Перевооружение тэц. Минэнерго разработало проект программы модернизации старых тэс, он может быть опубликован на этой неделе,- газета

ГОСТ Р 50571.18-2000
(МЭК 60364-4-442-93)

Группа Е08

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ЭЛЕКТРОУСТАНОВКИ ЗДАНИЙ

ТРЕБОВАНИЯ ПО ОБЕСПЕЧЕНИЮ БЕЗОПАСНОСТИ

Защита от перенапряжений

Раздел 442

ЗАЩИТА ЭЛЕКТРОУСТАНОВОК ДО 1 кВ ОТ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЙ, ВЫЗВАННЫХ
ЗАМЫКАНИЯМИ НА ЗЕМЛЮ В ЭЛЕКТРОУСТАНОВКАХ ВЫШЕ 1кВ

Electrical installations of buildings. Part 4. Protection for safety. Chapter 44.
Protection against overvoltages. Section 442. Protection of low-voltage
installations against faults between high-voltage systems and earth

ОКС 91.140.50
29.120.50
ОКСТУ 3402

Дата введения 2002-01-01

Предисловие

1 РАЗРАБОТАН Всероссийским научно-исследовательским институтом электрификации сельского хозяйства (ВИЭСХ) и Всероссийским научно-исследовательским институтом стандартизации и сертификации в машиностроении (ВНИИНМАШ)

ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 337 "Электроустановки жилых и общественных зданий"

2 ПРИНЯТ И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Постановлением Госстандарта России от 18 декабря 2000 г. N 372-ст

3 Настоящий стандарт представляет собой аутентичный текст международного стандарта МЭК 60364-4-442-93 "Электрические установки зданий. Часть 4. Требования по обеспечению безопасности. Глава 44. Защита от перенапряжений. Раздел 442. Защита низковольтных установок от замыканий между высоковольтными системами и землей" с Изменением N 1 (1995 г.) с дополнительными требованиями, учитывающими потребности экономики страны

4 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

Введение

Введение

Настоящий стандарт является частью комплекса государственных стандартов на электроустановки зданий, разрабатываемых на основе стандартов Международной электротехнической комиссии МЭК 364 "Электроустановки зданий". Он представляет собой аутентичный текст международного стандарта МЭК 60364-4-442-93, кроме раздела 1, уточняющего особенности применения настоящего стандарта в национальной энергетике, раздела 3, который исключает разночтения в толковании терминов, и требований (выделенных курсивом), отражающих потребности различных отраслей экономики страны, в том числе и сельскохозяйственного производства.

Нумерация разделов, пунктов и подпунктов в настоящем стандарте, начиная с раздела 442.1, полностью соответствует принятой в МЭК 60364-4-442-93 с учетом Изменения N 1 (1995 г.) (введены новые разделы 442.6 и 442.7).

Таблица 44А в настоящем стандарте заменена новой в соответствии с Изменением N 1.

В настоящем стандарте принята та же нумерация рисунков и те же условные обозначения, что и в МЭК 60364-4-442-93.

Требования настоящего стандарта дополняют, изменяют или заменяют требования других частных стандартов комплекса стандартов на электроустановки зданий. Отсутствие ссылки на главу, раздел или пункт частного стандарта означает, что соответствующие требования стандарта распространяются и на данный случай.

1 Область применения

Настоящий стандарт распространяется на электроустановки зданий, применяемые во всех отраслях экономики страны, независимо от их принадлежности и форм собственности, и устанавливает требования по обеспечению электробезопасности путем защиты от перенапряжений, которые могут возникнуть в электроустановках до 1 кВ из-за замыканий на землю в электроустановках выше 1 кВ. При этом электроустановки до и выше 1 кВ могут быть как электрически связанными, так и не связанными между собой. Под термином "электрически" понимается связь как непосредственная по объединенным между собой нейтральным проводящим частям электроустановок различных напряжений, так и через питающие понижающие трансформаторы. Электрически не связанные между собой электроустановки наиболее часто имеют место в сельской местности и представляют собой, как правило, автономные источники электроснабжения напряжением до 1 кВ, расположенные вблизи воздушных линий электропередачи установок выше 1 кВ в сетях с эффективно заземленной нейтралью или вблизи трансформаторных подстанций таких установок.

Применительно к сельскохозяйственному производству защита от перенапряжений должна обеспечивать электробезопасность не только людей, но и сельскохозяйственных животных, включая устранение электропатологии скота, т.е. снижение продуктивности под воздействием безопасных для жизни весьма малых напряжений прикосновения.

Стандарт предназначен для проектных, монтажных, пусконаладочных и эксплуатационных организаций любых форм собственности.

Требования, дополняющие МЭК 60364-4-442-93 и учитывающие потребности экономики страны, выделены в тексте настоящего стандарта курсивом.

Требования настоящего стандарта являются обязательными.

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ 30331.2-95 (МЭК 364-3-93)/ГОСТ Р 50571.2-94 (МЭК 364-3-93) Электроустановки зданий. Часть 3. Основные характеристики

ГОСТ 30331.3-95 (МЭК 364-4-41-92)/ГОСТ Р 50571.3-94 (МЭК 364-4-41-92) Электроустановки зданий. Часть 4. Требования по обеспечению безопасности. Защита от поражений электрическим током

ГОСТ Р 50571.14-96 (МЭК 364-7-705-84) Электроустановки зданий. Часть 7. Требования к специальным электроустановкам. Раздел 705. Электроустановки сельскохозяйственных и животноводческих помещений

3 Определения

В настоящем стандарте применяют следующие термины.

3.1 земля (относительная, эталонная): Проводящая электрический ток и находящаяся вне зоны влияния какого-либо заземлителя часть земной коры, электрический потенциал которой принимают равным нулю.

3.2 локальная земля: Часть земли, находящаяся в контакте с заземлителем, электрический потенциал которой под влиянием тока, стекающего с заземлителя, может быть отличен от нуля. В случаях, когда отличие от нуля потенциала части земли не имеет принципиального значения, вместо термина "локальная земля" используют общий термин "земля".

3.3 электроустановка до 1 кВ: Электроустановка, номинальное значение напряжения в которой не превышает 1 кВ.

3.4 электроустановка выше 1 кВ: Электроустановка, номинальное значение напряжения в которой равно или выше 1 кВ.

3.5 электрическая сеть с эффективно заземленной нейтралью: Трехфазная электрическая сеть выше 1 кВ, в которой коэффициент замыкания на землю не превышает 1,4.

3.6 коэффициент замыкания на землю: Отношение разности потенциалов в трехфазной электрической сети между неповрежденной фазой и землей в точке замыкания на землю другой фазы или двух других фаз к разности потенциалов между фазой и землей в этой точке до замыкания.

3.7 проводящая часть: Часть, способная проводить электрический ток.

3.8 нейтральная проводящая часть (нейтральный проводник): Часть электроустановки, способная проводить электрический ток, потенциал которой в нормальном эксплуатационном режиме равен или близок к нулю, например корпус трансформатора, шкаф распредустройства, кожух пускателя, проводник системы уравнивания потенциалов, PEN-проводник и т.п.

3.9 открытая проводящая часть: Доступная прикосновению проводящая часть, нормально не находящаяся под напряжением, но которая может оказаться под напряжением при повреждении изоляции.

3.10 сторонняя проводящая часть: Проводящая часть, не являющаяся частью электроустановки.

3.11 проводник: Часть, предназначенная для проведения электрического тока определенного значения.

3.12 токоведущая часть: Проводник или проводящая часть, предназначенные для работы под напряжением в нормальном эксплуатационном режиме работы электроустановки.

3.13 замыкание на землю: Случайное или преднамеренное (например, при срабатывании короткозамыкателя) возникновение проводящей цепи между находящейся под напряжением токоведущей частью и землей или не изолированной от земли проводящей частью.

3.14 заземление: Преднамеренное электрическое соединение данной точки системы или установки, или оборудования с локальной землей посредством заземляющего устройства.

3.15 заземляющее устройство: Совокупность заземлителя и заземляющих проводников.

3.16 заземлитель: Часть заземляющего устройства, состоящая из одного или нескольких электрически соединенных между собой заземляющих электродов.

3.17 электрически независимый заземлитель (независимый заземлитель): Заземлитель, расположенный на таком расстоянии от других заземлителей, что токи растекания с них не оказывают существенного влияния на электрический потенциал независимого заземлителя.

3.18 заземляющий проводник: Проводник, соединяющий заземляемую точку системы или установки, или оборудования с заземлителем.

3.19 заземляющий электрод (электрод заземлителя): Проводящая часть, находящаяся в электрическом контакте с локальной землей непосредственно или через промежуточную проводящую среду, например через слой бетона или проводящее антикоррозионное покрытие.

3.20 потенциаловыравнивающий электрод: То же, что и заземляющий электрод, но используемый для выравнивания электрических потенциалов.

3.21 сопротивление заземляющего устройства: Отношение напряжения на заземляющем устройстве (по отношению к земле) в точке заземления системы или устройства или оборудования к току, стекающему с заземлителя в землю, равное сумме сопротивления заземляющего проводника и сопротивления растеканию заземлителя.

3.22 сопротивление растеканию заземлителя (сопротивление растеканию тока с заземлителя в землю): Отношение напряжения в точке на заземлителе в месте присоединения заземляющего проводника (по отношению к земле) к току, стекающему с заземлителя в землю.

3.23 уравнивание электрических потенциалов: Электрическое соединение проводящих частей друг с другом для достижения их эквипотенциальности.

3.24 защитное уравнивание электрических потенциалов: Уравнивание электрических потенциалов в целях обеспечения электробезопасности путем устранения разности электрических потенциалов между всеми одновременно доступными прикосновению открытыми проводящими частями стационарного электрооборудования и сторонними проводящими частями, включая металлические части строительных конструкций зданий, достигаемое надежным соединением этих частей друг с другом при помощи проводников.

3.25 система защитного уравнивания электрических потенциалов (устройство защитного уравнивания электрических потенциалов): Совокупность проводников и их соединений с проводящими частями, обеспечивающая защитное уравнивание потенциалов.

3.26 защитное выравнивание электрических потенциалов: Мера обеспечения электробезопасности, заключающаяся в снижении относительной разности электрических потенциалов между различными точками на поверхности локальной земли или проводящего пола (шагового напряжения), между этими точками и заземляющим устройством или открытыми проводящими частями (напряжения прикосновения) в нормальном и аварийном режимах работы, достигаемая соединением заземляющего устройства и открытых проводящих частей с уложенными в локальной земле или проводящем полу потенциаловыравнивающими электродами.

3.27 выравнивание электрических потенциалов: То же, что и защитное выравнивание электрических потенциалов, но выполняемое не только для обеспечения электробезопасности, но и для иных целей, например для устранения вредных (вызывающих помехи) напряжений в специальных высокочувствительных установках информационных технологий.

3.28 система выравнивания электрических потенциалов (устройство выравнивания электрических потенциалов, сокращенно УВЭП): Система, устройство, обеспечивающие выравнивание электрических потенциалов.

3.29 напряжение прикосновения: Напряжение между двумя открытыми проводящими частями при одновременном прикосновении к ним человека или животного, а также напряжение между открытой проводящей частью, к которой прикасается человек или животное, и местом на поверхности локальной земли или проводящего пола, на котором стоит человек или животное.

3.30 ожидаемое напряжение прикосновения: То же, что и напряжение прикосновения, но в предположении, что человек или животное отсутствует.

3.31 шаговое напряжение: Напряжение между двумя точками на поверхности локальной земли или проводящего пола, находящимися на расстоянии 1 м одна от другой (применительно к человеку) и на расстоянии 1,4 м (применительно к крупному рогатому скоту), которое рассматривается как длина шага человека или как расстояние между передними и задними конечностями животного.

3.32 напряжение замыкания на землю в электроустановке выше 1 кВ (напряжение замыкания): Напряжение на заземляющем устройстве (по отношению к земле) в точке заземления электроустановки выше 1 кВ в момент замыкания на землю токоведущей части этой электроустановки, равное произведению сопротивления заземляющего устройства на стекающий с него в землю ток.

3.33 критическое напряжение (предпробивное напряжение): Напряжение, приложенное к электрической изоляции токоведущих частей электроустановки до 1 кВ в момент замыкания на землю в электроустановке выше 1 кВ и способное при определенных значениях вызвать ее пробой.

3.34 допустимое критическое напряжение (расчетное напряжение): Критическое напряжение, принимаемое в расчетах за основу при проектировании электроустановок.

3.35 время действия защиты от замыкания на землю (длительность замыкания на землю, продолжительность замыкания на землю, время отключения): Период времени от момента возникновения замыкания на землю до момента срабатывания отключающегося устройства, т. е. до момента отключения поврежденного участка.

3.36 система заземления (заземляющая система): Совокупность заземляющих устройств подстанции, открытых проводящих частей потребителя и нейтрального проводника в электроустановке до 1 кВ.

3.37 тип системы заземления: Показатель, характеризующий отношение к земле нейтрали трансформатора на подстанции и открытых проводящих частей у потребителя, а также устройство нейтрального проводника. Обозначение типов систем заземления - по ГОСТ 30331.2/ГОСТ Р 50571.2 . Различают TN-, ТТ- и IT-системы, две первых из которых имеют заземленную нейтраль на трансформаторной подстанции, а третья - изолированную. TN-система по устройству нейтрального проводника в свою очередь делится на TN-S-, TN-C и TN-C-S-системы.

3.38 зануление: Преднамеренное электрическое соединение нейтральной проводящей части (нейтрального проводника) в электроустановке до 1 кВ с заземленной нейтралью трансформатора на подстанции.

3.39 нулевой рабочий проводник (N-проводник): Проводник в электроустановке до 1 кВ, предназначенный для питания однофазных электроприемников и соединенный с заземленной нейтралью трансформатора на подстанции.

3.40 защитный проводник (РЕ-проводник): Проводник в электроустановке до 1 кВ, предназначенный для целей безопасности и соединяющий открытые проводящие части у потребителя с заземляющим устройством.

3.41 совмещенный нулевой рабочий и защитный проводники (PEN-проводник): Проводник в электроустановке до 1 кВ, совмещающий в себе функции нулевого рабочего и защитного проводников.

442.1 Общие положения

442.1.1 Назначение

Требования настоящего стандарта предназначены для обеспечения электробезопасности людей и сельскохозяйственных животных, а также защиты электрооборудования в электрических установках до 1 кВ в случае замыкания на землю на стороне выше 1 кВ на трансформаторной подстанции, от которой электроустановка получает питание.

442.1.2 Напряжения замыкания

Напряжения замыкания на землю в электроустановке выше 1 кВ и вызванные этим замыканием ожидаемые напряжения прикосновения между открытой проводящей частью и локальной землей в электроустановке до 1 кВ не должны превышать значений, определяемых соответственно по кривым F и Т на рисунке 44А для различных времен срабатывания защиты от замыканий на землю в электроустановках выше 1 кВ.

442.1.3 Критические напряжения

Критические напряжения, возникшие в электроустановке до 1 кВ из-за замыкания на землю в электроустановке выше 1 кВ, не должны превышать значений, приведенных в таблице 44А для различных времен срабатывания защиты от замыканий на землю в электроустановках выше 1 кВ.

Примечания

1 Критическое напряжение - это напряжение промышленной частоты, которое воздействует на электрическую изоляцию токоведущих частей электроустановки до 1 кВ в момент замыкания на землю в электроустановке выше 1 кВ.

2 Более высокие значения критического напряжения допустимы для электрооборудования до 1 кВ на трансформаторных подстанциях в случаях, когда изоляция отвечает условиям 442.3.

3 Применительно к электроустановкам сельскохозяйственных и животноводческих помещений следует вместо таблицы 44А пользоваться данными таблицы 1, приведенной в ГОСТ Р 50571.14 .


Таблица 44А

442.2 Заземляющие устройства трансформаторных подстанций

На трансформаторной подстанции выполняют одно заземляющее устройство, к которому подсоединяют:

- заземляющие электроды;

- заземляющие проводники;

- потенциаловыравнивающие электроды;

- корпуса трансформаторов;

- металлическую броню кабелей напряжением выше 1 кВ;

- металлическую броню кабелей напряжением до 1 кВ, за исключением тех, у которых нейтральный проводник заземлен на независимый заземлитель;

- открытые проводящие части оборудования до и выше 1 кВ;

- сторонние проводящие части.

442.3 Требования, предъявляемые к заземляющим устройствам трансформаторных подстанций

Считается общепринятым, что требования, перечисленные в 442.4 и 442.5, будут автоматически выполнены для подстанций с малыми токами замыкания на землю, если имеет место хотя бы одно из условий 442.3.1 и 442.3.2. Если же ни одно из этих условий не выполнено, то необходимо следовать требованиям 442.4 и 442.5.

Применительно к электроустановкам сельскохозяйственных и животноводческих помещений, особенно когда речь идет об обеспечении электробезопасности сельскохозяйственных животных, которые по сравнению с человеком более чувствительны к действию электрического тока, необходимо учитывать условия, изложенные в ГОСТ Р 50571.14 .

442.3.1 Условия, учитываемые при выполнении заземляющих устройств

С позиции обеспечения требований, предъявляемых к заземляющим устройствам трансформаторных подстанций, следует рассматривать следующие возможные варианты отходящих от подстанции кабельных линий, влияющих на общее сопротивление заземляющего устройства подстанции:

- один кабель напряжением выше 1 кВ длиной не менее 1 км, металлическая броня которого присоединена к заземляющему устройству трансформаторной подстанции;

- то же, напряжением до 1 кВ;

- несколько кабелей одного или различных напряжений (до и выше 1 кВ), металлические оболочки которых присоединены к заземляющему устройству трансформаторной подстанции, при условии, что их общая длина не менее 1 км.

442.3.2 Сопротивление заземляющего устройства

На выполнение требований 442.4 и 442.5 оказывают влияние различные условия, одним из которых является сопротивление естественных заземлителей открытых проводящих частей трансформаторной подстанции, не превышающее 1 Ом.

442.4 Требования, предъявляемые к заземляющим устройствам трансформаторных подстанций, с учетом типов применяемых заземляющих систем

442.4.1 Условные обозначения

В настоящем стандарте приняты следующие условные обозначения:

- часть тока замыкания на землю в электроустановке выше 1 кВ, который протекает через заземляющее устройство открытых проводящих частей трансформаторной подстанции;

- часть тока замыкания на землю, который протекает через заземляющее устройство открытых проводящих частей электроустановки до 1 кВ у потребителя электроэнергии;

- сопротивление заземляющего устройства открытых проводящих частей трансформаторной подстанции;

- сопротивление заземляющего устройства открытых проводящих частей электроустановки до 1 кВ у потребителя электроэнергии;

- сопротивление независимого заземляющего устройства;

- полное сопротивление (импеданс) резистора или иных элементов, через которые подсоединяют нейтраль трансформатора к заземляющему устройству;

- фазное напряжение между проводами и нейтралью электроустановки до 1 кВ;

- напряжение между двумя фазными проводами электроустановки до 1 кВ (линейное напряжение);

- напряжение в электроустановке до 1 кВ между открытыми проводящими частями и землей (ожидаемое напряжение прикосновения) у потребителя электроэнергии, возникающее при замыкании на землю в электроустановке выше 1 кВ;

- критическое напряжение в оборудовании напряжением до 1 кВ трансформаторной подстанции;

- критическое напряжение в оборудовании напряжением до 1 кВ у потребителя электроэнергии;

- максимально допустимое ожидаемое напряжение прикосновения к открытым проводящим частям электроустановки до 1 кВ у потребителя электроэн

442.4.2 TN-системы

a) В случаях, когда напряжение замыкания лежит во временных пределах, указанных на рисунке 44А, нейтральный проводник электроустановки до 1 кВ потребителя электроэнергии может быть подсоединен к заземляющему устройству открытых проводящих частей трансформаторной подстанции (см. TN-a на рисунке 44В).

Примечание - Если открытые проводящие части электроустановки до 1 кВ потребителя электроэнергии находятся в зоне действия системы выравнивания электрических потенциалов, ожидаемое напряжение прикосновения будет близко к нулю (см. раздел 413 ГОСТ 30331.3/ГОСТ Р 50571.3).

b) Если условие подпункта а) не выполняется, нейтральный проводник электроустановки до 1 кВ потребителя электроэнергии должен быть заземлен через электрически независимый заземлитель (см. TN-b на рисунке 44В). В этом случае применяют правила раздела 442.5.1.

442.4.3 ТТ-системы

a) Если напряжение замыкания на землю на стороне выше 1 кВ и продолжительность этого замыкания соответствуют требованиям таблицы 44А, нейтральный проводник электроустановки до 1 кВ может быть присоединен к заземляющему устройству открытых проводящих частей трансформаторной подстанции (см. ТТ-а на рисунке 44С).

b) В случае, когда условие подпункта а) не выполняется, нейтральный проводник электроустановки до 1 кВ должен быть заземлен на электрически независимый заземлитель (см. ТТ-b на рисунке 44С). В этом случае применяют правила раздела 442.5.1.

Если открытые проводящие части электроустановки до 1 кВ потребителя электроэнергии находятся в зоне действия системы выравнивания электрических потенциалов трансформаторной подстанции, то ожидаемые напряжения прикосновения к этим открытым проводящим частям стоящих на земле людей близки к нулю.

442.4.4 IТ-системы

a) Когда напряжение замыкания отключается за время, приведенное на рисунке 44А, открытые проводящие части электроустановки до 1 кВ потребителя электроэнергии могут быть подсоединены к заземляющему устройству открытых проводящих частей подстанции (см. рисунки 44D, 44J и 44К).

Если это условие не выполняется, то открытые проводящие части электроустановки до 1 кВ потребителя электроэнергии должны быть подсоединены к заземляющему устройству, электрически независимому от заземляющего устройства открытых проводящих частей трансформаторной подстанции (см. рисунки 44Е-44Н), либо у потребителя должно быть выполнено УВЭП.

b) Если открытые проводящие части электроустановки до 1 кВ потребителя электроэнергии заземлены с помощью заземляющего устройства, электрически независимого от заземляющего устройства трансформаторной подстанции, и когда соотношение между критическим напряжением () и временем отключения, данными в таблице 44А, соответствует оборудованию электроустановки до 1 кВ потребителя электроэнергии, полное сопротивление (импеданс) нейтрали системы низкого напряжения может быть подсоединено к заземляющему устройству открытых проводящих частей трансформаторной подстанции (см. рисунок 44Е).

Если не выполняется это условие, полное сопротивление нейтрали должно быть подсоединено через электрически независимый заземлитель (см. рисунки 44F и 44Н). В этом случае применяют правила 442.5.2.

Рисунок 44А

Рисунок 44А - Зависимость напряжения замыкания (кривая ) и
ожидаемого напряжения прикосновения (кривая ) от максимальной
длительности замыкания на землю на стороне выше 1 кВ

Рисунок 44В

Рисунок 44В - TN-сиcтемы

Рисунок 44С

Рисунок 44С - TТ-сиcтемы

Рисунок 44D

Рисунок 44D - IT-сиcтемы, пример а)

Рисунок 44Е

1) В установке до 1 кВ замыкания нет

2) Первое замыкание в установке до 1 кВ

Рисунок 44Е - IT-сиcтемы, пример b)

Рисунок 44F

1) В установке до 1 кВ замыкания нет

2) Первое замыкание в установке до 1 кВ

Рисунок 44F - IT-сиcтемы, пример c1)

Рисунок 44G

1) В установке до 1 кВ замыкания нет

2) Первое замыкание в установке до 1 кВ

Рисунок 44G - IT-сиcтемы, пример c1)

Рисунок 44H

1) В установке до 1 кВ замыкания нет

2) Первое замыкание в установке до 1 кВ

Рисунок 44H - IT-сиcтемы, пример d)

Рисунок 44J

1) В установке до 1 кВ замыкания нет

2) Первое замыкание в установке до 1 кВ

Рисунок 44J - IT-сиcтемы, пример e1)

Рисунок 44K

1) В установке до 1 кВ замыкания нет

2) Первое замыкание в установке до 1 кВ

Рисунок 44K - IT-сиcтемы, пример e2)

442.5 Ограничение критического напряжения в оборудовании до 1 кВ трансформаторных подстанций

442.5.1 TN- и ТТ-системы

Если в системах TN и ТТ нейтральный проводник заземлен через заземляющее устройство, электрически независимое от заземляющего устройства открытых проводящих частей трансформаторной подстанции (см. TN-b на рисунке 44В и ТТ-b на рисунке 44С), критическое напряжение () должно отключаться в течение времени, зависящего от уровня изоляции оборудования напряжением до 1 кВ трансформаторной подстанции.

Примечание - Уровень изоляции оборудования напряжением до 1 кВ трансформаторной подстанции может быть выше указанного в таблице 44А.

442.5.2 IT-системы

Если в IT-системе открытые проводящие части установки потребителя и резисторы в нейтрали, если они есть, заземлены через заземляющие устройства, электрически независимые от заземляющего устройства трансформаторной подстанции (см. рисунки 44F, 44G и 44Н), критическое напряжение () должно отключаться в течение времени, зависящего от уровня изоляции оборудования напряжением до 1 кВ трансформаторной подстанции.

442.6 Критические напряжения в случае обрыва нейтрального проводника в TN- и ТТ-системах

При проектировании электроустановки необходимо рассматривать возможные случаи обрыва нейтрального проводника в трехфазных TN- и ТТ-системах, и при выборе электрооборудования и его компонентов с основной, двойной и усиленной электрической изоляцией следует учитывать, что при обрыве нейтрального проводника на электрическую изоляцию будет действовать уже не фазное, а линейное напряжение, которое в раз выше фазного ().

442.7 Критические напряжения в случае замыкания на землю в IТ-системе

Во время выполнения расчетов необходимо рассматривать возможные случаи замыкания на землю одного из проводов трехфазной IT-системы, и при выборе электрооборудования и его компонентов с основной, двойной и усиленной электрической изоляцией учитывать, что при таком замыкании на землю на изоляцию будет действовать уже не фазное, а линейное напряжение, которое в раз выше фазного ().

ПРИЛОЖЕНИЕ А (справочное). Пояснения в отношении раздела 442.1 и пунктов 442.1.2, 442.1.3

ПРИЛОЖЕНИЕ А
(справочное)

А.442.1 Общие положения

Требования этого раздела направлены на обеспечение безопасности людей и защиту оборудования в электроустановке до 1 кВ в случае возникновения замыкания на землю в электроустановке выше 1 кВ.

Замыкания между электроустановками напряжений до и выше 1 кВ могут иметь место на трансформаторных подстанциях и их коммутационных устройствах, работающих на напряжении выше 1 кВ. При подобных замыканиях ток протекает через заземляющее устройство, к которому подсоединены все открытые проводящие части подстанции.

Значение тока замыкания на землю зависит от полного сопротивления (импеданса) заземления нейтрали, т.е. от того, каким образом заземлена нейтраль электроустановки выше 1 кВ (эффективное заземление или заземление через дугогасящие катушки).

Ток замыкания, протекающий через заземляющее устройство открытых проводящих частей трансформаторной подстанции, вызывает появление электрического потенциала на этих частях по отношению к земле, и его значение зависит от двух факторов:

- значения тока замыкания;

- значения сопротивления заземления открытых проводящих частей подстанции.

Напряжение замыкания может достигать нескольких тысяч вольт и в зависимости от заземляющей системы электроустановки может вызвать:

- общее увеличение по отношению к земле электрического потенциала заземляющей системы электроустановки до 1 кВ, который может вызвать пробой электрической изоляции оборудования и тем самым вывести его из строя;

- увеличение по отношению к земле электрического потенциала открытых проводящих частей электроустановки до 1 кВ, что может привести к возникновению опасного ожидаемого напряжения прикосновения.

Следует помнить, что для ликвидации замыкания на землю в электроустановках выше 1 кВ требуется сравнительно больше времени, нежели в электроустановках до 1 кВ при замыканиях на корпус, поскольку реле устройства защиты настроены на отключение так, чтобы имелось некоторое "время задержки" для автоматического распознавания нежелательных переходных процессов. Кроме того, собственное время срабатывания самого устройства защиты в электроустановках выше 1 кВ также больше по сравнению со временем срабатывания защиты в электроустановке до 1 кВ. Это означает, что результирующая продолжительность напряжения замыкания на землю и продолжительность ожидаемого напряжения прикосновения к открытым проводящим частям электроустановки до 1 кВ может оказаться больше, чем время, установленное правилами для этих электроустановок.

Перенапряжения, вызванные замыканиями на землю в электроустановках выше 1 кВ, могут приводить к отказам в работе трансформаторной подстанции на стороне до 1 кВ или к отказам в работе электроустановки до 1 кВ потребителя электроэнергии. Указанные отказы обычно имеют место при неправильной работе средств защиты в условиях кратковременных перенапряжений и часто приводят к различного рода сбоям и даже к полному отключению электроустановки.

Далее рассматриваются случаи замыканий на землю в электроустановках выше 1 кВ.

Эффективное заземление нейтрали электроустановки выше 1кВ

В электроустановках с эффективно заземленной нейтралью, нейтрали трансформаторов подсоединяют к заземляющим устройствам напрямую или через устройства с низким общим сопротивлением (импедансом) и в них замыкания на землю ликвидируются за сравнительно короткие времена благодаря четкой работе устройств защиты от замыканий на землю.

По действующим в России правилам устройства электроустановок под электрической сетью с эффективно заземленной нейтралью понимают трехфазную электрическую сеть выше 1 кВ, в которой коэффициент замыкания на землю не превышает 1,4. Коэффициент замыкания на землю - это отношение разности электрических потенциалов в трехфазной электрической сети между неповрежденной фазой и землей в точке замыкания на землю другой или двух других фаз к разности потенциалов между фазой и землей в этой точке до замыкания на землю.

Трансформаторные подстанции, на которых нейтрали трансформаторов не соединены с землей, не рассматривают в рамках электроустановок с эффективно заземленной нейтралью.

Емкостные токи при замыканиях на землю в таких электроустановках также в расчет не берут.

Электроустановки выше 1кВ с изолированной нейтралью

В настоящем стандарте рассматривают только случаи первого замыкания на стороне выше 1 кВ трансформаторной подстанции на соединенные с заземляющим устройством открытые проводящие части. Возникающий при этом емкостный ток может быть отключен или не отключен в зависимости от значения этого тока и уставки устройства защиты. Если отключение не последует, то такой аварийный режим будет продолжаться неопределенно долгое время.

Электроустановки выше 1кВ с дугогасительными катушками

При рассмотрении замыканий на землю на стороне выше 1 кВ трансформаторной подстанции дугогасительные катушки в расчет не принимают.

Если в электроустановке выше 1 кВ с дугогасительными катушками замыкание на трансформаторной подстанции на стороне напряжением выше 1 кВ происходит на связанные с заземляющим устройством подстанции открытые проводящие части, то возникающий при этом ток замыкания на землю оказывается, как правило, ничтожно малым (постоянная составляющая этого тока обычно не превышает десятых долей ампера). Эти токи могут оставаться довольно длительное время.

Рисунок 44А получен на основании кривой С1 МЭК 479-1 .

При рассмотрении напряжений замыкания на землю в электроустановке выше 1 кВ необходимо учитывать:

a) сравнительно низкую степень риска (малую вероятность) замыкания на землю в электроустановке выше 1 кВ;

b) тот факт, что ожидаемое напряжение прикосновения к открытым проводящим частям электроустановки всегда ниже напряжения замыкания, объясняемый наличием устройств выравнивания и уравнивания электрических потенциалов в электроустановке в соответствии с требованиями, изложенными в 413.1.1.2 ГОСТ 30331.3/ГОСТ Р 50571.3 , и дополнительных устройств заземления в рассматриваемой электроустановке до 1 кВ потребителя электроэнергии или в других электроустановках, получающих энергию от той же трансформаторной подстанции.

Значения напряжения 650 В для длительности замыкания 0,2 с и 430 В для автоматического отключения за время более 0,2 с несколько превышают данные на рисунке 44А.

А.442.1.3 Критические напряжения

Значение 1,5+750 В составляет 0,75 от самого низкого испытательного напряжения оборудования до 1 кВ и дает возможность использовать правила этого раздела для заземленных напрямую электроустановок выше 1 кВ.

Различные варианты для IТ-систем

Рассматривается первое замыкание в электроустановке до 1 кВ (см. 442.4.4 и 442.5.2)

тема: (309 материалов)

В настоящее время работает депутатская комиссия, занимающаяся вопросом модернизации ТЭЦ Бишкека на средства китайского кредита. Судя по тому, как долго она рассматривает подробности соглашения с "Эксимбанком" Китая и принятия объекта в эксплуатацию, отчет комиссии хотят похоронить. сайт решил вспомнить главных лиц, участвующих в подготовке соглашения, и тех, при ком открывали модернизированную часть теплоэлектроцентрали.

Соглашение между Китаем и Кыргызстаном

16 июля 2013 года ОАО "Электрические станции" и китайская компания ТВЕА заключили кредитное соглашение на реализацию проекта "Модернизация ТЭЦ Бишкека" на сумму $386 млн . По информации ТВЕА, проект модернизации осуществлен в рамках межправительственного соглашения.

Для этого власти Кыргызстана одобрили кредит от "Эксимбанка" Китая в размере $386 млн. С учетом процентов до 2033 года наша страна должна вернуть $480 млн. С 14 мая 2014 года Кыргызстан выплачивает только проценты. Период погашения основной суммы кредита начинается с 21 апреля 2025 года.

Кроме того, ТВЕА предоставила ОАО "Электрические станции" грант на общую сумму $20,3 млн : $3 млн потратили на подготовку ТЭЦ для строительства Кара-Кечинской ТЭС, $9 млн – на покупку двух автотрансформаторов и их монтаж, $1 млн - на закупку кабельной продукции, $3 млн - на обучение персонала ТЭЦ Бишкека, примерно $1 млн заложили на обслуживание линии электропередачи "Датка-Кемин", на $200 тыс. купили мебель для административного здания ТЭЦ. Например, купили 200 стульев по $130 за штуку. $100 тыс. потратили на оргтехнику. $1 млн ТВЕА обещала потратить на спецтехнику, которую предоставит стране после модернизации ТЭЦ.

За $2 млн китайская сторона обязалась построить школу в новостройке "Калыс-Ордо". Ее открыли в 2017 году, так как трижды менялись подрядчики. Но позже Генпрокуратура возбудила дело из-за хищений при ее строительстве.

Отметим, ТВЕА сама покупала оборудование в Китае и сама выбирала субподрядчиков для проекта. В контракте говорится, что подрядчик не обязан предоставлять подробную расшифровку ценового перечня. Что касается гранта, то, по данным Госкомитета промышленности, энергетики и недропользования, ТВЕА сама решала, на что потратить грант, и определяла стоимость покупок условно. Детальных документов о том, как тратились грантовые деньги, нет.

На такие условия соглашения подписались кыргызстанские чиновники.

"Кыргызская сторона заключила договор с таким условием: мы берем на себя $386 млн долга, а вы нам строите два котла. Как вы строите, как вы покупаете - к сожалению, это условие мы не контролировали. Так заложено в договоре", - кратко объяснил суть соглашения Исхак Масалиев, член депутатской комиссии по модернизации ТЭЦ.

До аварии на ТЭЦ, случившейся в январе 2018 года, на территории, которая не модернизировалась, подробности кредитного соглашения не обсуждались. Было не комильфо после одного из выступлений президента.

"Когда кто-то говорит, что не надо было кредит брать на "Датка-Кемин" или ТЭЦ Бишкека, я скажу: или это недоумки, или люди, выполняющие чье-то поручение. Если бы у нас не было "Датка-Кемин", если бы мы не сделали реконструкцию ТЭЦ, если бы у нас не хватало электроэнергии, какой инвестор сюда придет?" – .

Из-за чего скандал?

Детонатором послужила авария на ТЭЦ в январе 2018 года, когда примерно неделю бишкекчане мерзли в квартирах. Несмотря на то что авария произошла на территории старой ТЭЦ, встал вопрос: почему не справилась новая? Тогда же начали поднимать вопрос о том, была ли коррупция при заключении соглашения и во время модернизации и кто к ней причастен.

1. Условия соглашения

Кредит предоставили на условиях, что TBEA делает все сама. Таким образом, Кыргызстан не мог принимать участия в выборе оборудования, подрядчиков и пр. Кыргызстан только платит кредит. Об этом сейчас говорят чиновники и энергетики. При этом обслуживание кредита отнюдь не дешевое. То есть недавно построенную часть ТЭЦ, возможно, нужно будет заново модернизировать до того, как страна вернет кредит.

2. Стоимость модернизации

Общественность и депутаты докопались до того, что нашли некоторые финансовые документы. Многие вещи при модернизации закупали по крайне завышенным ценам. Всплыли данные, что плоскогубцы стоили $600, вулканизатор - $9 500, видеокамеры наблюдения - $14,5 тыс. за штуку.

Директор ТЭЦ Омуркул Нурлан уулу после увольнения разоткровенничался. По его мнению, - $250-260 млн, а не $386 млн, которые на нее в итоге потратили.

Учитывая, что все стали изучать проекты TBEA в других странах, тоже напрашивается вопрос: почему так дорого строили у нас? А ведь чем больше цена, тем сложнее выплачивать кредит.

3. Технические характеристики

Условия соглашения обсуждались в 2013 году. Тогда российский завод "Сибэнергомаш", чьи котлы стоят на ТЭЦ Бишкека, раскритиковал проект модернизации. И перечислил, .

Плюс сейчас изучается следующий вопрос: почему цех химводоподводки к новым агрегатам начнут строить только в этом году, ведь старый химцех был рассчитан только на старое оборудование, а к нему подключили и старое, и новое. Именно там произошла авария. Изначально химцеха вообще не было в проекте. ТВЕА, основываясь на переданные данные от ТЭЦ, приняла решение о том, что нет необходимости строительства цеха для новых блоков. Но только в середине 2017 года, когда уже надо было перерезать красную ленту, Нацэнергохолдинг и "Электрические станции" буквально заставили китайцев построить в счет утвержденного бюджета. Тогда директором компании только назначили Узака Кадырбаева.

В итоге депутаты создали свою комиссию по изучению вопроса модернизации. Также правительство создало межведомственную комиссию. А ГКНБ завел уголовное дело.

Кто имел отношение к заключению соглашения?

Жанторо Сатыбалдиев, премьер-министр 2012-2014 годов

Сатыбалдиев ответственность возложил на Министерство энергетики и ОАО "Электрические станции".

Распоряжение премьер-министра Жанторо Сатыбалдиева о начале переговоров с китайской компанией по условиям проведения модернизации и финансирования проекта подписано 8 июля 2013 года. Сатыбалдиев поручил Министерству энергетики и промышленности и Министерству финансов вместе с TBEA и Экспортно-импортным банком Китая проработать проект кредитного соглашения на получение финансирования от последнего.

Глава правительства также утвердил отдельную межведомственную комиссию по проведению переговоров. От Кыргызстана в нее вошли министр энергетики и промышленности Осмонбек Артыкбаев , три депутата парламента от комитетов по бюджету и финансам, по топливно-энергетическому комплексу и недропользованию и по международным делам, заместители министров энергетики и промышленности, финансов, экономики, зампредседателя Фонда госимущества, представитель Наблюдательного совета по инициативе прозрачности ТЭК, гендиректор ОАО "Электрические станции" Салайдин Авазов и директор ТЭЦ Бишкека Андрей Воропаев .

На заседании депутатской комиссии Жанторо Сатыбалдиев заявил, что в техническую часть модернизации ТЭЦ и соглашения с TBEA не вмешивался. Так как всецело посвятил себя решению проблем с "Кумтором". Экс-премьер, доверившийся тогда руководителям энергосектора, сказал: "Специалисты сказали, что все нужные вещи указали в техническом задании. Салайдин Авазов (директор "Электрических станций" в 2013 году) сказал, что все указано. Я доверяю этому человеку".

Он заверил, что документы по модернизации ТЭЦ подготовили Министерство энергетики и ОАО "Электрические станции".

Осмонбек Артыкбаев, министр энергетики в 2013-2014 годах

Артыкбаев ответственность возложил на ОАО "Электрические станции".

Бывший министр, а ныне действующий депутат Жогорку Кенеша от фракции СДПК Осмонбек Артыкбаев по поводу заключения соглашения рассказал, что переговоры о модернизации ТЭЦ с китайским "Эксимбанком" и ТВЕА вело ОАО "Электрические станции".

Айбек Калиев, заместитель министра энергетики в 2013 году

Возложил ответственность на министра Артыкбаева и "Электрические станции".

Калиев был заместителем Артыкбаева, участвовал в различных совещаниях на правительственном уровне, посвященных модернизации ТЭЦ.

Салайдин Авазов, гендиректор ОАО "Электрические станции"

Кого считает ответственным, неизвестно. На заседания депутатской комиссии он не является.

Авазов, возглавлявший энергокомпанию на момент заключения соглашения, уже летом 2014 года предусмотрительно ушел на другую должность. Он стал мэром Джалал-Абада.

Андрей Воропаев, Омуркул уулу Нурлан

Руководство ТЭЦ Бишкека (Андрей Воропаев, потом Омуркул уулу Нурлан) также утверждает, что все документы, в том числе финансовые, были в "Электрических станциях", чьим подразделением ТЭЦ является.

Кто курировал ход модернизации?

Правительство

С 2013 по 2017 год сменилось несколько премьер-министров. На смену Жанторо Сатыбалдиеву в апреле 2014 года пришел Джоомарт Оторбаев , проработавший до апреля 2015-го.

С 3 апреля 2014-го по 5 ноября 2015 года вице-премьер-министр КР по экономике и инвестициям Валерий Диль , работающий в правительстве, курировал вопрос модернизации ТЭЦ. Именно ему отчитывались энергетики и чиновники Минэнерго.

Темир Сариев , работавший на посту премьер-министра с мая 2015-го по апрель 2016 года, на депутатской комиссии в 2018 году : "По контракту между ТВЕА и правительством КР изначально планировалось установить два новых агрегата. Мощность увеличена на 300 МВт. Станция отвечает экологическим нормам, используется местный уголь. Оба новых агрегата используют местные угли. Вообще авария никак не связана с модернизацией. Это вопрос подготовки к зиме".

При Сариеве вице-премьером был Олег Панкратов . Вникал ли он в ход модернизации, неизвестно, но комментарии в СМИ по этому поводу были.

После Сариева в апреле 2016 года главой правительства стал Сооронбай Жээнбеков , вице-премьером остался Олег Панкратов. Именно при Жээнбекове модернизацию ТЭЦ окончательно завершили.

Осмонбек Артыкбаев возглавлял Министерство энергетики до ноября 2014 года. Потом министром стал Кубанычбек Турдубаев .

Айбек Калиев был заместителем этих двух министров до ноября 2015 года, потом ненадолго стал замминистра экономики. В январе 2016 года , который создали, расформировав Минэнерго (часть функций отошла Госкомитету промышленности, энергетики и недропользования).

В июне 2016 года Дуйшенбек Зилалиев в правительстве Сооронбая Жээнбекова председателем Государственного комитета промышленности, энергетики и недропользования, которому отошла часть функций Минэнерго. К тому времени бюджет модернизации был утвержден. Он подал в отставку в декабре 2017 года в связи с заведением уголовного дела.

"Электрические станции"

На смену Саладдину Авазову в 2014 году пришел Абдылда Исраилов . Он проработал на должности несколько месяцев – с июня по ноябрь. В декабре гендиректором "Электрических станций" стал Таалайбек Толубаев , он проработал на должности вплоть до окончания модернизации ТЭЦ.

Его первым заместителем был Бердибек Боркоев , которого 3 марта 2018 года арестовали по делу о модернизации ТЭЦ. Но на момент задержания он эту должность не занимал.

Счетная палата

Председателем Счетной палаты была Эльмира Ибраимова .

Во время аудита в 2015 году Счетная палата обнаружила, что правительство не проводило тендер на модернизацию ТЭЦ. Но после аварии власти заявили, что по закону могли не проводить его при реконструкции такого объекта. Проект одобрили без серьезного обоснования стоимости и детальной сметы, решили в Счетной палате.

Кто принимал модернизированную ТЭЦ?

Официальная церемония открытия прошла 30 августа 2017 года с участием президента Алмазбека Атамбаева , руководства энергокомпаний и представителей китайского посольства и компании TBEA.

Однако рабочая группа, в которую входила масса чиновников и энергетиков, подготовила акт еще в июне 2017 года .

Об этом : "80% причин аварии связаны с человеческим фактором, а 20% - с износом оборудования, авария никак не может быть связана с модернизированной частью ТЭЦ. Все условия контрактного соглашения по проекту были выполнены. Проектирование строительства прошло строгий контроль и экспертизу соответствующих органов Кыргызской Республики".

Кто эти соответствующие органы?

Тогда главой "Электрических станций" был Таалайбек Толубаев . В июле, после завершения строительства на ТЭЦ, гендиректором стал Узак Кыдырбаев . Именно он проходит по уголовному делу.

Главой Нацэнергохолдинга был Айбек Калиев , уволенный премьер-министром 10 апреля в связи с неэффективной работой по устранению и предотвращению аварии на ТЭЦ.

Среди членов рабочей комиссии, которые принимали модернизированную ТЭЦ, были:

Председатель комиссии - главный инженер ТЭЦ Нургазы Курманбеков.

Заместитель председателя комиссии - заместитель директора ТЭЦ А. Айтикеев.

Члены комиссии от ТЭЦ Бишкека

Воропаев А. В. - заместитель главного инженера по электрооборудованию, бывший директор ТЭЦ;

Календарев Ю. П. - заместитель главного инженера по эксплуатации;

Шлопак А. А. - заместитель главного инженера по ремонту.

Начальники структурных подразделений ТЭЦ: Гавриленко Е. В., Аманалиев Э. Дж., Нусупбаев Э. С., Чуйко А. Н., Иконников П. Е., Руденко Б. Н., Жаныбаева Д. О., Великанов Е. В., Рогачев А. В., Алиев К. Б., Васильева Е. А.

Представители главного управления по модернизации проекта: исполнительный директор Темирлан Бримкулов, начальник Айталиев Ч. А.

Представители ОАО "Электрические станции": замдиректора ДЭиР Абдыкадыров А. Э., ведущий инженер Жунусов Р. Т., начальники отделов и управлений Безруков М. Ф., Абдулхаиров С. С., Шабралиев К. Б., Лифинцева О. В., Тургунбаев А. А., Жуманов М. Ж., Саламов У. С., Аманов С. М., Когай Э. М., Татыбеков Б. А.

К.т.н. П.А. Березинец, зав. лаборатории парогазовых установок, ОАО «ВТИ», г. Москва

Газотурбинные надстройки отопительных котельных

Появление на отечественном рынке энергетических газотурбинных установок (ГТУ) малой и средней мощности с неплохими экономическими показателями (КПД, габаритные размеры, стоимость) дает возможность реализовать комбинированную выработку тепла и электроэнергии в отопительных и промышленных теплоисточниках, использующих газообразное топливо.

При реконструкции отопительных котельных с использованием газотурбинных надстроек возникают следующие проблемы:

Вывод генерируемой электроэнергии (без этого об использовании ГТУ не может быть и речи);

Изыскание площади для размещения ГТУ (при отсутствии свободных площадей или неприемлемости других технических решений для размещения ГТУ использование их также невозможно);

Ограничение потребления природного газа (если разрешено потребление природного газа в количестве, достаточном только для обеспечения максимальной или более низкой тепловой нагрузки, то диапазон покрываемой ГТУ нагрузки сужается);

Необходимость повышения давления природного газа для ГТУ.

Модернизация отопительных котельных может выполняться двумя способами.

1. Посредством установки модулей ГТУ-ГПСВ (ГПСВ - газовый подогреватель сетевой воды) и интегрированием их в тепловую схему котельной. Фактически это расширение котельной, т.к. располагаемая тепловая мощность при этом увеличивается. Режим эксплуатации существующей части котельной в этом случае изменится из базового на пиковый. Выбор суммарной мощности модулей должен осуществляться при оптимальном коэффициенте теплофикации.

2. Посредством надстройки действующих водогрейных котлов газотурбинными установками. При этом способе необходимо согласование характеристик ГТУ и котлов. Это касается в первую очередь расхода выхлопных газов ГТУ, рас-

хода газов через водогрейные котлы и производительности дымососов. Возможны три схемы сопряжения ГТУ и водогрейного котла (рис. 1).

Первая - сбросная сбалансированная схема (рис. 1а), при которой весь расход выхлопных газов направляется в горелки водогрейного котла. Дополнительное топливо в водогрейном котле сжигается за счет воздуха, имеющегося в выхлопных газах ГТУ. При недостатке в них воздуха может быть использован дутьевой вентилятор. При отключении ГТУ сохраняется возможность работы котла на дутьевых вентиляторах. Перевод котла из комбинированного режима (с ГТУ) в автономный (с дутьевыми вентиляторами) наиболее просто осуществляется при остановленных ГТУ и котле переключением плотных газовых клапанов или заглушек.

Вторая - сбросная несбалансированная схема, когда расход выхлопных газов ГТУ превышает допустимый расход газов через котел.

За ГТУ можно установить ГПСВ, в котором выхлопные газы охлаждаются до температуры уходящих газов водогрейного котла. Необходимое для сжигания топлива количество газов направляется в горелки котла, а остальная часть выбрасывается в дымовую трубу. Сетевая вода нагревается в ГПСВ и водогрейном котле (рис. 1б). Тепловая нагрузка регулируется изменением расхода топлива в горелки водогрейного котла и необходимого для его сжигания расхода газов после ГПСВ.

В третьей схеме избыточная часть расхода выхлопных газов после ГТУ сбрасывается в ГПСВ, включенный параллельно водогрейному котлу (рис. 1в). Регулирование тепловой нагрузки осуществляется изменением расхода топлива в котле.

Для реализации последних двух схем необходимы дополнительные затраты на сооружение ГПСВ. Если не требуется увеличение тепловой мощности котельной, то в первую очередь должна рассматриваться сбалансированная схема.

Для иллюстрации использования ГТУ рассмотрим типичную районную отопительную котельную, оснащенную двумя котлами КВГМ-100, среднемесячная тепловая нагрузка которых в течение года представлена на рис. 2. График продолжительности действия тепловых нагрузок котельной и соответствующий ему график мощности ГТУ показан на рис. 3.

Котельная имеет возможность расширения за счет имеющихся свободных площадей и демонтажа неиспользуемого оборудования. На территории котельной есть место для размещения электротехнического оборудования, обеспечивающего передачу электроэнергии в энергосистему. Лимит потребления природного газа используется на 50%, т.к. расширение котельной остановлено из-за снижения темпов жилищного строительства. Избыточное давление природного газа, поступающего на территорию котельной, составляет 0,15 МПа, т.е. для работы ГТУ требуется установка дожимных компрессоров. Таким образом, котельная полностью удовлетворяет перечисленным условиям размещения в ней ГТУ. Показатели работы котельной, выполненной по сбалансированной схеме с использованием ГТУ различной мощности, представлены в табл. 1. В расчетах были приняты следующие температурные графики тепловой сети: зимний - 70/150 ОС, летний - 35/70 ОС.

При стоимости установленной газотурбинной мощности 600 долл. США/кВт фактический срок погашения 100% кредита (12 млн долл. США) на установку первой ГТУ составит 4 года. Однако для привлечения инвесторов следует ориентироваться на фактический срок погашения кредита до 2 лет, что также возможно, но при условии, если стоимость установленной мощности составляет менее 400 долл. США/кВт.

Таким образом, если в отопительной котельной имеются необходимые условия, то установка ГТУ с использованием сбалансированной или несбалансированной сбросной схемы может обеспечить существенный экономический эффект.

Газотурбинные и парогазовые ТЭЦ

Опыт разработки ГТУ-ТЭЦ показывает, что, не уступая паросиловым ТЭЦ по технико-экономическим показателям, ГТУ-ТЭЦ значительно дешевле по капитальным затратам, проще по устройству и эксплуатации.

Россия обладает значительным опытом освоения ГТУ-ТЭЦ. Первая такая установка была сооружена в 1971 г. для теплоснабжения г. Якутска. На этой ТЭЦ в настоящее время эксплуатируются четыре ГТУ типа ГТЭ-35 и две типа ГТЭ-45 производства ОАО «Турбоатом». Тепло выхлопных газов утилизируется в газовых подогревателях сетевой воды. Суммарная электрическая мощность станции составляет 230 МВт, максимальная тепловая нагрузка, отпускаемая электростанцией, превышает 300 Гкал/ч.

Главная проблема при использовании ГТУ-ТЭЦ - определение оптимальной доли газотурбинной мощности в отпускаемой тепловой мощности и числа часов ее использования. Если ГТУ-ТЭЦ работает на потребителя с постоянной круглосуточной тепловой нагрузкой, то максимальная выгода владельцу обеспечивается в том случае, если все тепло отпускается от газотурбинных установок. Если же в течение года тепловая нагрузка изменяется значительно, ГТУ будет использоваться существенно меньшее число часов, что в свою очередь будет повышать себестоимость электроэнергии.

Основную роль при решении этой задачи играют технико-экономические показатели ГТУ и ее мощность. Совершенно очевидно, что если КПД ГТУ в автономном режиме сравним с КПД паросиловой ТЭЦ в конденсационном режиме, то преимущество ГТУ-ТЭЦ неоспоримо в любом случае.

Электрический КПД современных ГТУ составляет 34-37%. Он близок или даже выше КПД паротурбинных установок ТЭЦ докритического давления, работающих в конденсационном режиме. Выработка тепла не снижает этого КПД в отличие от паротурбинных установок, где электрическая мощность и КПД вследствие отборов пара на теплофикацию (особенно промышленных, при высоком давлении) значительно уменьшаются.

Для увеличения выработки тепла в периоды максимальных нагрузок могут использоваться основные котлы-утилизаторы ГТУ, которые для этого оснащаются горелками для сжигания дополнительного топлива. Дополнительное сжигание топлива, однако, так же как и уменьшение тепловой нагрузки (недоиспользование тепла отработавших в ГТУ газов), снижает эффективность ГТУ-ТЭЦ. Даже с учетом этого ГТУ наиболее привлекательны для промышленных ТЭЦ со значительной долей стабильной паровой нагрузкой, хотя экономически ГТУ-ТЭЦ могут быть выгодными и при резко переменном графике тепловой и электрической нагрузки.

Наиболее эффективным вариантом модернизации ТЭЦ является использование бинарных парогазовых установок. При такой схеме каждая ГТУ работает на свой котел-утилизатор, в котором генерируется и перегревается пар, поступающий, например, в общий коллектор и из него в имеющиеся паровые турбины.

Схема котла для ПГУ-ТЭЦ может быть упрощена путем замены контуров низкого и среднего давления газоводяным подогревателем сетевой воды. Выработка тепла в этом случае осуществляется за счет отборов пара из паровой турбины и в газоводяном подогревателе.

Сравнительная эффективность газотурбинных и парогазовых ТЭЦ с ГТУ средней мощности (70 МВт), используемых для покрытия одной и той же заданной тепловой нагрузки, характеризуется данными, приведенными в табл. 2. Расчеты выполнялись с учетом срока использования -40 лет, при мировых ценах на топливо, оборудование, электроэнергию и тепло. Результаты свидетельствуют, что все варианты ТЭЦ при разумных тарифах и ценах на топливо эффективны. Наилучшие финансово-экономические показатели имеют ГТУ-ТЭЦ и ПГУ-ТЭЦ с турбинами типа Т.

Газотурбинные установки с котлам-утилизаторами лучше всего располагать в новом главном корпусе на площадке действующей ТЭЦ. В этом случае старые котлы и часть паровых турбин могут сохраняться в резерве для покрытия пиковых нагрузок или использоваться при перерывах в газоснабжении (т.к. в котлах в качестве резервного топлива может использоваться мазут).

На многих ТЭЦ возможна пристройка блока ГТУ - котел-утилизатор со стороны временного торца главного корпуса, ввод его в действие и подключение к паровому коллектору, создание резерва паровой мощности и последующая поочередная замена энергетических котлов и паровых турбин на ГТУ и котлы-утилизаторы.

Различные варианты использования ГТУ и ПГУ на ТЭЦ могут получить широкое распространение. На ТЭЦ мощностью более 200 МВт (эл.), в топливном балансе которых природный газ занимает 90% или более, эксплуатируется около 300 паровых турбин мощностью 60-110 МВт. Часть из них можно и целесообразно заменить газовыми. При этом наибольшая выгода может быть получена, если такая замена будет осуществлена с увеличением электрической мощности ТЭЦ (при постоянной тепловой нагрузке оптимально увеличение мощности в 2-2,5 раза).

Заключение

Трудности, возникающие при техническом перевооружении котельных и ТЭЦ с использованием газотурбинных и парогазовых технологий, в основном связаны: со стесненностью площадок, необходимостью вывода увеличенной мощности и обеспечения надежной круглогодичной подачи природного газа (или резервирования дизельным топливом), минимизацией капитальных вложений.

На ТЭЦ возможны газотурбинные надстройки различных типов. При сравнительно небольшой единичной паропроизводительности котлов старых ТЭЦ для этой цели можно использовать ГТУ мощностью 15-30 МВт с расходами газов 65-100 кг/с. Надстройки увеличивают выработку электроэнергии на тепловом потреблении. Их эффективность по финансово-экономическим показателям необходимо оценивать в каждом конкретном случае.

Выгода от внедрения газотурбинных и парогазовых технологий для технического перевооружения ТЭЦ будет максимальной в том случае, если будут использованы газовые турбины отечественного производства.

При благоприятном решении организационно-технических и хозяйственных вопросов, связанных с внедрением ГТУ в энергетику, их использование позволит в 1,5-2 раза снизить издержки на производство электроэнергии и тепла.