска, должна быть в пределах от 3 до 12 с. Емкость аккумуляторных батарей должна обеспечивать не менее шести последовательных пусков (без подзарядки аккумуляторных батарей), начиная с холодного состояния, при котором гарантируется пуск.

5.2.1.20. При пневматическом цилиндровом пуске и пневмостартерном пуске с использованием запаса сжатого воздуха вместимость пусковых баллонов должна обеспечивать не менее пяти пусков двигателя (без пополнения пусковых баллонов воздухом), начиная с холодного состояния, при котором гарантируется пуск.

5.2.1.21. Время пуска прогретой ДЭС от подачи команды на пуск до готовности к принятию нагрузки должно соответствовать требованиям технологических процессов объекта, для электроснабжения которого она установлена, техническому заданию на ее разработку и ГОСТ 10032.

5.2.1.22. Выпускная система должна обеспечивать отвод выпускных газов за пределы ДЭС, снижение уровня шума и слив конденсата из глушителя за пределы электростанции.

5.2.1.23. Оборудование и системы ДЭС контейнерного исполнения монтируют в утепленном контейнере. Как правило, контейнер разделяют на два отсека: машинный и электротехнический.

5.2.1.24. Конструктивное исполнение контейнера должно обеспечивать нормальную работу, безопасную и удобную эксплуатацию оборудования, минимальный объем монтажных и пусконаладочных работ (все основное и вспомогательное оборудование должно быть смонтировано в контейнере, в том числе насос подкачки топлива).

5.2.1.25. Конструкция, габариты и прочность контейнера должны обеспечивать возможность его транспортировки автомобильным, водным и железнодорожным транспортом.

5.2.1.26. Следует предусмотреть возможность сбора и вывода наружу ГСМ, попавших на пол контейнера.

5.2.1.27. Система отопления электростанции контейнерного исполнения должна быть электрической с использованием тепловентиляторов для обогрева внутреннего помещения станции и подачи подогретого воздуха в нижнюю часть контейнера в холодное время года. Электрическую систему отопления помещения ДЭС возможно резервировать от теплосети объекта водяным отоплением, отвечающим требованиям ПУЭ [1]. В качестве приборов водяного отопления возможно использование радиаторов, смонтированных над полом контейнера под дизелем, и водяного калорифера с обдувом электровентилятором для обеспечения подачи подогретого воздуха в нижнюю часть контейнера.

5.2.1.28. Система отопления контейнерных ДЭС должна выполняться с учетом климатических зон и обеспечивать возможность ввода в работу после пребывания электростанции при температурах ниже 8 °C с заправленными системами как при наличии, так и при отсутствии внешнего источника электроснабжения. При этом длительность подготовки ДЭС к пуску при температуре наружного воздуха минус 40 °C должна составлять не более 60 мин (для мощностей более 1000 кВт - до 120 мин), включая время пуска подогревателя.

5.2.1.29. Контейнер ДЭС для забора и выброса воздуха при работе блока охлаждения должен быть оборудован управляемыми воздушными клапанами (створками) с электроприводом и встроенным электрообогревом. Клапаны (створки) должны иметь конструкцию, исключающую примерзание открывающихся поверхностей к проемам, а также ручной (дублирующий) привод.

5.2.1.30. Система отопления в холодное время года должна обеспечивать в контейнере температуру в диапазоне от 10 °C до 15 °C, в пространстве между полом и фальшполом - не ниже 8 °C, а в электротехническом отсеке - от 18 °C до 25 °C. Необходимо исключить влияние вентиляционного воздуха в холодное время года на датчик температуры воздуха внутри контейнера.

5.2.1.31. Система вентиляции должна обеспечивать температуру воздуха в отсеке двигателя не более 50 °C.

5.2.1.32. В электростанции стационарного исполнения состав системы отопления и вентиляции должен определяться ее проектом, при этом система должна обеспечивать:

- подачу воздуха для работы электроагрегатов и вентилирование ее помещений;

- температуру воздуха в помещениях в холодное время года - не ниже 15 °C.

5.2.1.33. Машинный зал с электроагрегатами должен иметь приточную и естественную вентиляцию. Кратность обмена воздуха в машинном зале следует принимать в соответствии с ВРД 39-1.10-071-2003 [3] и Правилами [4].

Система вентиляции электростанции должна поддерживать чистоту воздуха, характеризуемую нормами по ГОСТ 13822 и ВРД 39-1.10-071-2003 [3].

5.2.1.34. Производственные помещения стационарной электростанции должны иметь естественное и искусственное освещение согласно СНиП 23-05-95 [7].

5.2.1.35. Электростанция контейнерного исполнения должна быть оборудована следующими системами электрического освещения:

- рабочее освещение - 220 В переменного тока от шкафа собственных нужд контейнера, при этом уровень освещенности от рабочего освещения ДЭС должен составлять не менее:

а) 100 лк - на местах управления;

б) 50 лк - на местах обслуживания;

в) 10 лк - для пола и проходов между оборудованием;

- аварийное освещение - 24 В от аккумуляторных батарей;

- наружное освещение - 220 В переменного тока от шкафа собственных нужд контейнера с управлением по сигналам фотореле в зависимости от наружной освещенности;

- ремонтное освещение - через понижающий трансформатор в соответствии с ПУЭ [1] для помещений с повышенной опасностью.

5.2.1.36. Освещенность панелей и пультов в отсеках ДЭС, где не предусмотрено постоянное пребывание персонала, должна составлять не менее 30 лк.

5.2.1.37. Помещение ДЭС должно относиться к помещению с пожароопасной средой категории П-I (по ПУЭ [1]) и иметь систему автоматического газового пожаротушения.

5.2.1.38. Система пожарной безопасности должна включать:

- автоматическую установку пожарной сигнализации;

- автоматическую установку пожаротушения;

- охранные и пожарные извещатели (в том числе ручные);

- первичные средства пожаротушения.

5.2.1.39. Аварийные и предупредительные сигналы системы пожарной безопасности электростанции должны выводиться на пульт управления технологическим объектом.

5.2.1.40. Аварийная электростанция, в соответствии с ГОСТ Р 12.3.047, должна быть оборудована ручными пожарными извещателями, удовлетворяющими требованиям по минимальной температуре наружного воздуха.

5.2.1.41. Электропитание системы пожарной безопасности - от шкафа собственных нужд контейнера и отдельной аккумуляторной батареи.

5.2.1.42. Система пожарной безопасности должна соответствовать требованиям ГОСТ 12.1.004 и проекту электростанции. Технические требования и проект системы пожаробезопасности ДЭС должны быть выполнены в соответствии с ГОСТ Р 12.3.047, ГОСТ Р 50969, НПБ 75-98 [8], НПБ 88-2001 [9], НПБ 104-03 [10], НПБ 105-03 [11], НПБ 110-03 [12] и согласованы с ООО «Газобезопасность».

5.2.2. Требования к аварийным электростанциям с газотурбинным приводом.

5.2.2.1. В качестве источника аварийного электроснабжения возможно использование электростанций с газотурбинным приводом, допускающих нормальную работу на жидких видах топлива с характеристиками, приведенными в приложении А.

5.2.2.2. Конструкция ГТУ, входящей в состав электростанции, должна удовлетворять требованиям ГОСТ 29328.

5.2.2.3. Системы и конструкция ГТЭС должны обеспечивать возможность ускоренных пусков и приема нагрузки за время не более 3 мин.

5.2.2.4. В качестве рабочего тела (пускового газа), при использовании для запуска ГТУ турбодетандера, следует использовать сжатый воздух от станционного источника.

5.2.2.5. Топливный резервуар ГТЭС должен размещаться в соответствии с требованиями изготовителя, РД [2] и обеспечивать работу ГТУ в течение 8 ч без пополнения. Необходимость поставки топливного резервуара и его емкость либо возможность использования емкостей склада ГСМ определяют на стадии выполнения проекта электростанции.

5.2.2.6. На складе топлива для аварийной ГТУ следует предусматривать пополняемый трехсуточный запас топлива в зонах с умеренным климатом и десятисуточный - в зонах холодного климата.

5.2.2.7. ГТУ должна иметь стопорный клапан, обеспечивающий полное прекращение подачи топлива по команде САУ.

5.2.2.8. Трубопроводы систем топливопитания и маслоснабжения агрегата должны быть выполнены из коррозионно-стойких материалов.

5.2.2.9. Конструкция и характеристики системы смазки и суфлирования должны удовлетворять требованиям ГОСТ 29328.

5.2.2.10. ВОУ должно обеспечивать:

- работу агрегата в пределах назначенных наработок во всех зонах;

- защиту от запыленности атмосферного воздуха - согласно ГОСТ 28775;

- очистку поступающего на вход в двигатель воздуха от промышленной и естественной пыли до состояния, регламентируемого ГОСТ 29328;

- предотвращение попадания в воздушный тракт двигателя посторонних предметов и атмосферных осадков;

- противообледенительную защиту элементов очистки и шумоглушения входного тракта;

- снижение уровня шума.

5.2.2.11. Гидравлическое сопротивление КВОУ не должно превышать 687 МПа (70 кгс/м2). КВОУ должно иметь автоматический байпасный клапан, обеспечивающий нормальную работу ГТУ при засорении или обледенении элементов очистки.

5.2.2.12. Выхлопная система должна обеспечивать отвод и рассеивание продуктов сгорания ГТУ до уровня допустимых концентраций вредных выбросов в рабочей зоне по ГОСТ 12.1.005 и шумоглушение.

5.2.2.13. Система регулирования электростанции должна обеспечивать работу приводного двигателя на всех заданных режимах, а также его защиту при возникновении возможных аварийных ситуаций.

5.2.2.14. Степень статической неравномерности регулирования частоты вращения вала генератора ГТУ должна быть в пределах от 2 % до 5 % номинальной частоты вращения.

5.2.2.15. Степень нечувствительности системы регулирования частоты вращения ГТУ при любой нагрузке не должна превышать 0,2 % номинальной частоты вращения.

5.2.2.16. Допустимый уровень напряжения радиопомех, создаваемый аварийной электростанцией и замеренный на защищенных клеммах генератора, не должен превышать значений, указанных в Нормах 8-95 [15].

5.2.3. Требования к средствам локальной автоматики.

5.2.3.1. САУ одноагрегатной аварийной электростанции должна поставляться в составе комплекта электростанции.

5.2.3.2. САУ аварийной электростанции должна обеспечивать решение следующих задач:

- обеспечение режима горячего резерва электростанции с возможностью запуска и приема нагрузки в течение не более 30 с для ДЭС и 3 мин для ГТУ;

- автоматическая проверка готовности электростанции к пуску;

- холодная прокрутка (для ГТУ);

- автоматический запуск с выводом генератора на номинальную частоту вращения при исчезновении напряжения внешней питающей сети и перевод нагрузки на питание от аварийной электростанции;

- автоматическое (автоматизированное) управление основным оборудованием электростанции;

- автоматическое поддержание заданного режима работы;

- автоматическое регулирование напряжения и частоты вращения генератора;

- отображение текущего состояния наиболее важных параметров двигателя;

- измерение, регистрация и отображение параметров режимов работы;

- предупредительная сигнализация об отклонении режимных параметров и аварийная сигнализация;

- автоматическая защита двигателя по предельным параметрам, защита ГТУ от помпажа;

- обработка и вывод на экран дисплея информации о событиях в текстовой (табличной) и графической форме;

- управление электрической схемой и собственными нуждами электростанции;

- управление вспомогательными системами электростанции;

- контроль и защита по вибрации (для ГТУ);

- информационный обмен (взаимодействие) с системой автоматического управления пожарной охраной и контроля загазованности;

- учет расхода топлива на собственные нужды, времени наработки, числа пусков и других энергоресурсов;

- информационный обмен (взаимодействие) с АСУ вышестоящих уровней управления с применением стандартных протоколов по цифровым каналам связи (передачи данных);

- обеспечение кратковременной параллельной работы аварийной электростанции с внешней питающей сетью в период восстановления напряжения внешней сети;

- автоматическая нормальная остановка электростанции при восстановлении напряжения питающей сети.

5.2.3.3. Между электротехнической и технологической частями аварийной электростанции должен предусматриваться прямой обмен наиболее важными дискретными сигналами (отключение генератора при отказе двигателя, отключение двигателя при отказе генератора, воздействие на регулятор частоты вращения и напряжения).

5.2.3.4. Для обеспечения резервного управления аварийной электростанцией в составе комплекта САУ может быть предусмотрена резервная рабочая станция, оборудованная средствами управления генератором, возбудителем, системой обеспечения собственных нужд и точной ручной синхронизацией. Эта рабочая станция может быть использована для ручного управления электростанцией на случай отказа САУ электростанции. Могут использоваться также и иные варианты резервирования пульта оператора.

5.2.3.5. Для передачи информации в АСУ электроснабжения объекта должен быть зарезервирован канал связи цифровой релейной защиты и автоматики.

5.2.3.6. САУ аварийной электростанции должна обеспечивать приоритет команды на пуск перед другими командами, кроме команды на аварийный останов.

5.2.3.7. В части требований к структуре, комплексу технических средств, диагностированию, устойчивости к внешним воздействующим факторам, надежности, безопасности и эксплуатации САУ аварийной электростанции должна соответствовать требованиям ЭТ-227 [16].

5.3. Требования к агрегатам бесперебойного питания

5.3.1. АБП, использующие схему двойного преобразования, должны содержать инвертор, применяемый для преобразования постоянного напряжения в переменное, коммутационный аппарат с функцией АВР, а также аккумуляторную батарею и выпрямитель для ее заряда.

5.3.2. Общие требования к конструкции, электрическим и электромеханическим параметрам и режимам, а также к устойчивости при внешних воздействиях должны соответствовать ГОСТ 26416.

5.3.3. Аккумуляторная батарея должна быть необслуживаемой, ее работа не должна сопровождаться выделением токсичных веществ и взрывоопасных газов.

5.3.4. Зарядное устройство должно осуществлять автоматическое регулирование зарядного тока аккумуляторной батареи и не допускать ее перезарядки.

5.3.5. Для обеспечения подачи напряжения к нагрузке при выходе из строя инвертора должна быть предусмотрена обводная линия электроснабжения нагрузки - статический байпас.

5.3.6. АБП с двойным преобразованием должен быть оборудован сервисным байпасом для выполнения обслуживания.

6. Схемы подключения источников аварийного электроснабжения

6.1. При проектировании схем электроснабжения технологических объектов ОАО «Газпром» с использованием источников аварийного электроснабжения должны применяться типовые, унифицированные технические решения.

6.2. При подключении аварийной электростанции к специально разработанной для этой цели подстанции серии 2КТПА 6(10)/0,4 кВ, имеющей две секции шин 0,4 кВ с секционным выключателем, рекомендуется схема подключения одной аварийной электростанции к одной из секций шин 0,4 кВ, приведенная на рисунке Б.1 приложения Б, или по одной электростанции на каждую секцию.

Возможно подключение аварийной электростанции одновременно на две секции шин с обеспечением электрической и механической блокировки от одновременного включения автоматических выключателей аварийных вводов КТП. Данное схемное решение требует дополнительного обоснования.

6.3. При нахождении аварийной электростанции в режиме «ожидание» питание потребителей собственных нужд электростанции должно обеспечиваться через ее выходные шины от секций, которые она резервирует.

6.4. При запуске и режиме исчезновения переменного напряжения, а также при аварийном останове электроагрегат не должен требовать источников переменного тока для электроснабжения собственных нужд.

6.5. Схема собственных нужд должна сохранять свои функции при восстановлении напряжения переменного тока после обесточивания.

6.6. Электроснабжение электроприемников, работа которых необходима при повреждении или выводе в ремонт основной линии питания собственных нужд (вентиляция взрывоопасных помещений, освещение, противопожарные устройства и др.), должно быть зарезервировано от другого независимого источника. Для этого конструкция распределительного устройства электростанции должна позволять подключение двух линий питания собственных нужд с ручным переключателем с основной линии на резервную.

6.7. Для питания местных цепей управления, защиты, сигнализации и регулирования в комплекте аварийной электростанции должна быть предусмотрена автономная аккумуляторная батарея напряжением 24 или 220 В.

6.8. Цепи дистанционного управления и сигнализации, а также внешние цепи АВР электростанции, связывающие автоматику электростанции с автоматикой КТП, должны выполняться на постоянном токе 220 В, по возможности с использованием аккумуляторной батареи (источника бесперебойного питания) технологического объекта.

6.9. Плавная электрическая схема должна быть оборудована в объеме, указанном в ПУЭ [1], защитой и автоматикой, обеспечивающей:

- однократность действия АВР и его запрет при КЗ на шинах;

- блокирование устройства АВР резервного питания перед включением аварийной электростанции и во время ее работы;

- защиты минимального напряжения, отключающие автоматические выключатели неответственных потребителей, питающихся от шин 0,4 кВ 2КТПА, для предотвращения перегрузки электростанции;

- блокировку максимальных токовых защит вводов при пуске и самозапуске электродвигателей;

- предотвращение возникновения пожаров в сетях 0,4 кВ посредством устройств дальнего резервирования отказов защит и выключателей;

- взаимодействие автоматики подстанции 2КТПА с САУ аварийной электростанции с помощью устройств и каналов связи для дистанционного управления.

6.10. Для обеспечения необходимой чувствительности защит сети 0,4 кВ при питании от ДЭС следует предусмотреть возможность поставки (по отдельному заказу) электроагрегатов с повышенной мощностью генератора (генератор мощностью - 900 кВт совместно с дизелем мощностью 630 кВт).

6.11. Защиту генераторов до 1 кВ мощностью до 1 МВт с глухозаземленной нейтралью от всех видов повреждений и ненормальных режимов работы следует осуществлять установкой на выводах автоматического выключателя с максимальными расцепителями или выключателя с максимальной токовой защитой в трехфазном исполнении. При наличии выводов со стороны нейтрали указанную защиту, если возможно, следует присоединять к трансформаторам тока, установленным на этих выводах [1].

6.12. Для электростанций, имеющих три и более секций собственных нужд 0,4 кВ, питающихся от рабочих ТСН, и специальный резервный ТСН, резервирующий любую из секций, аварийную электростанцию подключают к шинопроводу 0,4 кВ резервного ТСН. В этом случае, при потере питания на обеих секциях 0,4 кВ КТП, команда на запуск аварийной электростанции должна поступать с выдержкой времени.

6.13. При проектировании систем электроснабжения ГПА следует предусматривать основное питание особо ответственных потребителей и потребителей особой группы от инверторов штатных аккумуляторных батарей, а резервное - от сети переменного тока с системой АВР. Один из вариантов схемы подключения аварийной электростанции и АБП к 2КТПА приведен на рисунке Б.2.

6.14. Для обеспечения потребителей питания напряжением 6 (10) кВ используют аварийные электростанции с соответствующим напряжением. Вариант схемы подключения высоковольтной аварийной электростанции представлен на рисунке Б.3.

6.15. Для защиты от многофазных замыканий в обмотке статора генераторов выше 1 кВ мощностью более 1 МВт, имеющих выводы отдельных фаз со стороны нейтрали, должна быть предусмотрена продольная дифференциальная токовая защита. Защита должна действовать на отключение всех выключателей генератора, на гашение поля, а также на останов двигателя. В зону действия защиты кроме генератора должны входить соединения генератора со сборными шинами электростанции (до выключателя).

7. Требования безопасности

7.1. Электростанции аварийного электроснабжения должны соответствовать требованиям безопасности ПУЭ [1], Правил [5], Межотраслевых правил по охране труда [17] и ГОСТ 12.2.007.0.

7.2. Предельно допустимые значения уровней звукового давления и уровней звука на рабочем месте оператора не должны превышать значений, установленных в ГОСТ 12.1.003.

7.3. Общий уровень вибрации на рабочих местах по ускорению должен соответствовать ГОСТ 12.1.012.

7.4. Содержание выбросов вредных веществ в отработавших газах электростанций аварийного электроснабжения должно соответствовать требованиям ГОСТ Р 51249 и ГОСТ 29328. Параметры дымности отработавших газов дизелей должны соответствовать ГОСТ Р 51250.

7.5. Органы управления электростанции аварийного электроснабжения и контрольно-измерительные приборы должны быть снабжены поясняющими и предупреждающими надписями на русском языке или символами, определяющими их назначение в соответствии с требованиями ГОСТ 12.4.040.

7.6. Знаки безопасности аварийных органов управления электростанции в соответствии с требованиями ГОСТ Р 12.4.026 должны иметь сигнальную (красную) окраску.

7.7. Конструкцией составных частей электростанции должна быть обеспечена безопасность обслуживающего персонала от поражения электрическим током в соответствии с ГОСТ 12.1.019, от травмирования вращающимися и подвижными частями и от получения ожогов от частей, нагретых до высокой температуры.

7.8. Степень защиты по ГОСТ 14254 для электростанций:

- контейнерного исполнения - не ниже IP23;

- стационарной - не ниже IP21.

7.9. Электростанции аварийного электроснабжения должны отвечать требованиям пожарной безопасности по ГОСТ 12.1.004. Помещения электростанций должны иметь систему автоматического газового пожаротушения. Система должна срабатывать после автоматической остановки двигателя по сигналу датчиков системы пожаротушения или с задержкой 10 - 15 с после их срабатывания, в случае если двигатель не остановился. Необходимо предусматривать автоматическую блокировку от включения системы пожаротушения при открытых дверях (проемах) контейнера. Перед включением системы пожаротушения должна срабатывать предупредительная сигнализация.

7.10. Все части электрооборудования, которые могут оказаться под напряжением вследствие повреждения изоляции, должны иметь электрическое соединение с видимым контуром заземления. На электростанции и на топливных баках промежуточного склада топлива для подключения заземления должен быть установлен заземляющий зажим (болт, шпилька) и нанесен знак заземления.

7.11. В зону молниезащиты электростанции аварийного электроснабжения должны входить вентиляционные трубы баков склада ГСМ, баков топлива и масла в помещении электростанции.

7.12. В системах топливо - и маслоподачи следует использовать минимальное количество арматуры, запорных устройств и т.д. Отключающую арматуру предпочтительно выносить за пределы здания электростанции (контейнера).

7.13. Трубопроводы системы теплопередачи и масляной системы необходимо выполнять с минимальным количеством разъемов.

7.14. Должен быть обеспечен доступ к элементам электростанции, имеющим наибольшую вероятность отказа.

7.15. Компоновку оборудования и приборов КИП и А следует выполнять с учетом безопасности обслуживания, удобства ремонта, монтажа и ревизий.

7.16. Оборудование электростанции массой более 50 кг должно иметь специальные устройства, обеспечивающие их перемещение руками или надежное крепление при проведении погрузочно-разгрузочных работ и транспортировании.

7.17. Конструкцией электростанции должно быть исключено попадание топлива и масла на нагретые поверхности двигателя, электрические устройства и в систему впуска воздуха.

7.18. Должны применяться огнестойкие и не распространяющие горение кабели.

8. Правила приемки

8.1. В соответствии с ГОСТ Р 15.201 и ВРД 39-1.10-071-2003 [3] с целью оценки всех определенных ТЗ характеристик и фактических значений показателей, проверки и подтверждения соответствия электростанции или электроагрегата требованиям ТЗ в условиях, максимально приближенных к условиям реальной эксплуатации, требованиям стандартов, оценки технического уровня, а также для принятия решения о возможности применения электростанции или электроагрегата на объектах ОАО «Газпром» проводят приемочные (межведомственные) испытания головного образца по согласованной программе и методике. Испытания проводят на стенде изготовителя либо в условиях эксплуатации.

8.2. Электростанции контейнерного и стационарного исполнения, поставляемые заказчику,* должны подвергаться приемосдаточным испытаниям.

_________________

* Заказчиком электроагрегата (электростанции) выступает ОАО «Газпром» либо уполномоченные им дочерние общества или организации.

8.2.1. В соответствии с ГОСТ 15.005 приемосдаточные испытания электростанции производятся в два этапа:

а) контрольные испытания у изготовителя;

б) приемосдаточные испытания на месте эксплуатации.

8.2.2. Приемосдаточные испытания каждой электростанции проводят по программе и методике, разработанным изготовителем, при этом:

- контрольные испытания проводят по согласованной с ОАО «Газпром» программе и в присутствии представителей заказчика;

- приемосдаточные испытания на месте эксплуатации проводят по согласованным с заказчиком программе и методике. Программа и методика должны отражать специфику работы электростанции в течение 72 ч (из них не менее 8 ч - под номинальной нагрузкой, шесть последовательных пусков, в том числе пуски из «холодного состояния», опробование систем, включение под нагрузку, сброс и наброс нагрузки).

8.2.3. Уровень нагрузки, режимы и продолжительность испытаний определяются программой и методикой испытаний.

8.2.4. На контрольные испытания предъявляется электростанция контейнерного исполнения, прошедшая все виды предшествующего контроля: входной контроль комплектующих изделий и операционный контроль изготовления электростанции.

8.2.5. При контрольных испытаниях у изготовителя проверяется соответствие электростанции требованиям конструкторской (для электростанции контейнерного исполнения) и проектной (для стационарной электростанции) документации, а также требованиям технических условий.

8.2.6. В заключение контрольных испытаний проверяют внешний вид покрытий и маркировки.

8.2.7. После окончания контрольных испытаний у изготовителя производят внутреннюю (барьерную) консервацию оборудования и герметизацию электростанции в соответствии с требованиями изготовителя.

8.2.8. Результаты контрольных испытаний фиксируются в формуляре электростанции.

8.2.9. На приемосдаточные испытания на месте эксплуатации предъявляется электростанция, прошедшая контрольные испытания, сборку и пусконаладочные работы.

8.2.10. При обнаружении в процессе приемосдаточных испытаний дефектов испытания прерывают до выявления причины и устранения дефектов. В случае невозможности или нецелесообразности устранения дефектов, вызванных комплектующими изделиями, их бракуют и заменяют на исправные.

8.2.11. Принятой считается электростанция, прошедшая приемосдаточные испытания, укомплектованная в соответствии с требованиями технических условий и на которую оформлены документы, удостоверяющие приемку.

8.2.12. Результаты приемосдаточных испытаний на месте эксплуатации фиксируют в формуляре электростанции и в акте приемки ее в эксплуатацию.

8.3. При изменении конструкции электростанций контейнерного исполнения, используемых материалов или технологии изготовления, в случае если эти изменения могут оказать влияние на основные параметры и характеристики электростанции и (или) ее эксплуатацию, изготовитель проводит типовые испытания на собственной производственной базе.

8.3.1. Необходимость проведения типовых испытаний определяет изготовитель.

8.3.2. Типовые испытания проводят по программе, включающей проверку показателей и параметров, на которые могут оказать влияние принятые изменения.

8.3.3. Решение о внесении изменений в конструкторскую документацию изготовитель и заказчик принимают совместно по результатам испытаний.

9. Условия эксплуатации источников аварийного электроснабжения. Показатели надежности

9.1. Источники аварийного электроснабжения должны надежно работать в условиях, приведенных в таблице 2.

Таблица 2

Условия эксплуатации источников аварийного электроснабжения

Показатель

Значение

Температура окружающего воздуха, °C

От минус 60 до плюс 50

Относительная влажность воздуха, % (при температуре воздуха 25 °С)

До 98

Высота над уровнем моря, м, не более (без снижения мощности)

1000

Запыленность воздуха, мг/м3

20

кратковременные выпады, мг/м3

До 100

Максимальная скорость воздушного потока, м/с

До 50

Воздействие атмосферных осадков в виде

Дождя, снега, тумана, инея, росы

Дифферент, градусы, не более

10

Крен, градусы, не более

10

9.2. Требования к надежности

9.2.1. В течение межремонтного периода показатели надежности ДЭС должны составлять:

- время непрерывной необслуживаемой работы - 250 ч;

- средняя наработка на отказ - не менее 1500 ч;

- среднее время восстановления - не более 6 ч;

- коэффициент надежности пуска - не ниже 0,98;

- комплексный показатель надежности электростанций - коэффициент оперативной готовности должен быть не ниже 0,99;

- межремонтный ресурс и ресурс до первой переборки дизеля не менее 7000 ч либо 10 лет, включая год хранения ее в законсервированном состоянии на открытой площадке;

- срок службы электростанции - 20 лет.

9.2.2. В течение межремонтного периода показатели надежности ГТУ должны составлять:

- средняя наработка на отказ (в пиковом классе использования) - не менее 800 ч;

- условный коэффициент готовности - не менее 0,97;

- коэффициент технического использования - не менее 0,95;

- коэффициент надежности пусков - не менее 0,95;

- коэффициент готовности - не менее 0,98;

- средний ресурс между капитальными ремонтами на ГТУ с конвертированными авиационными и судовыми двигателями устанавливают в ТУ на ГТУ конкретного типа;

- срок службы электростанции - 20 лет.

9.2.3. АБП должны обеспечивать следующие показатели надежности:

- наработка на отказ единичных агрегатов - не менее 8000 ч;

- вероятность безотказной работы агрегатов - не менее 0,9;

- среднее время восстановления агрегата - не более 8 ч;

- ресурс агрегатов - не менее 40000 ч;

- срок службы агрегатов - не менее 10 лет.

Приложение А
(обязательное)
Основные характеристики дизельного топлива

Таблица А.1

Основные характеристики дизельного топлива по ГОСТ 305

Характеристика

Значение характеристики топлива

Л1)

З2)

А3)

Цетановое число, не менее

45

45

45

Температура перегонки, °C, фракционного состава:

 

 

 

- 50 %

< 280

< 280

< 255

- 96 %

< 360

< 340

< 330

Кинематическая вязкость при 20 °C, мм2/с (сСт)

3,0 - 6,0

1,8 - 5,0

1,5 - 4,0

Зольность, %, не более

0,01

0,01

0,01

Температура вспышки, определяемая в закрытом тигле °C, не ниже:

 

 

 

- для тепловозных и судовых дизелей и газовых турбин

62

40

35

- для дизелей общего назначения

40

35

30

Температура застывания, °C, не выше, для климатической зоны:

 

 

 

- умеренной

-10

-35

-

- холодной

-

-45

-55

Коксуемость 10 %-ного остатка, %, не более

0,20

0,30

0,30

Температура помутнения °C, не выше, для климатической зоны:

 

 

 

- умеренной

-5

-25

 

- холодной

 

-35

 

Кислотность, мг КОН на 100 см3 топлива, не более

5

5

5

Массовая доля серы, %, не более:

 

 

 

- в топливе вида I

0,20

0,20

0,20

- в топливе вида II

0,50

0,50

0,40

1) Л (летнее) - для эксплуатации при температуре окружающего воздуха 0 °C и выше.

2) З (зимнее) - для эксплуатации при температуре окружающего воздуха минус 20 °C и выше (температура застывания топлива не выше минус 35 °C) и минус 30 °C и выше (температура застывания топлива не выше минус 45 °C).

3) А (арктическое) - для эксплуатации при температуре окружающего воздуха минус 50 °C и выше.

Приложение Б
(рекомендуемое)
Схемы подключения источников аварийного электроснабжения

Рисунок Б.1 - Схема подключения аварийной электростанции к 2КТПА на одну секцию шин

Рисунок Б.2 - Схема подключения аварийной электростанции и АБП к 2КТПА

Рисунок Б.3 - Схема подключения высоковольтной аварийной электростанции

Библиография

 [1]

Приказ Министерства топлива и энергетики Российской Федерации от 8 июля 2002 г. № 204 «Об утверждении глав правил устройства электроустановок»

[2]

Руководящий документ

РАО «ЕЭС России»

РД 34.44.102-97

Руководящие указания по проектированию хозяйств жидкого топлива газотурбинных и парогазовых ТЭС

[3]

Ведомственный руководящий

документ ОАО «Газпром»

ВРД 39-1.10-071-2003

Правила технической эксплуатации электростанций собственных нужд объектов ОАО «Газпром»

[4]

Правила технической эксплуатации дизельных электростанций (утверждены Комитетом электроэнергетики Министерства топлива и энергетики Российской Федерации 09.02.1993)

[5]

Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей (утверждены Минэнерго Российской Федерации 13.01.2003)

[6]

Строительные нормы и правила СНиП 21-01-97

Пожарная безопасность зданий и сооружений

[7]

Строительные нормы и правила СНиП 23-05-95

Естественное и искусственное освещение

[8]

Нормы пожарной безопасности МЧС России НПБ 75-98

Приборы приемно-контрольные пожарные. Приборы управления пожарные. Общие технические требования. Методы испытаний

[9]

Нормы пожарной безопасности МЧС России НПБ 88-2001

Установки пожаротушения и сигнализации. Нормы и правила проектирования

[10]

Нормы пожарной безопасности МЧС России НПБ 104-03

Система оповещения и управления эвакуации людей при пожарах в зданиях и сооружениях (с изменениями)

[11]

Нормы пожарной безопасности МЧС России НПБ 105-03

Определение категорий помещений, зданий и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности

[12]

Нормы пожарной безопасности МЧС России НПБ 110-03

Перечень зданий, сооружений, помещений и оборудования, подлежащих защите автоматическими установками пожаротушения и автоматической пожарной сигнализацией

[13]

Нормы технологического проектирования Минэнерго СССР НТПД-90

Нормы технологического проектирования дизельных электростанций

[14]

Типовая инструкция по эксплуатации и опробованию аварийных электростанций промышленных объектов ОАО «Газпром» (утверждена ОАО «Газпром» 10.01.2006)

[15]

Нормы Государственной комиссии по радиочастотам при Минсвязи РФ Нормы 8-95

Радиопомехи индустриальные. Электроустройства, эксплуатируемые вне жилых домов. Предприятия на выделенных территориях или в отдельных зданиях. Допустимые значения. Методы испытаний

[16]

Технические требования РАО «Газпром» ЭТ-227

Технические требования к АСУ ТП электростанций РАО «Газпром»

[17]

Межотраслевые правила по охране труда Минэнерго России и Минтруда России ПОТ Р М-016-2001

РД 153-34.0-03.150-00

Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок

Ключевые слова: источник аварийного электроснабжения, дизельная электростанция, режим работы, общие технические требования, электроагрегат, защита, схемы подключения, условия эксплуатации