РЕКОМЕНДАЦИИ
ПО ВЫБОРУ УСТАВОК (ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ И ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ)
УСТРОЙСТВ АВР СЕТЕВЫХ НАСОСОВ ПРИ КРАТКОВРЕМЕННЫХ НАРУШЕНИЯХ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ С УЧЕТОМ ПЕРЕХОДНЫХ ГИДРАВЛИЧЕСКИХ РЕЖИМОВ

РАЗРАБОТАНО Филиалом ОАО "Инженерный центр ЕЭС" - "Фирма ОРГРЭС" и ОАО "Мосэнерго" (ТЭЦ-23)

Исполнители Л.П.Канина, Г.А.Чапкина (Филиал ОАО "Инженерный центр ЕЭС" - "Фирма ОРГРЭС"), В.Х.Георгиади (ТЭЦ-23)

ВВЕДЕНИЕ

Процесс централизованного теплоснабжения состоит из подготовки сетевой воды на источнике тепла (ТЭЦ, котельная), транспорта сетевой воды по тепловым сетям и использования сетевой воды в теплоприемниках потребителей (отопление, горячее водоснабжение, вентиляция, технологические процессы). При этом все элементы системы теплоснабжения связаны общностью режима работы.

Одним из важных условий нормальной работы системы теплоснабжения является создание гидравлического режима, обеспечивающего давление в тепловой сети, достаточное для подачи в теплопотребляющие установки сетевой воды в соответствии с заданной тепловой нагрузкой. Гидравлический режим определяется характеристиками основных элементов системы теплоснабжения: теплоподогревательной установки с сетевыми насосами, тепловой сети с насосами и дроссельными станциями и теплопотребляющих установок. Циркуляция сетевой воды в системе теплоснабжения обеспечивается сетевыми насосами источника тепла и насосно-перекачивающими станциями (НПС). Нормальное функционирование сетевых насосов в системе теплоснабжения непосредственно зависит от электроснабжения электродвигателей (ЭД) сетевых насосов (рис.1).

Рис.1. Функционирование сетевых насосов в системе теплоснабжения

При нарушениях нормального гидравлического режима, обусловленных аварийными отключениями насосных групп источников тепла и насосных станций либо несанкционированным закрытием регуляторов (клапанов рассечки) магистральных тепловых сетей, как показывает опыт эксплуатации систем теплоснабжения, могут возникать переходные гидравлические режимы, сопровождающиеся возникновением недопустимых давлений по условиям прочности оборудования [1-8].

Нарушения электроснабжения ЭД сетевых насосных агрегатов (СНА) на источнике тепла обусловливают быстрое снижение частоты вращения ЭД СНА и, следовательно, изменение расхода сетевой воды через останавливающиеся сетевые насосы и давления в обратном и подающем коллекторах источника тепла.

При этом в обратном коллекторе источника тепла вследствие торможения потока сетевой воды возникает повышение давления, которое может представлять опасность как для оборудования источника тепла (сетевых подогревателей и встроенных теплофикационных пучков конденсаторов), так и для оборудования теплопотребляющих установок. В подающем коллекторе источника тепла возникает понижение давления. Помимо повышения давления в переходных гидравлических режимах существенную опасность представляет понижение давления, при котором возможно вскипание высокотемпературного теплоносителя, и возможность возникновения последующей нестационарной (быстрой) конденсации, сопровождающейся значительным повышением давления.

Аварийные отключения насосных групп происходят, например, при перерывах в электроснабжении СНА, из-за ошибочного отключения оперативным персоналом, из-за короткого замыкания (КЗ) в кабельных линиях ЭД и в СНА или из-за механических повреждений в ЭД и СНА.

Доля аварий, вызванных аварийными отключениями СНА источников тепла либо НПС вследствие перерыва в электроснабжении и неполадок в системе автоматики включения резерва (АВР) сетевых насосов, составляет около 35% общего числа аварий, связанных с переходными гидравлическими режимами [10].

На ТЭЦ источниками тепловой энергии являются теплофикационные турбины и пиковые водогрейные котлы.

Предлагается использовать данные Рекомендации в разработке схем электроснабжения при проектировании новых и реконструкции существующих источников тепла.

1. АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ РАСЧЕТНЫХ И ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫХ
ИССЛЕДОВАНИЙ ПЕРЕХОДНЫХ ГИДРАВЛИЧЕСКИХ РЕЖИМОВ

     
1.1. Основные принципы разработки системы защит от недопустимых
изменений давления

За последние годы ОАО "ВНИПИЭнергопром", ОАО "ВТИ", Филиал ОАО "Инженерный центр ЕЭС" - "Фирма ОРГРЭС" и другие организации осуществили разработку систем защиты оборудования в СЦТ от недопустимых изменений давлений при переходных гидравлических режимах, систем защиты электростанций от затопления сетевой водой при разрывах станционных теплопроводов, а также проектирование и натурные испытания необходимых защитных устройств в ряде как действующих, так и проектируемых СЦТ городов: Москве, Минске, Киеве, Таллине, Харькове, Ярославле, Костроме, Ульяновске, Омске, Рязани, Петропавловск-Камчатском, Ижевске, Кемерово и др. [1-8].

Следует подчеркнуть необходимость разработки комплексной системы противоударной защиты, обеспечивающей защиту оборудования источников тепла, тепловых сетей и теплопотребляющих установок. Определение средств защиты оборудования СЦТ проводится на основе расчетных и (или) экспериментальных исследований переходных гидравлических режимов для наиболее вероятных аварийных ситуаций.

В настоящее время существуют как различные методы определения параметров аварийных переходных процессов (расчетных и экспериментальных) [11-13], так и различные методы и устройства защиты оборудования СЦТ от недопустимого изменения давления.

Для защиты оборудования СЦТ разработаны противоударные устройства. Наибольшее применение нашли быстродействующие сбросные устройства: гидрозатворы-переливы, быстродействующие сбросные клапаны, мембранно-предохранительные устройства. Среди мероприятий, обеспечивающих снижение скорости изменения давления и его значение, используются устройства, изменяющие время закрытия и функцию изменения сопротивления дросселирующих устройств, обратные клапаны на обводе насосных станций.

Компенсация изменения давления от отключенных насосных групп может быть осуществлена отключением других насосных групп (источников тепла или насосных станций), последовательно включенных в системе теплоснабжения (динамическая защита).

Следует отметить, что вопросы защиты оборудования СЦТ от гидроударов должны решаться, особенно для источников тепла, совместно с причинами нарушения электроснабжения ЭД сетевых насосов и анализом работы релейно-защитных устройств схем электроснабжения ЭД СНА.

Кроме того, внедрение противоударных устройств требует внесения изменений в существующие схемы защиты и автоматизации источников тепла и насосных станций (например, использование АВР сетевых насосов, установки ЗМН на отключение ЭД сетевых насосов и др.).

При разработке и реализации системы защиты от недопустимых изменений давления можно выделить следующие этапы.

1) Разработка технических решений:

- выполнение анализа схем электроснабжения ЭД СНА источника тепла и НПС с определением возможных аварийных отключений сетевых насосов и вероятных временных интервалов перерыва в электроснабжении;

- расчетное и (или) экспериментальное моделирование аварийных переходных и послеаварийных гидравлических режимов в системе теплоснабжения в соответствии с наиболее вероятными аварийными возмущениями;

- определение аварийных режимов, представляющих опасность по условиям прочности оборудования системы теплоснабжения;

- выбор противоударных устройств и мероприятий на основании расчетных и (или) экспериментальных исследований переходных и послеаварийных гидравлических режимов с определением типа и места установки защитных устройств, а также с учетом возможных изменений в схеме электрических соединений.

2) Реализация разработанных мероприятий, включая разработку проекта системы защиты оборудования СЦТ от недопустимых изменений давления сетевой воды, проведение необходимых строительных и монтажных работ, наладку элементов систем защиты и их предпусковое поузловое апробирование.

3) Пуск и натурное апробирование (испытание) систем защиты оборудования СЦТ от недопустимых изменений давления сетевой воды с натурным определением параметров переходных гидравлических режимов.

Выбор одного из известных и апробированных способов определения параметров аварийных гидравлических режимов работы СЦТ, выявление опасности этих режимов для оборудования различных элементов СЦТ осуществляется в зависимости от сложности проектируемой и действующей СЦТ, типа поставленной задачи, степени оснащенности элементов СЦТ средствами защиты и авторегулирования и др.

1.2. Анализ схем электроснабжения

Основными факторами, определяющими главную схему электрических соединений ТЭЦ, является число и мощность генераторов, режим работы электростанции, схемы распределительных сетей среднего и низкого напряжения, схема присоединения к энергосистеме [18]. Структурная электрическая схема ТЭЦ, построенных на территории бывшего СССР, с турбоагрегатами мощностью 30, 60 и 100 МВт показана на рис.2.

Рис.2. Структурная электрическая схема ТЭЦ:

1 - генераторы; 2 - трансформаторы связи; 3 - местная распределительная сеть;
4 - трансформатор энергоблока

При расширении ТЭЦ с турбоагрегатами мощностью 30 и 60 МВт или при проектировании первых ТЭЦ с теплофикационными турбоагрегатами мощностью 100-250 МВт последние присоединялись к распределительному устройству (РУ) высокого напряжения через повышающие трансформаторы. Таким образом, ряд эксплуатируемых ТЭЦ состоит как бы из двух частей (старой и новой очереди), которые связаны между собой на высшем напряжении непосредственно или через автотрансформатор.

Распределительные устройства ТЭЦ с номинальным напряжением от 110 до 220 кВ включительно принято было выполнить только с двумя системами рабочих сборных шин, третьей обходной системой шин, с одним выключателем и четырьмя разъединителями для каждого присоединения (рис.3). При нормальной работе ТЭЦ обе системы шин используются в качестве рабочих систем (секций). Шиносоединительный выключатель (ШСВ) совмещает в себе функции секционного выключателя. Распределительное устройство этого вида обладает многими положительными качествами, но не лишено недостатков, с которыми долгое время мирились.

Рис.3. Структурная электрическая схема ТЭЦ

К этим недостаткам можно отнести следующее [14]:

- частые переключения ветвей с одной системы сборных шин на другую, а также на обходную систему шин с помощью разъединителей под током, что снижает надежность ТЭЦ;

- отсутствие секционирования шин 110 кВ;

- в случае КЗ на одной из систем сборных шин (или при внешнем КЗ и отказе в работе линейного выключателя) будет происходить отключение нескольких энергоблоков и отходящих линий;

- в случае возникновения КЗ в развилке разъединителей (между I и II системой шин) или в отказе в работе ШСВ 11 кВ может произойти посадка ТЭЦ на "нуль", если паровые турбины не могут работать на нагрузку собственных нужд (с.н.). Последствия таких повреждений зависят от мощности отключившихся энергоблоков, мощности энергосистемы, наличия межсистемных связей и других условий;

- схема РУ с двумя несекционированными сборными системами шин имеет среднюю наработку на отказ 8 лет, что значительно ниже срока службы основного оборудования (генераторов, турбин) ТЭЦ, равного 30 годам [15].

Выполненный анализ главных схем электрических соединений, схем питания с.н. и систем теплоснабжения нескольких ТЭЦ показал следующее:

- электроснабжение ЭД СНА, установленных вблизи источников тепла, осуществляется от шин секций с.н. напряжением 3-6 кВ. В редких случаях ЭД СНА одной из близкорасположенных НПС могут получать электроснабжение от шин секций с.н. напряжением 3-6 кВ ТЭЦ;

- подключение ЭД СНА к шинам секций с.н. осуществляется в произвольном порядке;

- электроснабжение ЭД СНА НПС осуществляется, как правило, от шин подстанции с двухсторонним питанием;

- отсутствие на энергоблоках ТЭЦ общеблочных дифференциальных защит (п.3.2.75 ПУЭ, 1985);

- фиксированное присоединение пускорезервного трансформатора с.н. к одной из систем сборных шин ОРУ 110 кВ;

- концентрация на секциях с.н. произвольного числа ЭД СНА (см. рис.3, где показано, что на секциях 3РО и 4РО РУСН-6 кВ сконцентрировано большое число ЭД СНА), в случае возникновения КЗ на этих секциях будет происходить отключение всех ЭД СНА, которые присоединены к данной секции. Допустимость такого отключения должна быть обоснована гидравлическими расчетами по системе теплоснабжения;

- нет четкой картины по воздействию I и II ступени ЗМН на ЭД СНА: на одних ТЭЦ ЭД СНА отключаются I ступенью ЗМН при понижении напряжения на шинах секций с.н., на других ТЭЦ однотипные агрегаты отключаются II ступенью ЗМН;

- на ряде ТЭЦ выведено из работы устройство АВР СНА при понижении давления воды в напорном коллекторе системы теплоснабжения;

- в зависимости от места КЗ в главной схеме электрических соединений, схеме питания с.н. ТЭЦ и работы устройства РЗА будет разное влияние на режим электроснабжения потребителей с.н. (посадку напряжения на шинах секции, время перерыва электроснабжения, число переключаемых секций на резервный источник питания, количество ЭД СНА отключаемых ЗМН).

1.3. Примеры выбора систем защит при переходных гидравлических режимах,
обусловленных кратковременными перерывами в электроснабжении

1.3.1. Система централизованного теплоснабжения N 1

Для одной из ТЭЦ была выполнена оценка схемы электроснабжения ЭД СНА (см. рис.3) с точки зрения возможного времени нарушения электроснабжения и количества отключаемых ЭД СНА при повреждениях в главной схеме электрических соединений и схеме питания с.н. Время нарушения электроснабжения определялось из условия отказа в работе - основной релейной защиты и действия резервной защиты с учетом конкретных уставок по времени и с учетом времени отключения и включения выключателей; какого-либо элемента главной схемы электрических соединений и схемы питания с.н. при действии основных релейных защит. В зависимости от места КЗ в главной схеме электрических соединений ТЭЦ время перерыва питания может колебаться в пределах от 0,2 до 1,6 с. Наибольшее время нарушения электроснабжения будет при КЗ на шинах секции с.н., на присоединенных секциях с.н., когда происходит запрет АВР.

Далее рассмотрим подробно, какое влияние оказывают на режим работы системы теплоснабжения (рис.4) возникающие КЗ в главной схеме электрических соединений и схеме питания с.н. ТЭЦ при следующих условиях:

- произвольного хаотичного присоединения ЭД СНА к шинам секций с.н.;

- отключения ЭД СНА I или II ступенью ЗМН (уставки I ступени ЗМН по напряжению 0,7 и по времени 0,5 с, уставки II ступени ЗМН по напряжению 0,5 и по времени 3-9 с);

- что происходит АВР СНА при понижении давления сетевой воды в подающем сетевом коллекторе ТЭЦ согласно проектным схемам или АВР отменяется по инициативе эксплуатационного персонала на ряде ТЭЦ. Последнее решение обусловлено возникновением аварийных ситуаций.

Принципиальная схема теплоподогревательной установки ТЭЦ и схема тепловых сетей рассматриваемой СЦТ показаны на рис.4.

Рис.4. Принципиальная схема теплоподогревательной установки ТЭЦ и схема тепловых сетей

Возможность аварийного отключения сетевых насосов ТЭЦ (полного и частичного) определялась на основании анализа схемы электроснабжения СНА, что позволило установить следующий перечень аварийных переходных гидравлических режимов:

- аварийное отключение всех сетевых насосов ТЭЦ;

- аварийное отключение двух сетевых насосов II подъема типа СЭ 2500-180 (группы II СН 11-14);

- аварийное отключение двух сетевых насосов II подъема типа СЭ 1250-140 (группы II СН 1-9);

- аварийное отключение сетевого насоса II СН-10;

- аварийное отключение двух сетевых насосов группы II СН 7-9 и двух насосов группы II СН 1-9;

- аварийное отключение двух сетевых насосов группы II СН 1-9, двух сетевых насосов группы II СН 11-14 и одного насоса II СН-10;

- аварийное отключение двух сетевых насосов I подъема, трех сетевых насосов группы II СН 1-9;

- аварийное отключение двух сетевых насосов I подъема и насоса II СН-10.

Для перечисленных аварийных возмущений было проведено расчетно-экспериментальное исследование аварийных переходных гидравлических режимов.

При существующей схеме электроснабжения наибольшую опасность представляют аварийные ситуации, обусловленные отключением всех сетевых насосов ТЭЦ. В этом случае опасное давление возникает как на сетевых подогревателях ТЭЦ, так и на теплопотребляющих установках наиболее близко расположенных к ТЭЦ потребителей. На рис.5, 6 показано изменение давления на коллекторах сетевых насосных групп I и II подъема, изменение давления на теплопотребляющих установках, присоединенных к "Пав.28" (см. рис.4).

Рис.5. Изменение мгновенных напоров на коллекторах сетевых насосов ТЭЦ при полном
аварийном отключении сетевых насосов ТЭЦ:

- напор во всасывающем коллекторе сетевых насосов I ступени;
- - - - напор в напорном коллекторе сетевых насосов I ступени; - напор во всасывающем коллекторе
сетевых насосов II ступени; - напор в напорном коллекторе сетевых насосов II ступени;
ххх - отметка уровня земли; - допустимое давление на сетевых подогревателях; - время

Рис.6. Изменение мгновенных напоров в подающей и обратной линии Пав.28

- напор в подающем теплопроводе; - напор в обратном теплопроводе;
ххх - отметка уровня земли; - время

Из графиков видно, что аварийное отключение сетевых насосов обусловливает резкое изменение давления на коллекторах отключаемых насосов. В течение 1 с наблюдается рост давления во всасывающих коллекторах насосных групп и понижение давления в напорных коллекторах. Затем вследствие взаимовлияния изменений давления, возникающих и распространяющихся от коллекторов отключаемых насосов, давление на коллекторах сетевых насосов I подъема, соответственно и на сетевых подогревателях типа ПСГ, резко возрастает и через 2 с после отключения составляет 0,9 МПа (допустимое давление для рассматриваемых сетевых подогревателей - 0,8 МПа). Следует отметить динамическое нарастание давления - 0,6 МПа за 2 с. Известно, что при переменном давлении [16] предел выносливости для сталей составляет 0,4-0,5 предела прочности при статической нагрузке. Таким образом динамический рост давления со стороны сетевой воды в сетевых подогревателях может обусловить разрушение подогревателей при давлении ниже испытательного. При отключении двух сетевых насосов II ступени из группы II СН 11-14 и более на сетевых подогревателях со стороны сетевой воды давление возрастает до 1,1 МПа за 1,8 с, что представляет несомненную опасность для сетевых подогревателей. Кроме того, на ряде отопительных установок теплопотребителей давление превышает допустимые значения.

Аварийное отключение двух сетевых насосов I подъема и насоса II СН-10 вызывает понижение давления во всасывающем коллекторе сетевых насосов II подъема, что может обусловить отключение указанных насосов по условию кавитации и дальнейшее развитие аварии.

Частичные отключения одного (двух) насоса из группы II СН 1-9 или насоса II СН-10 не представляют опасности.

Для понижения давления сетевой воды на сетевых подогревателях типа ПСГ блоков 2, 3, 4 в указанных режимах может быть предложена установка быстродействующих сбросных устройств на входе сетевых подогревателей.

Резкое нарастание давления в течение первых 0,3-0,6 с после отключения сетевых насосов определяет необходимость установки в качестве сбросных устройств мембранных предохранительных устройств (МПУ). При этом необходима установка в параллель двух МПУ, настроенных на разное давление срабатывания. Это объясняется требованием различной пропускной способности МПУ при частичном останове СНА и полном отключении СНА. В противном случае одновременное срабатывание МПУ при частичном отключении СНА может обусловить излишний дренаж сетевой воды с понижением давления на всасывающих коллекторах до давления кавитации и последующее отключение СНА.

В случае обоснования допустимого давления на уровне 0,9-0,95 МПа взамен МПУ могут быть установлены быстродействующие сбросные клапаны конструкции фирмы ОРГРЭС.

Однако указанные сбросные устройства, осуществляя защиту ПСГ, не защищают теплопотребляющие установки.

Для защиты теплопотребляющих установок требуется дополнительная установка сбросного устройства в обратном коллекторе ТЭЦ, настроенного на давление срабатывания 0,5-0,6 МПа.

Учитывая необходимость восстановления нормального гидравлического режима при кратковременных перерывах электроснабжения, указанное устройство должно открываться не ранее чем через 1 с с момента достижения уставки.

Следует отметить, что необходима правильная настройка защитных сбросных устройств. Иначе при частичном отключении сетевых насосов II СН 11-14 либо при кратковременных перерывах электроснабжения неправильное срабатывание быстродействующих сбросных устройств может вызвать дальнейшее аварийное отключение сетевых насосов.

Менее жесткие требования к быстродействующим сбросным устройствам предъявляются при возможности исключения аварийной ситуации, обусловленной отключением сетевых насосов II СН 11-14. В связи с этим целесообразно рассмотреть возможность изменения схемы электроснабжения электродвигателей, указанных сетевых насосов, равномерно распределяя ЭД СНА по секциям с.н. 6 кВ.

Кроме того, при возможности секционирования систем шин ОРУ 110 кВ существующей главной схемы электрических соединений ТЭЦ исключается вероятность полного отключения сетевых насосов ТЭЦ. В связи с этим срабатывание быстродействующих сбросных устройств будет происходить только в аварийных ситуациях, обусловленных значительными разрывами теплопроводов на площадке ТЭЦ.

Таким образом целесообразно в первую очередь осуществить мероприятия, исключающие возможность аварийной ситуации, обусловливающей полное отключение сетевых насосов ТЭЦ, а также устранить вероятность одновременного отключения двух сетевых насосов II СН 11-14 и более.

Отмеченное ранее определяет необходимость равномерного присоединения ЭД СНА к шинам секций с.н., что должно рассматриваться на стадии проектирования либо реконструкции ТЭЦ.

Отключение ЭД СНА I ступени ЗМН не обусловливает нежелательных последствий в переходных гидравлических режимах. Однако срабатывание II ступени ЗМН при = 39 с может привести к негативным последствиям.

При аварийном отключении части сетевых насосов I ступени и части сетевых насосов II ступени в переходных гидравлических режимах сокращается расход сетевой воды через сетевые подогреватели с понижением давления сетевой воды в подогревателях. При перерыве электроснабжения ЭД СНА в несколько секунд в сетевых подогревателях возможно вскипание теплоносителя, опасное по условиям последующей нестационарной конденсации при включении СНА либо включении резервных СНА. В связи с этим в данном случае время на отключение II ступени ЗМН должно быть минимальным (не более 3-5 с).

1.3.2. Система централизованного теплоснабжения N 2

Для СЦТ, принципиальная схема которой приведена на рис.7, выполнена работа по определению системы защит от недопустимых изменений давлений оборудования СЦТ. Данная СЦТ включает в себя три источника тепла (две ТЭЦ - НКТЭЦ и КГРЭС и водогрейную котельную - ЗВК) и пять перекачивающих насосных станций (ПНС). Принципиальные схемы теплофикационных установок источников тепла (КГРЭС и НКТЭЦ) приведены на рис.8 и 9.

Рис.7. Принципиальная схема СЦТ N 2

Рис.8. Принципиальная схема теплофикационной установки Кемеровской ГРЭС

Рис.9. Принципиальная схема теплофикационной установки Новокировской ТЭЦ

На первом этапе работы был выполнен анализ схем электрических соединений и действия установленных защит на НКТЭЦ и КГРЭС. В зависимости от места КЗ (рис.10, 11) время перерыва электроснабжения ЭД СНА может составить 0,9-1,4 с до полного погасания секций.

Рис.10. Схема с.н. Ново-Кемеровской ТЭЦ

Рис.11. Схема с.н. Кемеровской ГРЭС

На основании выполненного анализа схем электроснабжения и работы оборудования теплофикационных установок источников тепла определен следующий перечень аварийных возмущений для расчета переходных гидравлических режимов.

Аварийное отключение сетевых насосов НКТЭЦ:

- отключение сетевого насоса бойлерной установки БУ-3, или БУ-4, или БУ-5;

- отключение сетевых насосов бойлерной установки БУ-4 (полное погасание секций 6Р, или 9Р, или 10Р, или 8Р, либо со временем перерыва питания =0,9 с);

- отключение сетевых насосов бойлерной установки БУ-5 (полное погасание секций 11Р, или 12Р, или 13Р, либо временем перерыва питания =0,9 с (11P),=1,4 с (12, 13Р);

- отключение сетевых и подпорных насосов бойлерной установки БУ-4 с временем перерыва питания =1 с;

- отключение сетевых и подпорных насосов бойлерной установки БУ-5 с временем перерыва питания =0,9 с (1,4 с), или полное погасание секций 12Р, или 14Р.

Аварийное отключение сетевых насосов КГРЭС:

- аварийное отключение сетевого насоса БУ-1, или БУ-2, или БУ-3, или БУ-4;

- аварийное отключение подпорных насосов теплофикационного блока 11, или блока 12, или блока 13 (полное погасание секций 4 с, или 5 с, или 6 с, либо со временем =1 с);

- аварийное отключение одновременно подпорных насосов блоков 12, 13 и сетевых насосов БУ-4 (полное погасание секций либо со временем перерыва питания =1 с).

Для указанных аварийных возмущений выполнены расчеты переходных гидравлических режимов в СЦТ.

По результатам расчетного исследования определены опасные аварийные режимы и выбраны средства защиты, позволяющие избежать разрушения оборудования СЦТ.

Характерной особенностью рассматриваемой СЦТ является работа подогревательных установок (КГРЭС и НКТЭЦ) не на общий подающий коллектор, а непосредственно на конкретную тепломагистраль. На НКТЭЦ нет также и общего обратного коллектора. При такой схеме работы динамические возмущения в единой гидравлически связанной системе теплоснабжения сказываются наиболее жестко. В этих условиях при большой концентрации мощностей ПНС аварийные возмущения на этих ПНС вызывают нарушение гидравлического режима.

Результаты выполненных расчетов аварийных отключений СНА показали, что при аварийном отключении сетевых насосов типа СЭ 1250-140 динамические возмущения имеют меньшую величину, чем при отключении сетевых насосов типа СЭ 2500-180. Кроме того, насосы типа СЭ 1250-140 имеют существенно больший кавитационный запас по сравнению с насосами типа СЭ 2500-180. В связи с вышесказанным при проведении реконструкции существующих или строительстве новых бойлерных установок следует рекомендовать установку сетевых насосов типа СЭ 1250-140.

Для защиты оборудования при аварийном отключении подпорных насосов КГРЭС следует установить обратный клапан =800 (700) мм (см. рис.8). Кроме того, необходимо ввести дополнительную защиту, обеспечивающую отключение сетевых насосов БУ-3, 4 при достижении уровня кавитации: отключение СНА типа СЭ 2500-180 при понижении давления на всасе насоса до 1,8 кг/см с блокировкой по АВР.

При кратковременных или (в отдельных случаях) полных перерывах в электроснабжении сетевых насосов БУ-1, 2, 3, 4 (КГРЭС) понижение давления в напорных коллекторах бойлерных установок может обусловить при температурах теплоносителя 140-150 °С и высоких температурах за пиковыми бойлерами (ПБ) (160-170 °С) вскипание теплоносителя. Опасность представляет последующая нестационарная конденсация (17), возникающая по срабатыванию АВР СНА и сопровождающаяся существенным повышением давления в напорных трубопроводах бойлерных установок. Аварийные аналогичные ситуации могут возникнуть на оборудовании бойлерных установок НКТЭЦ.

Для аварийных переходных гидравлических режимов, возникающих при отключениях сетевых и подпорных насосов КГРЭС и НКТЭЦ и перекачивающих насосов ПНС, характерно быстрое сокращение расхода сетевой воды. Такое резкое сокращение расхода сетевой воды при высоких температурах и отсутствии средств автоматизации не позволяет оперативно обеспечить регулирование подогрева сетевой воды в пиковых бойлерах, что может обусловить вскипание сетевой воды и дальнейшее развитие аварии.

Во избежание возникновения аварийных переходных гидравлических режимов на КГРЭС (см. рис.11), обусловленных отключением сетевых насосов, следует рассмотреть возможность изменения подключения ЭД в схеме электроснабжения: СН-2В и СН-2Б с разных секций; СН-1А-1 и СН-1Б-1 с разных секций.

На НКТЭЦ следует установить АВР по отключению ЭД на сетевых и подпорных насосах (см. рис.10). Работа бойлерных установок НКТЭЦ должна обеспечиваться двумя сетевыми насосами. При реализации этих мероприятий возникающие в аварийных переходных гидравлических режимах колебания давлений не представляют опасности.

Во избежание возникновения недопустимого повышения давления на ПСГ при аварийном отключении сетевых насосов бойлерных установок НКТЭЦ помимо защиты на включение СНА по АВР для повышения надежности целесообразно установить быстродействующее сбросное устройство, которое может быть размещено до ПСГ. Предлагается установка быстродействующего сбросного клапана конструкции ОРГРЭС типа МСУ.

1.4. Перечень технологических и электрических защит
в схемах электроснабжения ЭД СНА, используемых в мероприятиях
по защите от гидроударов

1.4.1. Перечень технологических и электрических защит в схемах ЭД СНА

На действующих электростанциях в соответствии с ПУЭ [19] на ЭД СНА установлены следующие виды защит и блокировок:

- токовая отсечка без выдержки по времени или дифференциальная токовая защита;

- защита от замыкания на землю;

- максимальная токовая защита;

- защита от перегрузки (данная защита устанавливается не везде);

- защита минимального напряжения с выдержкой по времени (уставки I ступени ЗМН по напряжению 0,7 и =0,5 с, уставки II ступени ЗМН по напряжению 0,5 и =39 с). Наиболее часто встречается ЗМН I ступени на СНА I ступени, ЗМН II ступени иногда устанавливается на СНА II ступени;

- включение резервного СНА по факту отключения рабочего СНА (АВР по блок-контактам). На ряде ТЭЦ по инициативе эксплуатационного персонала эта защита запрещена;

- включение резервного СНА по факту понижения давления на напоре СНА или напорном коллекторе группы СНА.

1.4.2. Перечень технологических и электрических защит, рассматриваемых в системе защит от гидроударов

При разработке систем защит оборудования СЦТ от недопустимых изменений давлений в переходных гидравлических режимах в соответствии с ранее выполненными работами [1-8] должны быть рассмотрены следующие защиты:

- отключение ЭД СНА I и II ступени ЗМН (уставки I ступени ЗМН по напряжению 0,7 и =0,5 с, уставки II ступени ЗМН по напряжению 0,5 и =39 с), с уточнением времени перерыва питания , определяемого выдержкой времени электрических защит.

Как было показано в разделе 1.3, в зависимости от характера изменения давлений в переходных гидравлических режимах и возможности возникновения аварийных ситуаций за время перерыва электроснабжения необходимо определить уставку времени на отключение ЗМН. В наибольшей степени это относится к уставкам ЗМН II ступени;

- групповой самозапуск при повторной подаче напряжения от рабочего или резервного источника питания с сохранением устойчивости технологического режима основного оборудования.

Согласно п.5.2.7 [9] время перерыва питания должно быть не более 2,5 с. Время перерыва питания в указанных защитах, так же как и в предыдущей защите, должно быть уточнено по результатам расчетных (экспериментальных) исследований переходных гидравлических режимов в СЦТ;

- отключение ЭД рабочих СНА источника тепла при понижении давления в подающем коллекторе (за водогрейными котлами, за пиковыми подогревателями) до давления вскипания сетевой воды с запретом на повторный его пуск (самозапуск) и АВР СНА.

Необходимость выполнения указанной защиты показана в работах [2, 3, 8];

- отключение ЭД рабочих СНА при понижении давления во всасывающих патрубках сетевых насосов до уровня кавитации с блокировкой на повторный пуск (самозапуск).

Необходимость указанной защиты определяется следующим. Понижение давления во всасывающих патрубках СНА может обусловить срыв в работе СНА. При последующем запуске СНА (например, повышение давления во всасывающих патрубках в результате действия подпитки) возникает резкий динамический рост давления в напорных коллекторах СНА. И, как следствие, резкое нарастание давления в подающих трубопроводах источника тепла и тепловых сетей может привести к разрушению ослабленных коррозией теплопроводов [2, 6];

- пуск резервного СНА по факту отключения ЭД рабочего (по блок-контактам) СНА.

На ряде ТЭЦ, исходя из опыта эксплуатации, рассматриваемая защита выведена из работы [1, 2, 6, 8]. Однако при прохождении аварийных гидравлических режимов в некоторых случаях на отдельных группах СНА должно быть автоматическое включение ЭД резервного СНА по факту отключения ЭД рабочего СНА [1, 2, 6, 8];

- отключение СНА с запретом на АВР при снижении скорости изменения давления сетевой воды в обратном коллекторе источника тепла.

Реализация этой защиты предложена в [2].

Срабатывание вышеуказанной защиты целесообразно в СЦТ, в которой установлены на обратных теплопроводах ПНС.

В ряде случаев при аварийном отключении ПНС опасное понижение давления, возникающее в обратном коллекторе источника тепла, может быть компенсировано повышением давления, обусловленным отключением СНА. Сигнал на отключение ЭД СНА - снижение изменения скорости давления в обратном коллекторе источника тепла [2].

2. РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ВЫБОРУ УСТАВОК
(ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ И ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ) УСТРОЙСТВ АВР СЕТЕВЫХ НАСОСОВ
ПРИ КРАТКОВРЕМЕННЫХ НАРУШЕНИЯХ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ С УЧЕТОМ
ПЕРЕХОДНЫХ ГИДРАВЛИЧЕСКИХ РЕЖИМОВ

Предлагаемые рекомендации не носят унифицированный характер.

При разработке схем электроснабжения для конкретного объекта следует учитывать нижеприведенные рекомендации с обоснованием возможности безаварийного прохождения переходных гидравлических режимов в СЦТ (см. раздел 1.1).

2.1. Подключать ЭД СНА таким образом, чтобы не было их полного отключения при КЗ в любой точке главной схемы электрических соединений электростанции.

Обеспечить равномерное подключение ЭД СНА на секциях с.н.

Наиболее предпочтительно:

- для двухступенчатых насосных групп СНА перекрестное подключение по одному ЭД СНА I или II ступени к шинам секции с.н.;

- для одноступенчатых насосных групп СНА подключение по одному ЭД СНА к шинам секции с.н.

Примечание. При концентрации на секциях с.н. произвольного (большого) числа ЭД СНА в случае возникновения КЗ на этих секциях будет происходить отключение всех ЭД СНА, присоединенных к данной секции. В большинстве случаев такие отключения приводят к возникновению аварийных переходных гидравлических режимов в СЦТ [5, 6].

Для обеспечения безаварийного прохождения переходных гидравлических режимов в СЦТ рекомендуется осуществление мероприятий на стадии проектирования (проведение расчетов переходных гидравлических режимов).

2.2. Защитой минимального напряжения I ступени ( и =0,5 с) следует воздействовать на отключение ЭД СНА I и II ступеней источников тепла (ТЭЦ, котельных) в случае трех и более работающих СНА в группе.

При работе менее трех ЭД СНА необходимо обосновать использование ЗМН расчетными и (или) экспериментальными данными о переходных гидравлических режимах в СЦТ.

При воздействии ЗМН I ступени на отключение рабочего ЭД СНА необходимо обеспечить АВР СНА по блок-контактам. Время перерыва питания, включая уставку по ЗМН (=0,5 с), должно быть минимальным.

Защитой минимального напряжения II ступени можно воздействовать на отключение ЭД СНА II ступени двухступенчатой группы СНА источника тепла с обоснованием уставки по времени. Выбор времени должен обосновываться возможностью безаварийного прохождения переходных гидравлических режимов в СЦТ.

Примечание. Согласно п.5.2.7 [9]:

"При перерыве в электропитании электродвигателей (включая электродвигатели с регулируемой частотой вращения) ответственного тепломеханического оборудования должен быть обеспечен их групповой самозапуск при повторной подаче напряжения от рабочего или резервного источника питания с сохранением устойчивости технологического режима основного оборудования.

Время перерыва питания, определяемое выдержками времени технологических и резервных электрических защит, должно быть не более 2,5 с.

Перечень ответственных механизмов должен быть утвержден техническим руководителем электростанции".

В соответствии с [19]: "Защита минимального напряжения I ступени должна предусматривать отключение ЭД неответственных механизмов при снижении напряжения до и =0,5 с.

Защита минимального напряжения II ступени должна устанавливаться на ЭД ответственных механизмов при снижении напряжения до 0,5 и времени =39 с. Защита минимального напряжения II ступени также используется для обеспечения надежности пуска АВР ЭД взаимно резервируемых механизмов".

Анализ ряда схем электроснабжения электростанций показал, что на ЭД СНА I ступени двухступенчатой группы СНА, как правило, устанавливается ЗМН I ступени. При этом АВР по факту отключения рабочего ЭД может быть предусмотрено, а может и отсутствовать.

Защита минимального напряжения II ступени обычно устанавливается на ЭД СНА II ступени двухступенчатой группы СНА. По факту отключения рабочего ЭД АВР либо установлено, либо нет.

Встречаются схемы электроснабжения, где на одной части ЭД СНА II ступени установлена ЗМН I ступени, на другой - ЗМН II ступени. Защита минимального напряжения I ступени в этих случаях установлена на ЭД мощностью менее 600 кВт.

Принимая во внимание [19], одним из критериев допустимости установки электрических и технологических защит на ЭД СНА является сохранение устойчивости либо живучести СЦТ при перерывах в электроснабжении ЭД. Как было отмечено выше (введение), нарушения электроснабжения ЭД СНА вызывают переходные гидравлические режимы, имеющие характер гидравлического удара. Поэтому в данном случае имеет место задача динамической устойчивости - анализ характера процесса и определение параметров режима при переходе системы от одного установившегося режима к другому. Динамическая устойчивость - это способность системы восстанавливать после большого возмущения исходное состояние или практически близкое к исходному.

Живучесть - это свойство сохранять работоспособность системы после возмущений с выходом из работы части элементов.

Таким образом, действие ЗМН на ЭД СНА должно обеспечить устойчивость СЦТ при перерыве электроснабжения: =0,5 с - I ступень ЗМН и =39 с - II ступень ЗМН. Либо после отключения ЭД СНА действием ЗМН должна обеспечиваться живучесть СЦТ. С учетом этого рассмотрены требования к воздействию I и II ступени ЗМН на ЭД СНА.

Принимая во внимание п.2.1 настоящего раздела, ЗМН I ступени ( и =0,5 с) следует устанавливать на ЭД СНА в случае трех рабочих ЭД СНА в группе и более.

При воздействии ЗМН I ступени на отключение рабочего ЭД СНА необходимо обеспечить пуск резервного СНА по блок-контактам. Время перерыва питания (включая уставку по ЗМН =0,5 с) должно быть минимально возможным.

Защиту минимального напряжения II ступени возможно устанавливать на ЭД СНА II ступени двухступенчатой насосной группы СНА с обоснованием уставки по времени. Необходимость обоснования уставки обусловлена возможностью возникновения аварийных режимов при неправильно выбранной уставке по времени. Например, при перерыве питания ЭД СНА II ступени 1-2 с в напорном коллекторе СНА давление может упасть до давления вскипания сетевой воды и обусловить ее вскипание. При подаче питания на ЭД в течении 3-9 с последует разворот ЭД СНА. Давление в напорном коллекторе возрастет и возникнет нестационарная конденсация, сопровождающаяся существенными локальными увеличениями давлений, приводящими к разрушению теплопроводов.

Обоснование уставки времени должно выполняться на основании расчетной и (или) экспериментальной работы по определению параметров переходных и послеаварийных гидравлических реж

имов.

2.3. Автоматическое включение резервного СНА по факту отключения ЭД рабочего СНА (по блок-контактам).

В п.2.2 настоящего раздела определены условия для реализации АВР СНА по блок-контактам при воздействии ЗМН I ступени на отключение рабочего ЭД СНА.

Недопустимо использование АВР ЭД СНА по блок-контактам в схемах электроснабжения источников тепла (ТЭЦ и котельных) с одноступенчатой группой СНА при работе 1-2 СНА и установленным в обратном коллекторе быстродействующим сбросным устройством для защиты от гидроударов.

Для остальных случаев включение или отказ от использования АВР СНА по блок-контактам должно быть обосновано расчетными и (или) экспериментальными данными о переходных гидравлических режимах в СЦТ.

Примечание. Применение АВР ЭД СНА своим действием направлено на увеличение надежности работы СЦТ - сохранение устойчивой работы СЦТ после кратковременного перерыва. В то же время пуск по АВР ЭД СНА не должен обусловливать возникновение аварийной ситуации в переходном гидравлическом режиме, вызванном кратковременным перерывом питания.

В ряде случаев [1, 2, 6] отключение СНА может обусловить возникновение недопустимых изменений в СЦТ при прохождении переходного гидравлического режима. Пуск резервного насоса по факту отключения ЭД рабочего СНА (по блок-контактам) позволяет не допустить развитие аварийной ситуации как в переходных, так и в послеаварийных гидравлических режимах.

Однако при аварийном отключении СНА II ступени двухступенчатой группы СНА либо при отключении (полном или частичном) одноступенчатой группы источника тепла (например, пиковой водогрейной котельной) давление в напорном коллекторе источника тепла резко понижается. Может возникнуть вскипание при высокой температуре сетевой воды. В этом случае недопустим пуск СНА, так как при повышении давления будет представлять опасность последующая нестационарная конденсация [17], сопровождающаяся существенным ростом давления и разрушением трубопроводов.

Особенно опасны режимы со вскипанием сетевой воды для СЦТ, где в обратном коллекторе источника тепла установлено быстродействующее сбросное устройство. Срабатывание быстродействующего сбросного устройства, обеспечивающего стабилизацию давления в обратном коллекторе источника тепла, вызывает более интенсивное понижение давления в напорном коллекторе отключаемых СНА.

2.4. Групповой самозапуск при повторной подаче напряжения от рабочего или резервного источника питания с сохранением устойчивости технологического режима основного оборудования.

В п.5.2.7 ПТЭ электрических станций и сетей рекомендуемое время перерыва питания, определяемое выдержками времени технологических и резервных электрических защит, не более 2,5 с.

Допустимое время перерыва питания для ЭД СНА источников тепла (ТЭЦ, котельных) в некоторых СЦТ может составлять 1 с. В этом случае релейная защита и выдержки времени должны быть такими, чтобы обеспечить перерыв питания менее 1 с.

Это обосновывается расчетными и (или) экспериментальными данными о безаварийном прохождении переходных гидравлических режимов.

Примечание. См. п.2.2 настоящих Рекомендаций.

2.5. Отключение рабочих СНА источников тепла при понижении давления в подающем коллекторе или за водогрейными котлами до давления вскипания сетевой воды с запретом на повторный его пуск (самозапуск) и АВР СНА.

Применение указанной защиты обязательно для ЭД СНА источников тепла (ТЭЦ, котельных) с одноступенчатой группой СНА при находящихся в работе 1-2 СНА и установленным в обратном коллекторе источника тепла быстродействующим сбросным устройством.

В других случаях применение данной защиты должно быть обосновано.

Примечание. Рассматриваемая защита должна применяться во избежание аварийных ситуаций, возникающих в переходных гидравлических режимах при нестационарной конденсации. Подробнее об этих режимах отмечено в примечании п.2.3 настоящих Рекомендаций. Указанная в настоящем пункте ситуация, где отмечено обязательное применение рассматриваемой защиты, подтверждена как расчетными исследованиями, так и практикой эксплуатации действующих СЦТ [2, 3, 8].

2.6. Отключение ЭД рабочих СНА при понижении давления во всасывающих патрубках СНА до уровня кавитации с блокировкой на повторный пуск (самозапуск).

Примечание. Необходимость указанной защиты определяется следующим: понижение давления во всасывающих патрубках СНА может обусловить срыв в работе СНА. При последующем запуске СНА (например, повышение давления во всасывающих патрубках в результате действия подпитки) возникает резкий динамический рост давления в напорных коллекторах СНА и, как следствие, резкое нарастание давления в подающих трубопроводах источника тепла и тепловых сетей, что может привести к разрушению ослабленных коррозией теплопроводов [2, 6].

Список использованной литературы

1. Разработка рекомендаций по защите оборудования теплофикационной системы Ульяновской ТЭЦ-1 от недопустимых изменений давлений при переходных гидравлических режимах: Отчет ВНИПИЭнергопром. - 1994.

2. Разработка рекомендаций по защите оборудования теплофикационной системы Ново-Рязанской ТЭЦ от недопустимых изменений давлений в переходных гидравлических режимах: Отчет ВНИПИЭнергопром. - 1995.

3. Разработка рекомендаций по защите оборудования теплофикационной системы Костромской ТЭЦ от недопустимых изменений давлений: Отчет ВНИПИЭнергопром. - 1995.

4. Экспериментальное определение фактических моментов инерции сетевых насосных агрегатов и анализ системы электроснабжения электродвигателей сетевых насосов Ижевской ТЭЦ-2: Отчет ОРГРЭС. - 1995.

5. Разработка мероприятий по защите оборудования водоподогревательной установки Ижевской ТЭЦ-2 от недопустимых изменений давлений сетевой воды и от затопления главного корпуса ТЭЦ сетевой водой со стороны тепловых сетей при разрывах сетевых станционных трубопроводов: Отчет ОРГРЭС. - 1995.

6. Повышение качества регулирования гидравлических режимов теплоснабжения левобережной части г.Кемерово. Комплексная защита оборудования от недопустимых изменений давления сетевой воды в переходных режимах: Отчет ВТИ. - 1999.

7. Разработка комплексной системы защиты от гидроударов оборудования системы теплоснабжения Нижневартовской ГРЭС: Отчет ВНИПИЭнергопром. - 1997.

8. Разработка технических решений по защите оборудования системы теплоснабжения ТЭЦ Куйбышевской НПЗ от недопустимых давлений в переходных гидравлических режимах: Отчет ВНИПИЭнергопром. - 1998.

10. Громов Б.Н., Гедрих Г.М., Канина Л.П. Анализ нормативных требований к надежности электроснабжения и защиты от недопустимых давлений сетевых насосов источников тепла и насосно-перекачивающих станций. Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики. Нормативные требования к надежности систем энергетики. - Новосибирск.: СО "Наука", 1986, вып.31.

11. Громов Б.Н. Переходные гидравлические процессы в тепловых водяных сетях. Теплофикация и централизованное теплоснабжение. - В кн.: Труды ВТИ, 1974, вып.6. с.155-184.

12. Свинухов Б.И. Исследование переходных гидравлических процессов в системах теплофикации. - В кн.: Автоматика в строительстве. - М.: Тр. МИСИ, 1973, N 117.

13. Лаврентьев В.Л. Исследование переходных гидравлических процессов в сетях теплоснабжения: Автореф. дис. на соиск. учен. степени канд. техн. наук. - Новосибирск, 1982.

14. Электрическая часть станций и подстанций. Ч.2/ Под ред. Васильева А.А. - М.: Энергия, 1972.

15. Анализ причин технологических нарушений в работе электрической части энергосистем за 1994 год. - М.: СПО ОРГРЭС, 1995.

16. Федосеев В.И. Сопротивление материалов. - М.: 1975.

17. Нестке К. и др. Теоретические и экспериментальные исследования нестационарных процессов в водяных тепловых сетях при возникновении двухфазовых газоводяных и пароводяных зон: Отчет фирмы "Warmeanlagebau"/ Перевод ВНИПИЭнергопром. - 1983, с.154.

18. Георгиади В.Х., Канина Л.П. Поведение системы теплоснабжения при коротких замыканиях в главной схеме электрических соединений ТЭС. - Электрические станции, 1999, N 2.

19. Правила устройства электроустановок. - М.: Энергоатомиздат, 1985.