Электрооборудование газопроводов - Схема АВР при присоединении шин 6 или 10 кВ после понижающего трансформатора через реактор

На компрессорных станциях газопроводов с электрическим приводом нагнетателей имеется в эксплуатации большое число схем присоединения шин 6 или 10 кВ после понижающих трансформаторов через реакторы.
Схема АВР (рис. 10) действует следующим образом. При исчезновении напряжения на шинах Б срабатывают реле минимального напряжения РН1 и подают питание на реле времени РВ. Это реле срабатывает через заданное время выдержки и замыкает цепь питания катушки отключения КО выключателя В2. 

Рис. 10. Схема АВР при питании потребителей электроэнергии через реактор

При отключении выключателя В2 через контакты реле однократного
включения РОВ замыкается цепь питания катушки включения КВ выключателя В4. Выключатель В4 включается и подает на шины Б напряжение от резервного источника питания. Эта схема может быть применена и для АВР секционного масляного выключателя.
Безреакторное присоединение нагрузки КС с электроприводом к сетям 6 и 10 кВ. На многих газокомпрессорных станциях магистральных газопроводов в схемах подстанций в цепи силовых трансформаторов без расщепленной обмотки установлены одинарные или сдвоенные групповые реакторы.
Установка реактора в основном диктовалась динамической устойчивостью аппаратов и частично термической устойчивостью кабелей.
Наличие в схеме реакторов приводит к следующим отрицательным явлениям:
понижается надежность работы подстанции;
ухудшаются условия пуска и самозапуска компрессоров вследствие увеличения сопротивления между нагрузкой и системой;
ухудшается устойчивость работы электропривода при возмущениях в системе;
ухудшаются технико-экономические показатели компрессорной. Учитывая, что число присоединений таких подстанций сравнительно невелико, основная нагрузка — электропривод компрессоров — включена непосредственно на сборные шины подстанции, а технологический режим электроприводной КС позволяет кратковременный перерыв в питании электропривода, можно рассмотреть вопрос перевода подстанции таких КС на схему без реакторов. При этом возможны следующие варианты решения.

1. Исходя из того, что запасы по динамической устойчивости фидерных аппаратов невелики, функции отключения коротких замыканий в сети 6—10 кВ подстанции можно передать на групповые выключатели типа ВМП-10 на 2000—3000 А. В бестоковую паузу [поврежденная цепь отключается выключателем своей цепи, далее работает однократное АПВ на групповом выключателе. В цепь токовой отсечки присоединений (фидеров) вводятся выдержка времени 0,5—0,7 с и самоудержание выходного реле. На групповых выключателях устанавливается токовая отсечка.
2. Вводятся выдержка временя 0,2—0,3 с в цепи токовых отсечек присоединений. Соответственно увеличивается выдержка времени максимальной токовой защиты на групповых выключателях. Короткие замыкания на присоединениях отключаются выключателями этих присоединений после спада тока короткого замыкания от двигателей и конденсаторов.

Приведенные способы присоединения нагрузки без реакторов нельзя считать оптимальными по той причине, что увеличение мощности энергосистем и электропривода турбокомпрессоров приводит к непрерывному росту тока к. з. на шинах 6 и 10 кВ, это потребует непрерывную замену на более мощные по динамической устойчивости и силе отключающего тока выключатели.
Наиболее перспективным решением вопроса безреакторного присоединения нагрузки к сетям 6 и 10 кВ с трансформаторами без расщепленных обмоток является применение безынерционных токоограничивающих устройств (БТУ).
Возможные варианты схем включения БТУ даны на рис. 11.
Оптимальной характеристикой БТУ является релейная характеристика (рис. 12). Некоторое приближение к ней можно получить, например, с помощью нелинейного реактора с подмагничиванием постоянным током. Некоторые из предложенных схем БТУ, основанных на использовании явления резонанса напряжений, приведены на рис. 13.

Рис. 11. Схемы включения БТУ для двух систем энергоснабжения (а) и одной (б):
С-1, С-2 — генераторы энергосистемы; (НГ-1, НГ-2 — нагрузки потребителей

Рис. 12. Характеристики БТУ: 1 — идеальное устройство; а — линейный реактор; 3 — нелинейный реактор; 4 — нелинейный реактор с подмагничиванием

Рис. 13. Принципиальные схемы БТУ:
а — с искровым разрядником; б — с нелинейной индуктивностью; в— с дополнительным дросселем и активным сопротивлением

В схеме, представленной на рис. 13, а, при возникновении сверхтоков к. з. емкость шунтируется искровым промежутком. В схеме компенсирующего устройства на рис. 13, б резонанс нарушается при сверхтоках из-за наличия нелинейной индуктивности. БТУ по схеме на рис. 13, в была испытана в ФРГ на линии напряжением 10 кВ при рабочем токе 140 А и токе к. з. 31 кА.
При этом БТУ снизило ток к. з. до 190 А, в 163 раза.
Стоимость различных схем БТУ зависит от их схем, номинального тока, напряжения сети и уровня токоограничения. С увеличением токоограничения стоимость установки возрастает.
Наиболее эффективным способом безреакторного присоединения нагрузки на стороне 6—10 кВ является применение трансформаторов с расщепленной обмоткой на стороне 6—10 кВ.
Питание электроэнергией от собственных электростанций
Электрическая станция со стационарным газовым двигателем. Электрические станции с приводом синхронных генераторов от газового двигателя сооружают для электроснабжения КС с газотурбинным приводом центробежных нагнетателей или с газомоторными поршневыми компрессорами. На этих КС общая мощность потребителей составляет 1000—3000 кВт, поэтому для бесперебойной подачи электроэнергии достаточна установка двух-четырех газомоторных агрегатов.
Эксплуатация электростанций в связи с наличием нескольких агрегатов небольшой мощности экономически нецелесообразна. Стоимость электроэнергии достигает 3,5—4 коп. за 1 кВт-ч.
На КС, сооруженных до 1965 г., в качестве первичного распространен четырехтактный газовый двигатель 6ГЧ 36/45 (номинальная мощность 550 л. с.; 375 об/м; соединение с генератором фланцевое, жесткое).
Генератор МСД-322-6/16 — синхронный мощностью 410 кВт, напряжением 6300 или 400/230 В, cosφ = 0,8, номинальный ток 740/1280 А, 50 Гц. Обмотки статора соединены звездой, ротора — треугольником. Общая масса генератора с возбудителем 6660 кг. Возбудитель соединен с генератором клиноременной передачей. Марка возбудителя, поставляемого с генератором, ПН-205, мощность 17 кВт, напряжение 115 В, ток 148 А, 980 об/м.
На электростанции обычно устанавливают два агрегата (один резервный) при среднесуточной нагрузке КС на рабочий агрегат в 85% его номинальной мощности или три агрегата (один резервный) при среднесуточной нагрузке 85% на два генератора.
Распределительное устройство (РУ) электростанции при напряжении 400/220 В объединяют со щитом управления генераторами и выполняют в виде многопанельного, свободно стоящего щита с фидерными и генераторными панелями. Принципиальная схема распределительных сетей электростанции газопровода и распределения электроэнергии потребителям показана на рис. 14.
В закрытых щитах, устанавливаемых в машинном зале, должны быть отверстия, создающие достаточный обмен воздуха внутри панели. Кабельные каналы нельзя совмещать с газовыми. При использовании в качестве топлива газа, загрязненного сероводородом, должна быть предусмотрена вентиляция РУ.
Распределительные устройства напряжением выше 1000 В изготовляют в закрытом исполнении, размещая их в отдельном помещении, пристроенном к электростанции, в котором сооружают комплектные ячейки заводского изготовления КРУ.
Панели управления синхронных генераторов и фидеров, питающихся на генераторном напряжении 400 В, изготовляют в виде щита каркасного типа. В последнее время на КС устанавливают щиты типа ЩУП, представляющие собой шкафы с панелями для приборов по лицевой стороне. Эти щиты бескаркасные, из листовой стали. Их конструкции позволяют собирать многопанельные щиты.
На КС, сооруженных после 1965 г., используется агрегат 11 ГД-100. Газомоторная электростанция состоит из газового двигателя типа,
генератор синхронный типа ГСД-1708-8, напряжением переменного тока 6 или 0,4 кВ, мощностью 1000 кВт, 750 об/м, степень автоматизации вторая, масса агрегата 29 т; габаритные размеры 8100 х 2320 X 4720 мм.

Рис. 14. Принципиальная схема распределительных цепей электростанции: Г1, Г2 и Г3 — генераторы; ВС — возбудитель; РВ — реостат возбуждения; А — автоматический воздушный выключатель; Тм — трансформатор, повышающий напряжение; ВНП — выключатель нагрузки; РВП — разрядник; НТМИ — измерительный трансформатор; KМ — батарея конденсаторов; ЛК —  сигнальная лампа красная; ЛЗ —  сигнальная лампа зеленая; ЛБ — сигнальная лампа белая

Эти газомоторные электростанции работают устойчиво только при нагрузке не ниже 80—90% от номинальной. Как показывает опыт их эксплуатации, при нагрузках 30—40% от номинальной эти электростанции неустойчивы в работе и поэтому не могут обеспечивать достаточно надежно электроснабжение КС. Для компрессорных станций с нагрузкой в 300—500 кВт лучше приме пять двигатели 6Г4 36/45 мощностью 500 л. с. с генератором 400 кВт или более современные автоматизированные агрегаты с газовыми двигателями.

Автоматизированные передвижные и стационарные газовые и дизельные агрегаты для резерва или временного электроснабжения потребителей газопроводов.

В качестве резерва для электроснабжения КС с газотурбинным или газомоторным приводом, а также для обеспечения строительных и пусконаладочных работ, где нет источников электроэнергии, целесообразно использовать автоматизированные электростанции с приводом от двигателей внутреннего сгорания (дизели или газовые турбины) па жидком или газообразном топливе.

Автоматизированная передвижная (устанавливаемая без фундамента) газотурбинная электростанция ПАЭС 2500 - Т/6,3 работает на двух видах топлива; на природном или попутном газе, а также на керосине. Эта станция предназначена для питания электрической энергией силовых и осветительных сетей и резервирования ответственных потребителей.
Электростанция смонтирована на двух полуприцепах-фургонах. В первом полуприцепе-фургоне установлены газотурбогенератор и часть вспомогательного оборудования. Во втором — размещены высоковольтное распределительное устройство РУ-6 (или 10) кВ, вспомогательное оборудование и рабочее место для дежурного.
Привод синхронного генератора осуществляется газотурбинным двигателем, разработанным на базе авиационной турбины высокого давления.
Электростанция имеет систему автоматического пуска и приема нагрузки не более чем за 5 мин с последующей непрерывной работой в течение 250 ч.
Во время работы электростанция автоматически пополняет топливный бак (если работает на жидком топливе) и маслосистему маслом. Агрегат имеет полную систему защит по всем параметрам турбины и генератора.

Автоматизированные стационарные электростанций АСДА на природном газе или на дизельном топливе (табл. 2).

Эти электростанции выпускаются для дизельного топлива серийно и для газа по специальному заказу. Мощность агрегатов 1000, 2000 и 1600 кВт с напряжением 10,5 и 6,3 кВ переменного тока частотой 50 Гц. АСДА полностью автоматизированы и предназначены для основного и резервного питания электроустановок промышленного назначения.
Запуск прогретого агрегата с приемом полной нагрузки производится за время не более 1 мин. Работа агрегатов без обслуживания обеспечивается автоматикой в течение 250 ч.
В комплект агрегата входят: автоматизированный двигатель с генератором, щит управления, система поддержания агрегата в прогретом состоянии и монтажное оборудование для установки агрегата на фундаменте.
Комплектная поставка агрегата предусматривает монтаж его при наличии фундамента за минимальное время до 10 дней.

Передвижные автоматизированные электростанции небольшой мощности (табл. 3).

В качестве резерва для электроснабжения аварийного освещения, устройств связи, цехов КС и электростанции, а также при пусконаладочных работах на КС и на трассе газопровода, если нет дополнительного дежурного персонала для обслуживания электростанции, рекомендуется использование автоматизированных агрегатов с двигателями внутреннего сгорания на жидком топливе.
В качестве резервного источника энергии на небольших электростанциях рекомендуется применять агрегаты тина ДГА-100, ДГА-200, ДГА-400 (табл. 4). Эти станции имеют аппаратуру для автоматического пуска и остановки.

Таблица 2
Основные параметры агрегатов АСДА (Г)

Таблица 3
Технические данные агрегатов ДГА-6, ДГА-12, ДГА-24, ДГА-48

Режимы работы генераторов электростанции.

Нормальное условие работы синхронного генератора — длительная нагрузка в пределах его номинальной мощности при отклонениях номинального напряжения ±5%. Если напряжение генератора ниже 95% от номинального, ток статора допускается увеличивать на 5% по сравнению с номинальным. Для генераторов, применяемых на газопроводах, максимальное длительное напряжение не должно превышать 10% номинального значения. Температура охлаждающего воздуха для генераторов, приводимых во вращение газомоторными двигателями, не должна превышать +35О С.  

Технические данные агрегатов ДГА-100, ДГА-200, ДГА-400

Длительно допустимая температура нагрева обмоток генератора не должна превышать для статора +100, для ротора +105° С.
При температуре охлаждающего воздуха ниже +35° С номинальная нагрузка на генератор может быть несколько повышена. При температуре входящего воздуха выше +35° С нагрузка на генератор, приводимый газовым двигателем, снижается при 45 до 85, при +40° С до 90% от номинальной.
В аварийном режиме допускается кратковременная перегрузка генератора по току независимо от температуры охлаждающего воздуха:

Большое значение для эффективного использования генератора имеет поддержание номинального коэффициента мощности. Если генератор работает с пониженным cosφ, то мощность газового двигателя используется не полностью.