Крупнейшая бесплатная информационно-справочная система онлайн доступа к полному собранию технических нормативно-правовых актов РФ. Огромная база технических нормативов (более 150 тысяч документов) и полное собрание национальных стандартов, аутентичное официальной базе Госстандарта. GOSTRF.com - это более 1 Терабайта бесплатной технической информации для всех пользователей интернета. Все электронные копии представленных здесь документов могут распространяться без каких-либо ограничений. Поощряется распространение информации с этого сайта на любых других ресурсах. Каждый человек имеет право на неограниченный доступ к этим документам! Каждый человек имеет право на знание требований, изложенных в данных нормативно-правовых актах!

  


|| ЮРИДИЧЕСКИЕ КОНСУЛЬТАЦИИ || НОВОСТИ ДЛЯ ДЕЛОВЫХ ЛЮДЕЙ ||
Поиск документов в информационно-справочной системе:
 

ВНТП-41-94

РАО «ЕЭС России»

НОРМЫ
ПРОЕКТИРОВАНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ЧАСТИ ГЭС и ГАЭС

Дата введения 1995-01-01

РАЗРАБОТАНЫ проектно-изыскательским и научно-исследовательским АО «Институт Гидропроект».

Руководитель работы - М.Ф. Красильников.

Ответственные исполнители: Егоров В.А., Зорин Л.М., Козлова В.Ф., Красильников Г.А., Оборотова М.Г., Платов В.И., Ремизов И.С., Стоцкий А.Д., Сухов П.И., Щукин Л.И.

ВНЕСЕНЫ проектно-изыскательским и научно-исследовательским АО «Институт Гидропроект».

УТВЕРЖДЕНЫ приказом РАО «ЕЭС России» от 30.12.1994 г. № 383 и введены в действие с 1 января 1995 г.

С введением в действие Норм проектирования технологической части ГЭС и ГАЭС  утрачивают силу Нормы технологического проектирования гидроэлектрических и гидроаккумулирующих электростанций .

1. ВВОДНАЯ ЧАСТЬ

1.1. Настоящие Нормы обязательны при разработке технологической части проекта на строительство новых и, как правило, на расширение, реконструкцию и техническое перевооружение действующих ГЭС и ГАЭС (в дальнейшем электростанций) мощностью 10 МВт и выше с агрегатами мощностью не менее 5 МВт.

При разработке проектов расширения и технического перевооружения действующих электростанций допускается при соответствующем обосновании отступление от требований настоящих Норм, за исключением требований, касающихся надежности работы технологического оборудования, безопасности его обслуживания и охраны окружающей природной среды.

Требования настоящих Норм могут быть использованы также при разработке проектов малых электростанций мощностью менее 10 МВт в части, не противоречащей нормативным документам по проектированию малых электростанций.

1.2. При проектировании следует также руководствоваться соответствующими государственными и отраслевыми стандартами и действующими нормативными документами.

При разработке проектной документации приоритетными являются технические требования Заказчика, изложенные в контракте или других согласительных документах.

1.3. Проектирование электростанций должно осуществляться на основе использования прогрессивного надежного высокоэкономичного оборудования, которое на момент ввода в действие объекта должно соответствовать техническому уровню отечественного и зарубежного машиностроения.

1.4. Параметры технологического оборудования и его компоновка в сооружениях гидроузла принимаются на основе сопоставления вариантов:

- с учетом современного технического уровня оборудования;

- надежности работы оборудования и сооружения;

- возможной унификации оборудования и сооружений;

- наименьших суммарных затрат на сооружение электростанции и эксплуатационные издержки;

- удобства обслуживания и ремонтопригодности;

- степени воздействия на окружающую среду;

- сейсмичности площадки строительства;

- особенностей местных условий (например, необходимости пропуска через турбину минимального (санитарного) попуска или выдачи заданной минимальной мощности и др.).

1.5. Отрицательное воздействие на окружающую природную среду от используемого на гидроузле оборудования должно, по возможности, исключаться.

При отсутствии технических решений, исключающих отрицательное воздействие оборудования и систем на окружающую природную среду, воздействующие факторы не должны превышать установленные для данного района нормативные величины.

1.6. Требования и нормативы, изложенные в настоящих Нормах, следует учитывать при разработке других частей проекта гидроузла, на которые влияют требования настоящих Норм.

1.6.1. В водно-энергетических расчетах:

- при определении глубины сработок водохранилища, режимов нижнего бьефа, величин максимальных и минимальных расходов через электростанцию должны учитываться эксплуатационные мощностные, расходные и кавитационные характеристики гидромашин и водосбросных сооружений;

- выбор целесообразной зоны использования электростанции в покрытии суточного графика нагрузки энергосистемы и назначение режимов работы должны производиться с учетом возможностей гидросилового и электрического оборудования гидроузла в целом;

- пуск электростанции при пониженных напорах должен обосновываться энергоэкономической целесообразностью с учетом технической возможности работы как штатного гидросилового оборудования, так и специально предусмотренного, а также длительности режимов работы при этих напорах.

1.62. При выборе створа, компоновки здания электростанции гидроузла в целом должны учитываться: габариты гидроагрегата, проточной части гидромашины и требуемая отметка заложения рабочего колеса гидромашины. Генеральный план гидроузла должен соответствовать требованиям организации эксплуатации его в части размещения вспомогательных служб и сооружений электростанции.

1.6.3. В проекте производства работ следует учитывать требования к монтажу генератора, который, как правило, должен осуществляться в достроенном строительном блоке или здании электростанции.

1.6.4. Служебные, административные и производственные помещения электростанции, определенные проектом организации эксплуатации и ремонта оборудования, должны быть оборудованы системами водоснабжения, канализации, отопления, вентиляции и кондиционирования воздуха, наружного и внутреннего пожаротушения в соответствии с требованиями строительных норм и правил. Объемно-планировочные решения должны учитывать и обеспечивать удобство обслуживания оборудования и помещений с учетом особенностей размещения технологического оборудования в здании электростанций и на гидроузле в целом.

2. КОМПОНОВКА ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ

2.1. Состав и общие требования

2.1.1. Комплекс технологического оборудования, устанавливаемого на электростанции, должен обеспечивать выработку электроэнергии заданных параметров с требуемой надежностью, наилучшими технико-экономическими показателями; обеспечивать выполнение предусмотренных проектом водохозяйственных функций; исключая или сводя к минимуму отрицательное воздействие на человека и окружающую природную среду.

2.1.2. В комплекс технологического оборудования входят:

а) механическое оборудование;

б) гидроагрегат;

в) вспомогательное оборудование;

г) электротехническое оборудование;

д) средства автоматизации, управления и связи;

е) средства эксплуатации и ремонта, оборудование мастерских и лабораторий, необходимые для обслуживания оборудования и сооружений.

2.1.3. Компоновка технологического оборудования на объектах гидроузла и в здании электростанции должна обеспечить:

а) надежную работу технологического оборудования;

б) удобство и экономичность эксплуатационного обслуживания оборудования и сооружений, зданий и территорий;

в) механизацию ремонтных работ, удобный доступ к оборудованию для обеспечения его монтажа, демонтажа и транспортировки;

г) выполнение санитарно-технических требований;

д) предотвращение недопустимого воздействия на человека и окружающую природную среду;

е) транспортные и технологические коммуникации;

ж) противопожарную безопасность;

з) выполнение требований по обеспечению эвакуации персонала в аварийных условиях;

и) выполнение требований по промышленной эстетике и архитектуре.

2.1.4. В проекте здания электростанции должны быть предусмотрены мероприятия, исключающие возможность совпадения частот собственных колебаний строительных конструкций (перекрытий, стен, балок и т.д.) с частотами возмущающих сил, действующих на корпуса подшипников ротора, на стенки отсасывающей трубы и донных водосбросов.

2.1.5. В проекте здания электростанции, как правило, должны быть разработаны мероприятия, исключающие затопление помещений здания при авариях и ремонтах проточной части гидромашин и водоводов, а также в процессе регулирования при повышении уровня в шахте затворов и аэрационных трубах.

2.2. Компоновка механического оборудования

2.2.1. В состав механического оборудования входят:

- плавучие заграждения (запани) и другие устройства, преграждающие доступ плавающим предметам к водоприемникам электростанций;

- сороудерживающие решетки с механизмами их очистки с закладными частями;

- средства для очистки акваторий перед сороудерживающими решетками;

- затворы всех типов любого назначения с закладными частями;

- стационарные подъемные и тяговые механизмы всех типов;

- грузоподъемные краны всех типов и назначений с устройствами для их испытания, с подкрановыми путями и их элементами;

- грузовые тележки, тельферы, тали;

- устройства для поддержания майны, обогрева затворов и закладных частей;

- оборудование для ремонта, ревизии и проведения антикоррозионных работ с механическим оборудованием на площадках или в помещениях;

- герметические двери, люки и крышки, металлические крышки и решетки над пазами и сороудерживающими решетками;

- аэрационные трубы.

2.2.2. Компоновка, состав и вид механического оборудования определяются техническими требованиями по эксплуатации гидроузла с учетом строительного периода и временной эксплуатации, а также классом гидроузла, типом здания электростанции, назначением водосбросных сооружений, режимом их эксплуатации и ремонта.

2.2.3. При проектировании каскада электростанций следует стремиться к унификации подъемно-транспортного оборудования и затворов, а также предусматривать общие комплекты вспомогательных и испытательных устройств.

2.2.4. Помещения обслуживания затворов в макроклиматических районах с холодным климатом должны быть закрытыми; маслонасосные установки, аппаратуру управления и контроля следует располагать в отапливаемых и вентилируемых помещениях.

2.2.5. Механизмы затворов, маслонасосные установки гидроприводов и аппаратура управления должны быть надежно защищены от атмосферных осадков, пыли, песка и должны иметь ограждения, препятствующие доступу посторонних лиц.

2.2.6. Приближение механизмов затворов к другим механизмам и строительным конструкциям должно обеспечивать безопасные и удобные условия эксплуатации, ремонта и монтажа.

На совмещенных электростанциях маслонасосные установки гидроприводов основных затворов водосбросов необходимо располагать на незатопляемых с нижнего бьефа отметках.

2.2.7. К помещениям механизма и аппаратуры управления, расположенным на глубине (высоте) 3 м и более, должны предусматриваться маршевые лестницы, а к расположенным на глубине (высоте) 12 м и более, кроме того, должны предусматриваться пассажирские или грузопассажирские лифты. К отдельно стоящим приборам и редко обслуживаемым механизмам допускается не предусматривать маршевые лестницы и лифты.

2.2.8. На водоприемных, водосбросных, водовыпускных и водорегулирующих сооружениях должно предусматриваться место для хранения ремонтных затворов, запасных секций решеток, сороочистных приспособлений, захватных балок, подъемных штанг и прочего механического оборудования, а также грузов или анкеров для испытания кранов.

2.2.9. Следует предусматривать площадки и, в случае необходимости, помещения с оборудованием и соответствующими приспособлениями для ревизии, ремонта, очистки и окраски механического оборудования. Подача оборудования на ремонтную площадку должна осуществляться, как правило, кранами, предусмотренными для маневрирования затворами.

Обустройство площадок и помещений должно исключать попадание технологических отходов в систему неочищаемых сточных вод, акваторию или на землю. Необходимо выполнение требований пожарной безопасности и санитарных норм.

2.2.10. Следует предусматривать приспособления для производства ремонтных работ и технического обслуживания стальных конструкций и оборудования сооружений на местах их установки.

2.2.11. Водоприемники оборудуются сороудерживающими решетками. Очистка очищаемых решеток должна предусматриваться механизированными средствами. Порог таких решеток может располагаться на глубине до 50 м под отметкой НПУ.

При очищаемых решетках в водоприемниках среднюю скорость воды перед решетками рекомендуется назначать в пределах до 1,2 м/с - при слабозасоренном водотоке и до 1,0 м/с - при сильнозасоренных водотоках. Указанные скорости определяются по расчетной пропускной способности турбин. Скорости могут приниматься и более высокими при наличии специального обоснования.

Применение очищаемых сороудерживающих решеток, наглухо заделанных в бетон, не допускается.

Для малозасоренных водохранилищ с глубинными водоприемниками, где затруднена очистка решеток, целесообразно предусматривать устройство неочищаемых решеток. Скорость воды перед такими решетками не должна превышать 0,4 м/с.

Скорость воды на очищаемых сороудерживающих решетках всасывающих труб насосов-турбин и насосов следует принимать не более 1 м/с.

2.2.12. На входе в энерговодосбросной тракт установка сороудерживающих решеток не допускается. Использование встроенных в энерговодосбросной тракт решеток в узлах отбора воды на турбину разрешается, при этом скорость воды в створе решетки не должна превышать 0,4 м/с. Очистка решетки в этом случае производится сбросным потоком.

2.2.13. Для прекращения подачи воды в турбинные водоводы электростанций применяются аварийно-ремонтные затворы, обслуживаемые краном или индивидуальными механизмами, что определяется технико-экономическими расчетами, режимом работы и требованиями Заказчика.

Если на аварийно-ремонтные затворы возлагаются функции защиты турбины от разгона, то они снабжаются индивидуальными механизмами, которые включаются в систему автоматического управления агрегатом.

В тех случаях, когда перед водоводами сооружаются водоприемники сифонного типа, вместо аварийно-ремонтных затворов предусматривается устройство для срыва вакуума.

2.2.14. Перед открыто уложенными напорными металлическими водоводами для локализации последствий от разрыва необходимо устанавливать на каждом водоводе аварийно-ремонтные затворы с индивидуальными подъемными механизмами. Такие затворы должны иметь автоматическое, дистанционное и местное управление.

Требования установки индивидуальных механизмов для маневрирования аварийно-ремонтными затворами, используемыми для локализации последствий разрыва трубопроводов, не распространяются на трубопроводы, проложенные в бетонных или железобетонных сооружениях, на туннельные водоводы и сталежелезобетонные трубопроводы.

2.2.15. В напорных бассейнах и водоприемниках зданий электростанций, перед аварийно-ремонтными затворами, а также в отсасывающих трубах следует предусматривать пазы для установки ремонтных затворов.

Пазы решеток или грейфера допускается использовать для установки ремонтных затворов.

2.2.16. За аварийно-ремонтные затворы водоприемников необходимо обеспечить подачу воздуха. Размеры воздуховодов (аэрационных труб) должны назначаться, исходя из максимально возможного расхода воды по турбинному водоводу, допустимой максимальной скорости засасываемого воздуха 60 м/с и колебаний уровня. При этом должно быть исключено поступление воды в помещения через аэрационные трубы.

Конструкция и размещения воздухозаборных отверстий аэрационных труб должны выполняться с учетом обеспечения безопасности находящегося вблизи персонала. Необходимо предусматривать возможность обогрева воздухозаборного отверстия для исключения образования ледяной пробки в аэрационной трубе в зимних условиях.

2.2.17. На водосбросных сооружениях следует предусматривать грузоподъемные механизмы, которые должны, наряду с операциями по маневрированию затворами, обеспечивать выполнение ремонтных работ по сооружению и другому технологическому оборудованию. При устройстве башенных или шахтных водосбросных сооружений, вынесенных в верхний бьеф, следует разрабатывать транспортную схему доставки на них ремонтных материалов и механизмов.

2.2.18. Щитовое отделение нижнего бьефа оборудуется ремонтными затворами отсасывающих труб, сороудерживающими решетками (на ГАЭС), обслуживающими их механизмами и, в случае необходимости, затворохранилищем.

2.2.19. На водосбросных сооружениях компоновка комплекса ремонтных затворов должна обеспечить возможность установки их на порог, а также извлечение для осмотра при любых уровнях отгораживаемого бьефа.

Пазы ремонтных затворов рекомендуется устраивать, как правило, вертикальными.

2.2.20. В качестве механизмов для маневрирований ремонтными затворами в открытых водоприемниках и щитовых отделениях отсасывающих труб, как правило, следует устанавливать козловые (полукозловые) краны, а в закрытых - мостовые.

2.2.21. На совмещенных русловых электростанциях - в щитовом отделении нижнего бьефа устанавливаются основные затворы водосброса и ремонтные затворы отсасывающих труб. Аварийно-ремонтные затворы водосбросов устанавливаются со стороны верхнего бьефа.

2.2.22. В конце отводящей туннельной деривации следует предусматривать установку ремонтного заграждения.

2.2.23. При компоновке входных и выходных участков водозаборных или водопропускных сооружений следует предусматривать, по возможности, устройства или мероприятия, обеспечивающие полное опорожнение проточного тракта, включая крайние пазы, для осмотра, ремонта или реконструкции.

2.2.24. Расстояние от колена или развилки на турбинном водоводе и от предтурбинного затвора, в зависимости от его типа, до входного сечения спиральной камеры гидромашины подлежит согласованию с заводом-изготовителем гидромашины.

2.2.26. При расположении внутри здания электростанции предтурбинного затвора его корпус и открытые входной и выходной патрубки не приравниваются к открытому турбинному водоводу и не вызывают соответствующих требований по защите их от разрыва.

2.3. Компоновка гидроагрегатов и здания электростанции

2.3.1. Гидротурбина и гидрогенератор (насос-турбина и генератор-двигатель), в дальнейшем турбина и генератор, должны конструироваться как части единого гидроагрегата.

При определении параметров, типоразмеров и конструкции турбины и генератора следует руководствоваться, соответственно, разделами 4 и 11 настоящих Норм.

Высотное положение гидроагрегата определяется отметкой заложения рабочего колеса гидротурбины, см. п. 4.1.17 настоящих Норм.

2.3.2. В агрегатном блоке электростанции должны быть предусмотрены входы в шахты турбины и генератора. Вход в шахту турбины должен обслуживаться краном машинного зала через люки в перекрытиях.

2.3.3. В спиральных камерах и отсасывающих трубах турбин следует предусматривать люки для проведения осмотров и ремонтных работ в проточной части турбины, рядом с люками должны предусматриваться люки для ввода кабельных, газовых и прочих коммуникаций, необходимых при ремонтных работах.

Люки, как правило, должны открываться вовнутрь.

Облицовка конуса отсасывающей трубы должна быть оснащена устройствами для наведения инвентарных подмостей под рабочим колесом.

2.3.4. Маслонапорную установку и гидромеханическую колонку регулятора турбины следует размещать в зоне действия крана машинного зала. В случае размещения маслонапорной установки под перекрытием машинного зала необходимо предусматривать монтажные проемы со съемными перекрытиями над баком и котлом в зоне действия крана машинного зала.

2.3.5. Установка предтурбинных или встроенных кольцевых (секторных) затворов, как правило, предусматривается:

- в случае присоединения двух и более гидроагрегатов к одному водоводу;

- для турбин с напором от 200 до 300 м при числе часов использования менее 3000;

- для турбин с напором 300 м и более.

2.3.6. Для подземных зданий электростанций место расположения предтурбинных затворов должно определяться технико-экономическим сопоставлением вариантов с предтурбинными затворами, размещенными в общем машинном зале и отдельном помещении.

2.3.7. Дисковый предтурбинный затвор должен располагаться от входного сечения спиральной камеры турбины на расстоянии не менее двух диаметров ее входного сечения. Это расстояние согласовывается с заводом-разработчиком турбины.

2.3.8. Монтажный патрубок предтурбинного затвора и компенсатор должны располагаться со стороны спиральной камеры. Расположение компенсатора с верховой стороны предтурбинного затвopa допускается только при наличии специального обоснования.

2.3.9. Размеры зданий электростанций (кроме встроенных и совмещенных) определяются в основном габаритами гидроагрегата и проточной части турбины, а также габаритами предтурбинного затвора при его наличии.

Свободные площади, образующиеся в агрегатном блоке и блоке монтажной площадки, должны быть максимально использованы для размещения вспомогательного технологического и электротехнического оборудования, транспортных и технологических коммуникаций; сантехнического оборудования, а также общестанционных помещений, мастерских и т.д.

При компоновке и определении размеров подводной части здания электростанции и других производственных и служебных помещений следует руководствоваться также СНиП 2.06.01-86.

2.3.10. Компоновка помещений, проездов и проходов в здании должна обеспечить возможность транспортировки оборудования и его узлов кранами, средствами малой механизации и напольным транспортом к монтажным площадкам и ремонтным зонам, мастерским и складским помещениям.

2.3.11. В здании электростанции должны быть предусмотрены машинный зал, оборудованный кранами для монтажа и демонтажа агрегата, а также ремонта главных трансформаторов, и монтажная площадка.

Применение пониженных машинных залов с установкой наружных кранов должно быть специально обосновано.

2.3.12. Высоту и ширину машинного зала (расстояние между колоннами) следует назначать минимально возможными из условия проноса наиболее крупного монтажного узла агрегата (ротора, статора генератора, рабочего колеса) над работающим оборудованием, установленным на отметке машинного зала. Приближение транспортируемых кранами деталей к строительным конструкциям и оборудованию принимается не менее 500 мм - по вертикали и не менее 1000 мм - по горизонтали.

Приближение конструкций крана следует принимать в соответствии с «Правилами устройства и безопасной эксплуатации грузоподъемных кранов».

При проектировании машинного зала следует принимать меры к сокращению его высоты за счет:

- применения утопленных маслоприемников турбины;

- раздельной транспортировки вала и рабочего колеса крупных гидромашин, ротора и вала генератора;

- применения специальных приспособлений для переноса узлов агрегата;

- применения нестандартизированных конструкций кранов;

- устройства трансформаторной ямы.

Ширина машинного зала определяется наружными размерами вентиляционного кожуха генератора и свободными проходами на всех отметках со стороны одного из бьефов не менее 2,0 м в свету.

При наличии предтурбинных затворов, размещенных в машинном зале, ширина машинного зала увеличивается на размер, необходимый для демонтажа и проноса затвора или его деталей.

В целях снижения стоимости верхних строений зданий (колонны и подкрановые балки для мостовых кранов) целесообразно рассматривать применение полукозловых и козловых кранов.

Снижение грузоподъемности кранового оборудования может быть достигнуто за счет применения генераторов с отъемным остовом ротора.

2.3.13. Количество кранов в машинном зале при постоянной эксплуатации применяется один или два в зависимости от числа агрегатов, возможности изготовления кранов требуемой грузоподъемности и компоновки машинного зала (наземный, подземный, встроенный в водосливную плотину).

При массе монтажного узла выше 500 т или числе агрегатов более пяти, а также в подземных машинных залах принимается, как правило, два крана грузоподъемностью, равной половине массы наиболее тяжелого монтажного узла (с учетом массы приспособления для переноса).

При применении двух кранов они выполняются зеркально. Для увеличения зоны обслуживания тележки кранов разворачиваются на 180°, а тали электрические устанавливаются на наружных фермах кранов. Кабины крановщиков располагаются рядом на внутренних фермах кранов.

Для электростанций с числом агрегатов более 15 рекомендуется устанавливать вспомогательные краны меньшей грузоподъемности.

Если проведение ревизии и ремонт главных трансформаторов предусматриваются на монтажной площадке, должна быть выполнена проверка грузоподъемности кранов машинного зала, высоты подъема, скоростей подъема и передвижения, а также зон действия крюков крана для обслуживания трансформаторов.

2.3.14. Площадки и лестницы для посадки в кабину крана располагаются в зоне монтажной площадки. При длине машинного зала более 300 м дополнительно предусматриваются площадки и лестницы для посадки в кабину крана с расстоянием между ними 200 - 300 м.

При наличии двух кранов устройство второй лестницы и посадочной площадки у противоположного монтажной площадке торца машинного зала обязательно, в этом случае допускается применение вертикальной лестницы.

В пролетах машинного зала вдоль подкрановых путей должна быть предусмотрена галерея для прохода крановщика. Требования к устройству галереи см. в п. 228 «Правил устройства и безопасной эксплуатации грузоподъемных кранов»".

2.3.15. Размеры монтажной площадки определяются эксплуатационными условиями ремонта одного гидроагрегата и одного главного повышающего трансформатора.

Длина монтажной площадки должна быть минимально возможной и определяться необходимой площадью при одновременной раскладке узлов одного агрегата в зоне обслуживания кранами машинного зала. При этом на монтажной площадке следует предусматривать площадь для заезда транспорта и проезда электрокар через монтажную площадку в машинный зал. Расстояние между габаритами разложенных узлов агрегата должно быть не менее 1,5 м.

При раскладке узлов агрегата рекомендуется использовать свободные площади в машинном зале.

Расчетная нагрузка на перекрытие монтажной площадки определяется весом полностью разложенных узлов агрегата, в том числе укрупненных или поставленных друг на друга, а также трансформатора в случае ремонта его на монтажной площадке.

В подземных зданиях целесообразно сокращать площадь монтажной площадки за счет использования площадей на дневной поверхности.

2.3.16. Монтажная площадка должна быть оборудована металлическими монтажными плитами для рабочих колес гидромашин (поворотно-лопастных и разъемных радиально-осевых), закладными частями для стенда опрессовки железа обода ротора или статора генератора, а также для укладки обмотки в стыковых зонах статора.

2.3.17. На монтажной площадке в зоне проведения ревизии и ремонтных работ с повышающими трансформаторами должны быть предусмотрены решетки и маслосборные приямки для сбора и отвода протечек масла и замасляных стоков при мойке полов и тушении пожара.

2.3.18. В случае выполнения операций по сборке генератора «в кольцо» следует предусматривать на монтажной площадке специальные, изолированные от строительной пыли, помещения с поддержанием в них заданной влажности и температуры.

2.3.19. В полу монтажной площадки и машинного зала должны быть предусмотрены трапы для приема стока при мойке полов.

2.3.20. Пол машинного зала и монтажной площадки выполняется, как правило, на одной отметке.

2.4. Компоновка вспомогательного оборудования

2.4.1. Вспомогательное оборудование, входящее в общестанционные системы (хозяйства), предназначено для обеспечения нормального функционирования основного технологического оборудования и профилактического обслуживания всего технологического оборудования и элементов сооружения.

К вспомогательному оборудованию относится оборудование следующих систем (хозяйств):

а) технического водоснабжения;

б) откачки воды из проточной части гидромашин, водоводов и дренажных колодцев;

в) масляного хозяйства;

г) пневматического хозяйства;

д) измерения гидравлических параметров гидроузла.

2.4.2. Компоновка систем и элементов вспомогательного оборудования должна обеспечивать возможность замены и ремонта отдельных узлов без нарушения работы системы в целом.

2.4.3. Оборудование одной какой-либо системы или хозяйства следует, как правило, располагать на одной отметке здания электростанции или монтажной площадки. Должны быть предусмотрены удобные подходы, подъезды для возможности применения средств малой механизации при производстве ремонтных работ.

2.4.4. Оборудование системы технического водоснабжения размещается в зависимости от принятой схемы водоснабжения:

- при насосной или эжекторной схемах насосы (эжекторы) располагаются, как правило, со стороны нижнего бьефа, за пределами пролета машинного зала, на отметке турбинного помещения или ниже;

- при самотечной схеме техводоснабжения фильтры и регуляторы давления, если в них есть необходимость, располагаются, как правило, на генераторной или турбинной отметке;

- при применении агрегатной (групповой) схемы технического водоснабжения оборудование располагается в пределах агрегатного блока (группы агрегатов);

- при применении централизованной схемы технического водоснабжения оборудование, как правило, располагается в блоке монтажной площадки;

- при применении эжекторной схемы технического водоснабжения эжекторы следует располагать в специальных изолированных помещениях с целью снижения уровня шума.

Места установки водозаборов и выхода сливных трубопроводов оговорены в разделе 5.

2.4.5. На электростанциях с синхронными машинами, имеющими непосредственное водяное охлаждение обмоток, должно предусматриваться помещение для размещения общестанционной установки приготовления и хранения дистиллированной воды необходимого качества.

2.4.6. Для системы откачки воды должны быть предусмотрены, как правило, водоприемные емкости и помещения для насосных установок.

Оборудование системы откачки воды из проточной части гидромашин и дренажных колодцев размещается в зависимости от конструкции подводной части здания электростанции и числа агрегатов:

а) в зданиях, имеющих нескальное основание, как правило, предусматриваются водоприемные емкости (потерны, галереи), располагаемые ниже дна отсасывающей трубы вдоль всего здания. Параллельно этой емкости сооружается «сухая» потерна, в которой размещаются запорная арматура сливных трубопроводов и средства малой механизации.

В зданиях с числом агрегатов менее четырех, имеющих скальное основание, в качестве водоприемных емкостей могут предусматриваться горизонтальные трубы большого диаметра или колодцы, также расположенные ниже дна отсасывающей трубы.

Размеры водоприемных емкостей должны обеспечить проход для осмотра, чистки и ремонта.

На водоприемных емкостях, располагаемых вдоль здания электростанции, при их протяженности 100 м и менее, в торцевых зонах должны быть предусмотрены герметические лазы. При водоприемных емкостях протяженностью более 100 м должны предусматриваться дополнительные герметические лазы в сухую потерну по одному на каждые полные и неполные 100 м.

«Сухие» потерны должны иметь не менее двух изолированных выходов на незатопляемые отметки. Аварийные выходы из «сухой» потерны следует предусматривать через каждые 200 м. Аварийный выход не предусматривается при длине сухой потерны 50 м и менее.

Герметические люки, двери и перекрытия потерн и насосной следует рассчитывать на давление, определяемое максимальным уровнем нижнего бьефа;

б) насосные станции системы откачки оборудуются стационарно установленными насосами или эжекторами и грузоподъемными средствами.

Насосы, кроме артезианских, следует устанавливать ниже дна отсасывающей трубы турбины или донного водосброса. Там, где это невозможно выполнить по условиям строительной части, насосы устанавливаются в пределах допускаемой для них высоты всасывания и снабжаются заливочными байпасами или автоматическими вакуумными устройствами для их запуска.

В случае применения артезианских насосов, их двигатели следует, как правило, размещать в помещении на незатопляемой отметке, т.е. выше максимального эксплуатационного уровня нижнего бьефа или в изолированных помещениях, имеющих изолированный выход на отметку выше уровня нижнего бьефа.

На электростанции должна быть предусмотрена возможность использования насосной станции откачки для осушения аварийно затопленных помещений электростанций, а также возможность применения погружных насосов для осушения самой насосной станции в случае ее аварийного затопления;

в) помещения насосных, а также помещения лазов в отсасывающие трубы, спиральные камеры и донные водосбросы должны иметь изолированный выход на незатопляемую отметку, а также грузовую шахту, снабженную водосбросным отверстием выше максимального уровня нижнего бьефа. В случае невозможности по компоновочным условиям обеспечить изолированный выход из насосной следует предусмотреть на входе в насосную защитную герметическую дверь. Лестничная клетка из помещения насосной должна быть незадымляемой.

Технологические коммуникации в насосную откачки для подвода электропитания, вентиляции, масло-, водо- и воздухоснабжения также должны иметь изолированный выход на незатопляемую отметку, чтобы обеспечить работоспособность насосной откачки при аварийном затоплении помещений здания электростанции до отметки максимального уровня нижнего бьефа.

Объединение дренажной системы насосной откачки и «сухой потерны» с системой дренажа здания электростанции не допускается;

г) насосные агрегаты дренажных колодцев устанавливаются в потернах и помещениях, расположенных на нижних отметках здания электростанции. Требования к компоновке водозаборных устройств и выбросных трубопроводов оговорены в разделе 6.

2.4.7. Масляное хозяйство состоит из резервуаров маслохранилища, резервуаров аварийного слива масла, аппаратной масляного хозяйства с передвижными установками, маслохимической лаборатории, приемных колонок, трубопроводов.

а) маслохранилище в зависимости от конкретных компоновочных решений следует выполнять: открытым с металлическими резервуарами, закрытым с металлическими резервуарами. Применение железобетонных облицованных металлом резервуаров не допускается.

Открытые маслохранилища следует размещать вблизи здания электростанции с учетом противопожарных требований и генерального плана гидроузла.

Закрытые маслохранилища допускается размещать в здании электростанции, в блоке монтажной площадки, сопрягаемых устоях и в других местах, обеспечивающих удобство технологических коммуникаций и выполнение противопожарных норм. См. п. 17.5.1.

В районах с минимальной расчетной температурой окружающего воздуха (средней, наиболее холодной пятидневки) минус 10 °С целесообразно размещать масляные резервуару в закрытых отапливаемых помещениях, а при установке масляных резервуаров на открытом воздухе они должны быть оборудованы электроподогревом и теплоизоляцией.

Резервуары эксплуатационного и аварийного слива масла из маслонаполненного оборудования допускается размещать внутри здания на отметках, обеспечивающих слив масла в резервуары самотеком;

б) аппаратная размещается, как правило, в непосредственной близости к складу масла. При открытой и подземной компоновке масляного хозяйства аппаратная отделяется от склада масла стеной с пределом огнестойкости не менее 2,5 ч;

в) маслохимическую лабораторию следует всегда располагать в помещениях с естественным освещением;

г) колонка по приему и выдаче масла должна располагаться с учетом компоновки масляного хозяйства и подъездных путей. Как правило, колонку приема и выдачи масла следует располагать в непосредственной близости от железнодорожных или автодорожных путей на специально выделенной площадке. Требования к прокладке маслопроводов приведены в п. 7.5;

д) не допускается размещение помещений масляного хозяйства над и под кабельными сооружениями, аккумуляторными, щитовыми помещениями и ЗРУ.

2.4.8. Пневматическое хозяйство включает компрессорные установки и воздухосборники:

а) компрессорные установки электростанции, являющиеся стационарными, автоматизированными, работающими в прерывистом режиме, разрешается устанавливать в специально выделенных помещениях электростанции. Стены и перекрытия этих помещений должны быть капитальными с пределом огнестойкости не менее 2,5 ч. Двери должны открываться наружу. Вентиляция и отопление помещений должны поддерживать в них температуру в пределах, обеспечивающих нормальную работу оборудования, от +10° до +30°.

Производительность и количество устанавливаемых в одном помещении компрессоров не ограничивается.

Помещение компрессорной должно быть оборудовано соответствующими грузоподъемными устройствами и средствами механизации; в помещении должна быть предусмотрена монтажная площадка, отделенная перегородкой, для проведения ремонта компрессоров.

В помещениях компрессорных установок не допускается размещение оборудования и аппаратуры, технологически не связанных пневматическим хозяйством;

б) воздухосборники, как правило, размещаются на открытом воздухе, в непосредственной близости от компрессорной установки. Расстояние между воздухосборниками и потребителями не должно быть больше 600 м. При возможности, воздухосборники должны быть защищены от прямых солнечных лучей. При необходимости предусматривается электроподогрев для оттаивания конденсата.

Разрешается устанавливать воздухосборники в специально выделенных неотапливаемых помещениях электростанции, стены и перекрытия которых должны быть капитальными с пределом огнестойкости не менее 2,5 ч. Помещения оборудуются легкосбрасываемыми панелями или принимаются другие конструктивные решения, рассчитанные на то, чтобы при аварии одного воздухосборника повышение давления не привело к разрушению строительной части здания. Двери должны открывайся наружу.

В случае аварии с одним наибольшим водухосборником легкосбрасываемые панели устанавливаются при расчетном избыточном давлении более 5 кПа.

Приточно-вытяжная вентиляция помещений должна поддерживать в них температуру, равную наружной.

Фундамент под каждый воздухосборник должен быть рассчитан на полную массу с учетом воды, заливаемой на время гидравлических испытаний.

Воздухосборники должны быть оснащены площадями обслуживания.

Расстояние между воздухосборниками принимается не менее 1,5 м, а между воздухосборником и стеной - не менее 1 м.

В качестве горизонтальных воздухосборников трубного типа разрешается использовать воздухопроводы-коллекторы из труб диаметром до 1,4 м и давлением до 10 МПa. Такой воздухосборник не допускается закладывать в бетон.

2.5. Компоновка электротехнического оборудования

2.5.1. Электротехнические устройства и оборудование, относящиеся к агрегатному блоку, размещаются в здании электростанции, максимально используя площади, определенные габаритами агрегата и блока.

Дополнительное увеличение размеров здания электростанции для размещения электрооборудования, вспомогательных помещений, устройства проездов и проходов должно быть специально обосновано.

2.5.2. Соединение синхронных машин мощностью 100 МВт и более с повышающими трансформаторами, как правило, производится экранированными токопроводами. Для синхронных машин меньшей мощности тип токопроводов выбирается на основании технико-экономических расчетов.

При наличии неэкранированных участков токопроводов с токами 5000 А и более должны выполняться мероприятия, исключающие недопустимые нагревы близко расположенных металлоконструкций от наведенных токов.

На вертикальных участках протяженностью более 10 м рекомендуется применение токопроводов подвесного типа.

2.5.3. Повышающие трансформаторы электрических блоков электростанций следует располагать на открытом воздухе у продольной стены здания, со стороны верхнего или нижнего бьефа, при отсутствии влагонасыщенных потоков при работе водосбросов.

На электростанциях с одним-двумя повышающими трансформаторами следует также рассматривать варианты их расположения у торцевой стены здания или в районе монтажной площадки.

Для зданий электростанций, совмещенных с поверхностным водосливом, разрешается устанавливать трансформаторы под водосливом в агрегатных блоках и блоке монтажной площадки.

Для подземных зданий электростанций место расположения повышающих трансформаторов электрических блоков должно определяться на основе технико-экономического сопоставления вариантов их расположения на поверхности или в подземных помещениях, в том числе с учетом условий доставки трансформаторов, производства ремонтных работ, выполнения связи с генераторами и выводов мощности на высоком напряжении, выполнения систем охлаждения, вентиляции, пожаротушения и дымоудаления.

Ремонт повышающих трансформаторов, трансформаторов собственных нужд, автотрансформаторов связи и шунтирующих реакторов без снятия верхней части бака («колокола») должен выполняться на месте их установки. При необходимости снятия «колокола» трансформатор доставляется на монтажную площадку или трансформаторную мастерскую.

При установке трансформаторов (автотрансформаторов, шунтирующих реакторов) на отметках, не имеющих общих с монтажной площадкой железнодорожных путей, для их ремонта необходимо, как правило, предусматривать трансформаторную мастерскую с механизмами для подъема «колокола», технологическим оборудованием и противопожарными средствами.

Перемещение трансформаторов (автотрансформаторов, шунтирующих реакторов) с места их установки на место ремонта производится по рельсовым путям на собственных поворотных каретках с помощью полиспастной системы или гидротолкателей. Для крепления полиспастов, блоков и лебедок должны быть предусмотрены «якоря».

Для предотвращения растекания масла и распространения пожара при повреждениях трансформаторов (автотрансформаторов) с массой масла более 1,0 т в единице (одном баке), в соответствии с ПУЭ, должны быть выполнены маслоприемники, маслоотводы и маслосборники.

2.5.4. Распределительные устройства 35 - 750 кВ электростанций, как правило, должны проектироваться открытыми.

Открытые распределительные устройства (ОРУ) следует располагать возможно ближе к зданию электростанции с учетом направлений подходов (коридоров) линий электропередач, сокращения технологических и транспортных коммуникаций от электростанций до ОРУ, а также с учетом возможных влияний аэрированных потоков воды на оборудование ОРУ при работе водосбросов.

2.5.5. Для электростанций, сооружаемых в сложных топографических условиях, с ограниченными возможностями выбора вблизи электростанции площадки под ОРУ с типовыми компоновками электрооборудования, следует разрабатывать компоновки ОРУ с применением специальных мероприятий, позволяющих сократить площади ОРУ: размещение оборудования на разных отметках, применение ограничителей перенапряжения (ОПН) с повышенными защитными характеристиками, позволяющими сокращать изоляционные воздушные расстояния; применение подвесных разъединителей; вертикальное расположение фаз сборных шин и др.

2.5.6. Для электростанций, сооружаемых в макроклиматических районах с холодным климатом, следует рассматривать сооружение закрытых распределительных устройств (ЗРУ) 110 кВ и выше с применением как традиционного оборудования, так и комплектных распределительных устройств с элегазовой изоляцией (КРУЭ).

Для электростанций, сооружаемых в макроклиматических районах с холодным климатом и в сложных топографических условиях, где вблизи от электростанции отсутствуют естественные площадки для размещения ОРУ, следует разрабатывать ЗРУ с применением КРУЭ.

В случае применения КРУЭ, располагаемого в помещении здания электростанции, должен рассматриваться вариант закрытой установки повышающих (блочных) трансформаторов.

Решение о сооружении ЗРУ должно подтверждаться технико-экономическим анализом вариантов сооружения ОРУ и ЗРУ. При сравнении вариантов следует приводить оценку условий эксплуатации, надежности и перспективности принимаемого для ЗРУ оборудования.

2.5.7. Компоновка распределительных устройств 35 кВ и выше должна предусматривать возможность расширения и перехода от простых к более сложным схемам электрических соединений в соответствии с требованиями развития энергосистемы.

2.5.8. Компоновки и конструкции открытых распределительных устройств напряжением 35 кВ и выше выполняются с учетом применения автокранов, телескопических вышек и других средств механизации ремонтных работ высоковольтного оборудования.

Конструкции закрытых распределительных устройств (ЗРУ) 6 - 330 кВ выполняются также с учетом использования специальных или стандартных средств механизации ремонтных работ.

2.5.9. Во всех распределительных устройствах 6 - 750 кВ следует предусматривать стационарные заземлители и разъединители с заземляющими ножами заводского изготовления.

Распределительные устройства напряжением 330 кВ и выше должны быть оборудованы средствами биологической защиты от электрического поля в зонах обслуживания и проходах.

2.5.10. Здания закрытых распределительных устройств 110 - 330 кВ выполняются с застекленными верхними ярусами ограждающих панелей, общей площадью в одну треть поверхности одной продольной стены, которые предназначаются для разгрузки основных конструкций от недопустимых усилий, возникающих при аварии с выключателями.

Закрытые распределительные устройства напряжением до 35 кВ включительно выполняются без окон.

Здания ЗРУ 35 - 330 кВ с воздушными и маломасляными выключателями выполняются неотапливаемыми.

Для ЗРУ, проектируемых для районов, где внутри помещений ЗРУ возможна температура ниже минус 40 °С, следует предусматривать подогрев помещения, обеспечивающий температуру воздуха внутри помещения выше минус 40 °С (с тем, чтобы можно было применять обычное оборудование, а не «ХЛ»).

Для помещения с КРУЭ должно предусматриваться отопление, обеспечивающее поддерживание требуемой температуры.

В распределительных устройствах с ячейками КРУЭ рекомендуется предусматривать: помещение для установки ячеек КРУЭ; помещение для наладки выключателя с приводом; помещение для ревизии и ремонта модулей ячеек, не загрязненных продуктами разложения элегаза; помещение для вскрытия и ремонта модулей ячеек, загрязненных продуктами разложения элегаза; помещения для проведения работ с цеолитом по его активации, очистке и заполнению фильтров; помещение для хранения элегаза. Все помещения должны быть изолированы друг от друга и от других помещений. Помещения должны быть оборудованы приточно-вытяжной вентиляцией. Воздух приточной вентиляции должен проходить через фильтры.

В шкафах управления оборудованием и релейной аппаратуры и ЗРУ должен предусматриваться местный электроподогрев для районов, где внутри помещений ЗРУ температура может быть ниже минус 20 °С.

При выполнении в закрытом распределительном устройстве 35 - 330 кВ схемы с секционированными сборными шинами, за исключением элегазовых КРУЭ каждая секция должна быть отделена от соседней перегородкой (из стеновых панелей с пределом огнестойкости не менее 0,75 ч) с проходными изоляторами (для соединительной ошиновки) - во избежание выхода из строя всего распределительного устройства в случае загорания масла трансформаторов тока или напряжения.

2.5.11. Связь повышающих трансформаторов с распределительным устройством, как правило, выполняется воздушными выводами-линиями. Применение кабельных линий 110 - 500 кВ или комбинации кабельных и воздушных для связи повышающих трансформаторов с распределительными устройствами определяется результатами технико-экономического сравнения вариантов воздушных и кабельных выводов.

При установке повышающих трансформаторов в подземном помещении связь с распределительными устройствами, как правило, выполняется кабельными линиями или элегазовыми токопроводами.

При прокладке кабельных линий 110 - 500 кВ в кабельных сооружениях, связывающих электростанцию с распределительным устройством, должны быть предусмотрены мероприятия, препятствующие распространению аварии (пожара) с одних кабельных линий на другие, приводящие к потере мощности, большей, чем определено пунктом 10.1д, или к потере мощности всей электростанции.

2.5.12. Для магистральных потоков контрольных и силовых кабелей до 35 кВ и зданий электростанции и для контрольных и силовых кабелей до 35 кВ, связывающих здание электростанции и распределительное устройство 110 кВ и выше, предусматриваются кабельные сооружения (кабельные этажи, кабельные шахты, кабельные каналы, кабельные туннели).

При прокладке контрольных кабелей и специальных кабелей, относящихся к связям средств вычислительной техники, необходимо принимать меры к снижению воздействия на них электромагнитных полей.

Количество кабельных сооружений вдоль электростанции и кабельных туннелей на ОРУ должно предусматривать такую прокладку взаиморезервируемых кабелей, чтобы при выходе из строя части кабелей при пожаре не происходила потеря мощности электростанции более чем определено пунктом 10.1д, и не допускалась потеря собственных нужд.

2.5.13. В дополнение к требованиям ПУЭ следует учитывать раздел 5 «Инструкции по проектированию противопожарной защиты энергетических предприятий РД 34.49.101-87».

В местах прохода кабелей через перекрытия, стены и перегородки должно быть обеспечено огнестойкое газоплотное уплотнение кабелей в соответствии с «Правилами выполнения противопожарных требований по огнестойкому уплотнению кабельных линий. РД 34.03.304-87».

В проектах следует указывать места противопожарных заделок кабелей и их огнестойкость без указания материала и способа производства работ.

Все кабельные уплотнения должны обеспечивать защиту от проникновения продуктов горения.

Материалы противопожарных заделок выбираются монтажными подразделениями в соответствии с требованиями «Правил пожарной безопасности», РД 34.03.301-87 (ППБ 139-87).

2.5.14. Масляные трансформаторы собственных нужд, как правило, следует размещать на трансформаторной площадке вместе с повышающими (блочными) трансформаторами.

Сухие трансформаторы собственных нужд, сухие выпрямительные трансформаторы и комплектные трансформаторные подстанции собственных нужд должны размещаться в помещениях, где относительная влажность при 20 °С составляет не более 80 %.

Комплектные распределительные устройства 6/10 кВ и общестанционные распределительные устройства 0,4 кВ должны размещаться с учетом возможности их опережающего ввода в работу по отношению к питающимся от них потребителям монтируемого основного оборудования, организации транспортных магистралей для обслуживания и ремонта, организации кабельных трасс.

2.5.15. Все оборудование систем возбуждения синхронной машины, как правило, размещается на одной отметке в непосредственной близости одного от другого.

Служебно-производственный корпус допускается располагать в отдельном здании. Бытовые помещения в этом случае следует размещать в пределах здания электростанции.

2.7.3. Помещения центрального пункта управления (ЦПУ) электростанцией следует размещать в служебно-производственном корпусе, допускается размещать ЦПУ в здании электростанции. В помещении ЦПУ предпочтительно иметь естественное освещение.

В подземных зданиях электростанций расположение ЦПУ решается в каждом конкретном случае с учетом специфических условий компоновки подземного здания.

Уровни звукового давления в ЦПУ от внешних источников не должны превышать значений, приведенных в ГОСТ 12.1.003-83.

Механические воздействия на аппаратуру, установленную в ЦПУ, должны соответствовать группе условий эксплуатации по ГОСТ 17516.1-90.

При выборе месторасположения ЦПУ следует стремиться к сокращению кабельных коммуникаций. Место расположения ЦПУ должно обеспечить готовность его к пуску первого агрегата.

2.7.4. Помещение вычислительного центра АСУ ТП следует располагать ближе к ЦПУ.

2.7.5. Помещения электрического и машинного цехов следует размещать ближе к монтажной площадке. Механические мастерские, как правило, должны быть размещены на одном уровне с монтажной площадкой и иметь дневное освещение.

Помещения гидротехнического цеха, столярная мастерская, колерная, склад стройматериалов, металлопроката, гараж, авторемонтная мастерская и т.п. размещаются, как правило, на хоздворе.

2.7.6. При компоновке служебных и производственных помещений следует стремиться к сокращению пути персонала между указанными помещениями и оборудованием электростанции.

3. МЕХАНИЧЕСКОЕ ОБОРУДОВАНИЕ

3.1. Общие требования

3.1.1. Механическое оборудование является, как правило, не стандартизированным и изготавливается по индивидуальным проектам.

3.1.2. На гидросооружениях в районах с расчетной температурой минус 40 °С и ниже необходимо применять материалы, приборы и оборудование, пригодные для работы в условиях «ХЛ» (ГОСТ 15150-69).

3.1.3. Маневрирование затворами в зимних условиях должно обеспечиваться обогревом закладных частей, затворов и захватных балок.

3.1.4. Оборудование гидросооружений, предназначенное для работы в строительный период, следует проектировать по нормам, принятым для эксплуатационного периода.

3.1.5. Оборудование не должно иметь труднодоступных мест для очистки, окраски и ремонта.

3.1.6. Перед всеми поверхностными затворами, установленными на водотоках и акваториях, имеющих ледостав, необходимо предусматривать устройства для обеспечения поддержания майны.

3.1.7. Общепромышленные подъемные механизмы, применяемые для маневрирования затворами и решетками, должны иметь грузовое реле.

3.2. Закладные части

3.2.1. Закладные части предназначены для фиксации положения элементов механического оборудования на гидротехнических сооружениях, передачи нагрузки от затворов, решеток и другого оборудования на бетонные конструкции и для примыкания уплотнительных элементов.

3.2.2. Сечение закладных частей, определенное максимальной нагрузкой, должно выполняться таковым только в пределах действия этой нагрузки. Вне зоны действия максимальной нагрузки следует устанавливать облегченные закладные части.

3.2.3. Конструкция закладных частей затворов и решеток должна обеспечивать неизменяемость формы и размеров при транспортировке, монтаже и обетонировании.

3.2.4. Для надежной работы закладных частей в местах установки уплотнений необходимо обеспечить градиент напора в бетоне для основных затворов - 20, а для ремонтных и аварийно-ремонтных - 40.

3.3. Сороудерживающие решетки и затворы

3.3.1. Сороудерживающие решетки должны быть рассчитаны на перепад в 2 м водяного столба - при заглублении порога решетки до 20 м под уровень соответствующего бьефа, и на перепад 3 м - при заглублениях более 20 м. При соответствующем обосновании решетки могут быть рассчитаны и на другие величины перепада, включая полный напор на решетки в месте их установки.

3.3.2. Расстояние между стержнями решеток должны приниматься в пределах 60 - 200 мм в зависимости от типоразмера гидротурбины и не должны превышать размеров, указанных в табл. 3.1.

Таблица 3.1

Диаметр рабочего колеса, м

Расстояние между стержнями решеток, мм

Тип турбины

РО

ПЛ

До 4

60

60

До 3

60

90

До 5

90

120

До 6

120

150

До 7

150

180

До 8

180

200

Свыше 8

-

220

3.3.3. Ригели и поперечные диафрагмы сплошного сечения у решеток должны устанавливаться в направлении вектора расчетных скоростей потока.

При выборе створа установки сороудерживающих решеток форма ее стержней и конфигурация струенаправляющих конструкций должны обеспечивать безотрывное обтекание стержневой системы во всей зоне изменения вектора скорости, обусловленного расчетными режимами водоприемника.

3.3.4. Для исключения намерзания льда и шуги на решетках предусматривается обогрев элементов решетки.

3.3.5. В качестве ремонтных затворов применяются, как правило, плоские скользящие затворы. Подъем и опускание затворов происходит только при выравненных уровнях.

При заглублении зданий гидроэлектростанций под уровень нижнего бьефа необходимо проверять посадку ремонтных затворов отсасывающих труб при расходах, которые могут иметь место при нарушении герметичности отводящего тракта турбины (срыв люков в отсасывающей трубе и прочее).

3.3.6. Маневрирование ремонтными затворами производится, как правило, с помощью грузоподъемных кранов.

3.3.7. Количество ремонтных затворов, устанавливаемых перед турбинами и на отсасывающих трубах, назначается исходя из возможности прекращения доступа воды к двум агрегатам, а перед водосбросными отверстиями принимается, как правило, один ремонтный затвор на все сооружение.

Большее число комплектов ремонтных затворов должно обосновываться проектом организации технического обслуживания и ремонта оборудования.

3.3.8. Маневрирование ремонтными затворами, установленными на глубинах до 50 м от верха затвора до НПУ, должно осуществляться посредством захватных балок. Применение штанг в этом случае должно быть специально обосновано. Маневрирование ремонтными затворами, установленными на глубинах свыше 50 м, должно осуществляться посредством штанг.

3.3.9. Ремонтные затворы для отсасывающих труб применяются, как правило, одиночные. Применение секционных затворов должно быть обосновано. Расчетная нагрузка на затвор определяется уровнем нижнего бьефа, соответствующим пропуску расхода через оставшиеся в работе гидроагрегаты.

3.3.10. Расположение ремонтных затворов в пределах диффузора отсасывающей трубы не рекомендуется. При необходимости их расположения в пределах диффузора отсасывающих труб пазы этих затворов должны закрываться потоконаправляющими рамами.

3.3.11. Аварийно-ремонтные затворы, как правило, принимаются плоскими, применение других типов затворов должно быть обосновано.

3.3.12. Аварийно-ремонтный затвор должен обеспечивать перекрытие отверстия в потоке при полном расчетном напоре. Подъем происходит при выравненных уровнях.

3.3.13. Выравнивание уровней до и после затвора должно осуществляться, как правило, байпасом, установленным на затворе, либо на сооружениях. В отдельных обоснованных случаях допускается выравнивание уровней производить поддергиванием верхней секции затвора.

При необходимости заполнения деривационной системы должен обеспечиваться подъем аварийно-ремонтных затворов под полным напором.

3.3.14. Основные затворы водосбросов на совмещенных гидроэлектростанциях должны обеспечивать регулирование сбросных расходов и, в случае необходимости, сброс льда, мусора и др. Затвор должен опускаться и подниматься в текучей воде.

3.3.15. В условиях значительных снежных покровов необходимо предусматривать возможность механического или пневматического удаления снега из пазух затворов и из полостей между бычками и опорами сегментных затворов. Опоры сегментных затворов в этих случаях должны выполняться коробчатого сечения.

3.4. Подъемные механизмы

3.4.1. Стационарные механизмы должны оснащаться местным и дистанционным управлением, а также указателями положения затвора.

3.4.2. Мостовой кран машинного зала выбирается по ГОСТ 6711-81. При грузоподъемности, превышающей данный ГОСТ, краны следует изготовлять по индивидуальным проектам.

3.4.3. Испытание кранов грузоподъемностью выше 250 кН следует производить гидродинамометрами. Краны грузоподъемностью 250 кН и ниже - испытательными грузами.

3.4.4. Захватные приспособления, в том числе и траверсы, испытываются на электростанциях рабочими грузами.

3.4.5. Очистка решеток производится решетко-очистной машиной либо с помощью грейферов. При обосновании очистка может производиться подъемом решетки на поверхность.

В технически обоснованных случаях может использоваться гидравлическая очистка решеток.

3.4.6. Необходимо предусматривать устройства для сбора и транспортирования мусора от сороудерживающих устройств.

3.4.7. В условиях значительных снежных покровов необходимо рассматривать целесообразность применения на козловых кранах, устанавливаемых на незащищенных водоприемниках или водосбросных сооружениях, съемных снегоочистительных устройств.

3.4.8. В условиях низких отрицательных температур и при отсутствии утепленного закрытого щитового отделения верхнего бьефа электростанции или водосливной плотины необходимо предусматривать обогрев подвесок крана для исключения их обмерзания при опускании в воду во время маневрирования затворами или перестановки решеток.

4. ГИДРОМАШИНЫ, РЕГУЛИРОВАНИЕ, ПРЕДТУРБИННЫЕ ЗАТВОРЫ

4.1. Гидромашины

4.1.1. Выбор системы, мощности и типоразмера гидромашины и модификации рабочего колеса следует производить на основе государственных и отраслевых стандартов на гидравлические турбины. Для гидромашин, не вошедших в государственные и отраслевые стандарты, а также для вновь разрабатываемых модификаций необходимо использовать универсальные характеристики, подтвержденные заводом-разработчиком оборудования.

Использование универсальных характеристик новых систем и модификаций гидромашин, не подтвержденных заводом-разработчиком технической документации, допускается только на предпроектных стадиях проектирования.

4.1.2. Гидромашины, системы регулирования и вспомогательное оборудование должны обеспечить надежную работу во всех режимах без вмешательства дежурного персонала.

4.1.3. Систему гидромашин для данной гидроэлектростанции рекомендуется выбирать в зависимости от максимального напора, по табл. 4.1, с учетом заданных режимов работы и диапазона изменения напора.

Таблица 4.1

№№ п.п.

Напор максимальный, м

Система гидромашин

Вариант исполнения

1

2

3

4

 

Гидротурбины

 

 

1

До 25

Осевая

Поворотно-лопастная и пропеллерная в вертикальном и горизонтальном исполнении, в том числе капсульная и прямоточная

2

От 25 до 45

Радиально-осевая

В вертикальном исполнении

Осевая

Поворотно-лопастная и пропеллерная в вертикальном исполнении

Радиально-осевая

В вертикальном исполнении

3

От 45 до 80

Осевая и диагональная

Поворотно-лопастная и пропеллерная в вертикальном исполнении

Радиально-осевая

В вертикальном исполнении

4

От 80 до 170

Диагональная

Поворотно-лопастная в вертикальном исполнении

Радиально-осевая

В вертикальном исполнении

5

От 150 до 600

Радиально-осевая

В вертикальном и горизонтальном исполнении

6

Свыше 250

Ковшовая

В вертикальном и горизонтальном исполнении

 

Насосы-турбины

 

 

1

До 25

Диагональная и осевая

Поворотно-лопастная в вертикальном и горизонтальном исполнении

2

До 30

То же

Поворотно-лопастная в вертикальном исполнении

3

От 30 до 80

Диагональная

Поворотно-лопастная в вертикальном исполнении

Радиально-осевая

В вертикальном исполнении

4

От 80 до 600

Радиально-осевая одноступенчатая

В вертикальном и горизонтальном исполнении

5

Свыше 600

Радиально-осевая многоступенчатая

В вертикальном исполнении

6

Свыше 1200

Трехмашинный агрегат, включающий насос и ковшовую турбину

В вертикальном и горизонтальном исполнении

В отдельных случаях возможно применение РО турбин на напорах 15 ¸ 25 м по согласованию с заводом-изготовителем.

4.1.4. В том случае, если эффективная работа электростанции в заданном диапазоне используемых напоров может быть обеспечена гидромашинами нескольких систем, окончательный выбор должен производиться на основе технико-экономического сопоставления вариантов.

При выборе диапазона изменения напоров следует руководствоваться следующими соотношениями:

- для капсульных турбин  ³ 0,4;

- для осевых и диагональных поворотно-лопастных турбин  ³ 0,5;

- для радиально-осевых турбин  ³ 0,6 ¸ 0,65;

- для ковшовых турбин  ³ 0,9;

- для насосов-турбин радиально-осевых  ³ 0,9 + 0,185 (для nST = 100 ¸ 350 мин-1);

- для насосов-турбин диагональных  £ 1,2 + 0,2 (для nST = 200 ¸ 400 мин-1).

При большем диапазоне изменения напоров следует рассматривать применение двухскоростных гидроагрегатов.

Величины сопрягаемых частот вращения должны определяться с учетом рекомендаций разработчиков оборудования.

4.1.5. Число и единичная мощность гидроагрегатов должны выбираться для каждой конкретной электростанции на основе технико-экономического сравнения вариантов.

В расчетах необходимо учитывать влияние величины мощности агрегата на стоимость оборудования, стоимость строительной части, эксплуатационные затраты и водно-энергетические характеристики электростанций, обеспечение необходимых режимов работы электростанции в энергосистеме и на изолированного потребителя, в случае необходимости.

4.1.6. При равных показателях надежности и технико-экономических показателях с учетом эксплуатационных затрат следует принимать наибольшую технически возможную мощность с учетом соображений по унификации оборудования как по условиям изготовления, так и по условиям эксплуатации на каскаде.

Наибольшая технически возможная мощность гидромашины должна быть обоснована в результате анализа следующих факторов:

- характеристики энергосистемы и ее требований к режимам работы электростанции, в том числе к участию электростанции в покрытии пиков графика нагрузки, условиям аварийного отключения гидроагрегата и пропуска санитарного расхода;

- требований по режимам уровней воды в нижнем бьефе;

- геоморфологических и геологических условий створа гидроэлектростанций;

- наименьшего отрицательного влияния на окружающую среду;

- технологических возможностей изготовления, транспорта и монтажа оборудования;

- типа здания электростанции и конструкции водоподводящих устройств;

- возможности создания предтурбинных затворов.

4.1.7. При выбранной номинальной мощности гидроагрегата и заданных характеристиках синхронной машины гидромашина при напорах выше расчетного должна развивать мощность, обеспечивающую работу синхронной машины с активной мощностью, равной ее полной номинальной мощности.

4.1.8. Применение генератора мощностью более номинальной для работы агрегата при напорах выше расчетного в каждом конкретном случае должно быть экономически обосновано дополнительной выработкой энергии и возможной экономией ремонтной мощности на электростанциях энергосистемы.

4.1.9. При выборе оборудования и составлении технического задания на разработку оборудования коэффициенты быстроходности, приведенные расходы и коэффициенты полезного действия (в зависимости от напора) должны быть не хуже указанных ниже в табл. 4.2, 4.3, 4.4, 4.5, 4.6. Значения максимального коэффициента полезного действия, приведенные в табл. 4.2, 4.3, 4.4, 4.5, отнесены к модели рабочего колеса турбины диаметром 460 мм.

Таблица 4.2

Осевые поворотно-лопастные гидротурбины в горизонтальном (капсульном) исполнении

Напор максимальный, м

7

10

15

20

25

Коэффициент быстроходности, мин, ns опт

1000 ¸ 900

900 ¸ 800

800 ¸ 750

750 ¸ 700

750 ¸ 670

Расход приведенный, м3/с:

 

 

 

 

 

3,2 ¸ 3,5

2,8 ¸ 3,0

2,4 ¸ 3,0

2,0 ¸ 2,75

1,7 ¸ 2,5

1,8 ¸ 2,0

1,7 ¸ 1,9

1,6 ¸ 1,8

1,5 ¸ 1,75

1,45 ¸ 1,7

Коэффициент полезного действия модели, %, hмакс

92,7

92,7

92,2

91,9

91,9

Частота вращения приведенная, мин-1,

150 ¸ 190

145 ¸ 180

140 ¸ 170

135 ¸ 165

135 ¸ 160

Таблица 4.3

Осевые поворотно-лопастные гидротурбины в вертикальном исполнении

Напор максимальный, м

10

15

20

30

40

50

60

70

80

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

Коэффициент быстроходности, мин-1, ns опт

773 ¸ 640

669 ¸ 561

585 ¸ 493,4

517 ¸ 436

482 ¸ 384

457 ¸ 373

413 ¸ 346

383 ¸ 327

353 ¸ 300

Расход приведенный, м3/с:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2,3 ¸ 5,5

2,1 ¸ 2,35

1,8 ¸ 2,25

1,45 ¸ 2,0

1,25 ¸ 1,7

1,15 ¸ 1,5

1,05 ¸ 1,3

0,95 ¸ 1,2

0,9 ¸ 1,1

1,25 ¸ 1,45

1,15 ¸ 1,35

1,05 ¸ 1,25

1,0 ¸ 1,2

1,0 ¸ 1,2

0,95 ¸ 1,15

0,9 ¸ 1,05

0,85 ¸ 1,0

0,8 ¸ 0,95

Коэффициент полезного действия модели, %, hмакс

90,5

91,4

91,4

91,7

91,6

90,8

90,6

80,7

89,4

Частота вращения приведенная, мин-1,

165 ¸ 185

150 ¸ 165

138 ¸ 150

125 ¸ 135

115 ¸ 126

110 ¸ 120

105 ¸ 116

102 ¸ 110

100 ¸ 105

Таблица 4.4

Диагональные поворотно-лопастные гидротурбины

Напор максимальный, м

50

60

70

90

115

140

170

1

2

3

4

5

6

7

8

Коэффициент быстроходности, мин-1, ns опт

430 ¸ 380

420 ¸ 370

410 ¸ 353

370 ¸ 410

300 ¸ 280

280 ¸ 260

240 ¸ 219

Расход приведенный, м3/с:

 

 

 

 

 

 

 

 (по Hs)

1,25 ¸ 1,5

1,2 ¸ 1,4

1,1 ¸ 1,3

1,0 ¸ 1,2

0,85 ¸ 1,05

0,75 ¸ 0,95

0,7 ¸ 0,8

0,9 ¸ 1,15

0,9 ¸ 1,1

0,85 ¸ 1,05

0,8 ¸ 1,0

0,76 ¸ 0,9

0,72 ¸ 0,85

0,55 ¸ 0,65

Коэффициент полезного действия модели, %, hмакс

91,3

89,8

91,3

92,2

92,1

92,5

91,5

Частота вращения приведенная, мин-1,

105 ¸ 115

100 ¸ 115

100 ¸ 110

85 ¸ 83

95 ¸ 91

82 ¸ 87

77 ¸ 85

Таблица 4.5

Радиально-осевые гидротурбины

Напор максимальный, м

45

75

115

140

170

230

310

400

500

600

Коэффициент быстроходности, мин-1, ns опт

360 ¸ 300

315 ¸ 250

250 ¸ 220

240 ¸ 210

220 ¸ 170

175 ¸ 140

140 ¸ 115

123 ¸ 93

113 ¸ 110

100 ¸ 86

Расход приведенный, м3/с:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 (5 % запаса)

1,35 ¸ 1,55

1,15 ¸ 1,4

0,95 ¸ 1,15

0,85 ¸ 1,0

0,7 ¸ 0,85

0,5 ¸ 0,65

0,35 ¸ 0,5

0,3 ¸ 0,37

0,25 ¸ 0,3

0,2 ¸ 0,26

1,15 ¸ 1,3

1,0 ¸ 1,15

0,85 ¸ 1,0

0,75 ¸ 0,9

0,55 ¸ 0,70

0,4 ¸ 0,55

0,30 ¸ 0,40

0,20 ¸ 0,30

0,18 ¸ 0,25

0,15 ¸ 0,20

Коэффициент полезного действия модели, %, hмакс

92,4

92,2

93,1

93,3

93,0

93,0

92,2

90,3

90,2

90,0

Частота вращения приведенная, мин-1,

80 ¸ 90

70 ¸ 83

68 ¸ 77

66 ¸ 74

64 ¸ 72

62 ¸ 68

60 ¸ 66

60 ¸ 65

58 ¸ 65

56 ¸ 65

Таблица 4.6

Ковшовые гидротурбины

Напор максимальный, м

400

600

1000

1500

Количество сопел, шт.

4

4

4

4

Коэффициент быстроходности на одно сопло мин-1, n¢s

25,5

23

18,5

13

Расход приведенный, м3/с:

 

 

 

 

0,135

0,110

0,070

0,035

0,085 ¸ 0,125

0,07 ¸ 0,1

0,04 ¸ 0,055

0,02 ¸ 0,025

Коэффициент полезного действия модели, %, hмакс

90,4

90,8

90,5

-

Примечание к табл. 4.2 ¸ 4.6:

Оптимальные значения приведенного расхода  и приведенной частоты вращения  соответствуют режиму максимального коэффициента полезного действия hмакс для рассматриваемой универсальной характеристики.

4.1.10. При определении параметров и габаритов обратимых гидромашин для ГАЭС необходимо произвести технико-экономические расчеты по выбору их оптимальной быстроходности.

Для насосного режима величина быстроходности вычисляется по формуле:

nsн = ,

где - n, мин-1; Q, м3/с; Н, м.

Для предварительной оценки быстроходности следует использовать эмпирическую зависимость nsн = К. Значение показателя уровня быстроходности К следует принимать, как правило, не меньше 2500.

При выборе параметров обратимой гидромашины следует учитывать, что наибольший КПД имеют насос-турбины быстроходностью 170 - 230. Использование машин с ns < 110 ведет к редкому снижению КПД агрегата.

Для турбинного режима величина быстроходности вычисляется по формуле

nsт = ,

где - n, мин-1; N, кВт; Н, м.

Зависимость коэффициента быстроходности по насосному режиму от напора на предварительной стадии определяется по табл. 4.7.

Таблица 4.7

Радиально-осевые насос-турбины

Напор максимальный, м

45-60

80

115

150

170 ¸ 200

300 ¸ 400

500 ¸ 600

Коэффициент быстроходности, мин-1, насосный режим nSH

320 ¸ 300

280 ¸ 270

250 ¸ 230

210 ¸ 200

190 ¸ 175

145 ¸ 125

110 ¸ 95

Показатель уровня быстроходности (сред.) К = ns

2500

2500

2500

2500

2500

2500

2500

Значения Q, H и N принимаются для расчетного режима.

4.1.11. Приведенный расход при расчетном по мощности напоре и номинальной мощности должен определяться, как экономически целесообразная величина, по минимуму капитальных вложений и эксплуатационных затрат для конкретных условий размещения электростанции и выбранной модификации рабочего колеса с учетом изменения габаритов блока, веса оборудования, показателей надежности и требуемых высот отсасывания.

4.1.12. Технические задания на разработку новых систем турбин, обратимых гидромашин, а также новых модификаций существующих систем гидромашин следует выдавать только при наличии соответствующего технико-экономического обоснования и подтверждения со стороны завода-разработчика оборудования прогнозных характеристик разрабатываемого оборудования.

4.1.13. Основными расчетными параметрами гидромашин при заданных максимальном, расчетном по мощности и средневзвешенном по выработке напорах и мощности следует считать:

- номинальный диаметр рабочего колеса Д1 (м);

- диаметр осей лопаток направляющего аппарата До (м) (для гидромашин вертикального исполнения);

- номинальную частоту вращения nном (мин-1);

- угонную частоту вращения nуг (мин-1);

- коэффициент полезного действия максимальный hмакс (%);

- коэффициент полезного действия в расчетной точке hрасч (%);

- требуемая высота отсасывания Нs (м);

- коэффициент быстроходности ns (мин-1);

- показатель уровня быстроходности К = ns.

4.1.14. Номинальный диаметр рабочего колеса гидравлической турбины должен определяться исходя из мощности гидроагрегата, экономически целесообразного значения приведенного расхода, определенного с учетом капитальных затрат, эксплуатационных издержек и обеспечения требуемых высот отсасывания, при расчетном по мощности напоре ГЭС и соответствующем ему значении коэффициента полезного действия.

Полученное значение номинального диаметра рабочего колеса гидромашины целесообразно округлять до ближайшего, рекомендованного значения в соответствии с государственным стандартом на гидромашины.

4.1.15. Номинальную частоту вращения гидроагрегата следует назначать из условия работы гидравлических турбин при средневзвешенном по выработке напоре с приведенной частотой вращения, соответствующей зоне максимального коэффициента полезного действия универсальной характеристики.

При назначении номинальной частоты вращения следует учитывать рекомендации заводов-разработчиков гидрогенераторов.

Номинальная частота вращения обратимых агрегатов определяется по насосному режиму исходя из условий размещения рабочего диапазона напоров в оптимальной зоне характеристики и заглубления рабочего колеса.

4.1.16. Требуемые высоты отсасывания на предпроектных стадиях следует принимать по модельным универсальным характеристикам существующих модификаций гидротурбин. На последующих стадиях эта величина уточняется предприятием-разработчиком гидротурбин.

Для обратимых гидромашин отметка рабочего колеса определяется по насосному режиму для наихудшего сочетания напора и уровня нижнего бассейна.

4.1.17. Выбор отметки установки реактивной гидромашины должен производиться по требуемым высотам отсасывания с учетом графика нагрузки гидроэлектростанции; условий неустановившегося режима в нижнем бьефе, в частности, времени наполнения бьефа, прогнозируемых размывов в нижнем бьефе; согласованной с Заказчиком и разработчиком оборудования допустимой величиной кавитационной эрозии и экономического сопоставления затрат на заглубление здания станции и последующее устранение кавитационной эрозии, а также изменения режимов работы гидроагрегата в разные периоды эксплуатации.

4.1.18. При выборе оборудования допустимая величина кавитационной эрозии должна определяться, в соответствии с рекомендациями Международной электротехнической комиссии, по объему внесенного металла либо по глубине и площади кавитационных разрушений (публикация МЭК № 609).

4.1.19. Пусковой напор на ГЭС ограничивается пределами поля универсальной характеристики и принимается по согласованию с заводами-разработчиками оборудования.

4.1.20. Необходимость ввода гидроагрегатов на пониженных напорах должна быть специально обоснована с учетом длительности наполнения водохранилища или строительного периода.

4.1.21. Для ГЭС, на которых предполагается работа гидроагрегатов в широком диапазоне рабочих напоров, или на которых предполагается достаточно длительная работа при пониженных пусковых напорах, следует рассматривать:

- применение турбин двойного регулирования, в том числе диагональных поворотно-лопастных (для напоров до 150 м);

- использование радиально-осевых гидротурбин со сменными рабочими колесами с большей быстроходностью, чем у штатных (при этом должно быть обеспечено соответствие разгонной частоты вращения сменного рабочего колеса с разгонной частотой вращения штатного генератора);

- использование радиально-осевых гидротурбин с временными сменными генераторами, устанавливаемыми на фундамент штатного генератора. При этом должны быть обеспечены унификация и максимальная преемственность узлов временного и штатного генераторов;

- комплексное использование временных рабочих колес и временных генераторов;

- использование двухскоростного генератора, если это возможно по кратности применяемых частот вращения;

- применение преобразователей частоты переменного тока, обеспечивающих возможность работы агрегата с переменной частотой вращения.

Принятая в проекте схема ввода электростанции на пониженных пусковых напорах должна быть подтверждена технико-экономическим расчетом.

4.1.22. Для ГЭС, где вода содержит взвешенные наносы диаметром частиц менее 0,25 мм с твердостью по шкале Мооса меньше 4, применение специальных мер по защите гидротурбины от истирания не требуется. При преобладании во взвешенных наносах частиц с твердостью по шкале Мооса 4 и более необходимо применение специальных мер по повышению износоустойчивости проточной части, что должно быть оговорено в исходных данных технического задания на разработку гидротурбинной установки.

Дополнительные затраты на обеспечение износоустойчивости проточной части гидротурбины должны сопоставляться с затратами на сооружение отстойника.

4.1.23. Тип, форма и габариты спиральной камеры, а также скорость во входном сечении спиральной камеры должны соответствовать отраслевым стандартам.

В тех случаях, когда для заданного максимального напора возможно применение двух типов спиральных камер, выбор их следует производить на основании технико-экономических расчетов.

Железобетонные спиральные камеры таврового сечения следует применять до максимального напора 80 м.

Железобетонные спиральные камеры в диапазоне напоров от 50 до 80 м следует полностью облицовывать металлом.

Металлические спиральные камеры круглого или эллиптического сечения с максимальным напором выше 100 м, для которых произведение максимального динамического давления (в килоньютонах на метр квадратный) в спиральной камере на диаметр входного сечения спирали (в метрах) равно или больше 12000, следует рассматривать в сталежелезобетонном исполнении с передачей части нагрузки на охватывающий железобетон.

Спиральные камеры гидротурбин при площади входного сечения менее 3 м2 независимо от величины действующего напора, как правило, должны выполняться металлическими круглого сечения.

4.1.24. Металлические спиральные камеры, полностью воспринимающие напор, а также металлические облицовки сталежелезобетонных спиральных камер, воспринимающие напор частично, должны подвергаться до бетонирования гидравлическому испытанию на соответствующую величину испытательного давления.

Допускается предусматривать возможность совместного испытания спиральной камеры с напорным водоводом.

В отдельных специально обоснованных случаях, по согласованию с Заказчиком, гидравлические испытания могут быть заменены контролем 100 % длины сварных швов методом гаммаграфирования по техническим условиям испытаний, разработанным заводом-изготовителем оборудования.

4.1.25. Тип, форма и габариты отсасывающей трубы должны соответствовать отраслевым стандартам.

Высоту изогнутых отсасывающих труб для насосов-турбин следует принимать не менее 2,5 Д1.

Для горизонтальных гидравлических турбин прямоосные отсасывающие трубы следует принимать длиной (4,5 ¸ 5,0) Д1, с углом конусности в пределах 13 ¸ 16°. Форма сечения может быть круглой, овальной с переходом на прямоугольную.

4.1.26. Верхняя кромка выходного сечения отсасывающей трубы должна быть заглублена не менее чем на 0,5 м ниже минимального уровня нижнего бьефа, при котором возможна работа гидравлических турбин.

4.1.27. Отсасывающая труба должна иметь металлическую облицовку начального конуса, а в обоснованных случаях - и торовой части.

4.2. Регулирование

4.2.1. Гидромашина должна иметь систему автоматического управления (САУ), включающую электрогидравлический регулятор (ЭГР), маслонапорную установку (МНУ), панели автоматики МНУ, предтурбинного затвора (при его наличии) и турбины, противоразгонные устройства.

САУ обеспечивает автоматическую работу гидроагрегата в различных режимах: при регулировании частоты, мощности, водотока и в режиме синхронного компенсатора, а также позволяет осуществлять групповое регулирование агрегатами.

САУ, в случае необходимости, должна позволять вести ограничение максимальной и минимальной мощности в зависимости от напора и уровня нижнего бьефа.

4.2.2. В качестве основного противоразгонного устройства, в дополнение к системе регулирования гидравлической турбины, следует предусматривать закрытие направляющего аппарата от золотника аварийного закрытия.

В технически обоснованных случаях направляющий аппарат может снабжаться устройством программного закрытия.

В дополнение к золотнику аварийного закрытия при соответствующем обосновании могут быть использованы другие средства противоразгонной защиты: предтурбинные затворы или быстродействующие затворы на водоприемнике.

При наличии нескольких видов противоразгонных защит их действие должно быть селективным.

4.2.3. Регулятор для поворотно-лопастных гидротурбин должен иметь комбинаторное устройство, а также устройство, обеспечивающее функции программного управления регулирующими органами при нормальных и аварийных сбросах нагрузки.

4.2.4. Система управления должна обеспечивать:

- автоматический пуск одного из гидроагрегатов электростанции в условиях отсутствия напряжения переменного тока в системе собственных нужд электростанции и наличия давления в МНУ;

- автоматическую остановку, пуск и поворотную остановку гидроагрегата при отсутствии напряжения переменного тока в системе собственных нужд электростанции и при уровне и давлении масла в котле МНУ, соответствующих уставке включения рабочего насоса.

4.2 5. Типоразмер маслонапорной установки гидроагрегата должен выбираться для случая неработающих насосов и начального давления в аккумуляторе, соответствующего уставке включения основного насоса, из условия обеспечения выполнения не менее 2,5 полных ходов сервомоторов направляющего аппарата, 2,0 полных ходов сервомотора рабочего колеса и, при необходимости, полного хода сервомотора предтурбинного затвора.

При наличии в гидроагрегате встроенного цилиндрической затвора, включенного оперативно в схему управления гидроагрегатом, МНУ должна обеспечивать также закрытие затвора после остановки агрегата.

При этом должен сохраняться запас давления и объем масла, достаточный для аварийной остановки агрегата.

4.2.6. Типоразмер маслонапорной установки, обслуживающей отдельную группу предтурбинных затворов, ведущих аварийные функции, должен выбираться из условия закрытия всех обслуживаемых затворов и обеспечения цикла открытие-закрытие одного из затворов.

4.2.7. Выбор режимов регулирования гидравлической машины должен производиться на основании расчетов и анализа переходных процессов с учетом конкретных условий работы электростанции, характеристик ее оборудования и системы водопроводящих сооружений электростанции.

При этом подлежат учету все виды переходных гидромеханических процессов: плановые, внеплановые, внезапные, аварийные и чрезвычайно аварийные.

4.2.8. В результате расчетов и анализа неустановившихся режимов выявляются:

- реально возможные, вероятные, наиболее неблагоприятные нагрузки, их сочетание и другие показатели, которые необходимо учитывать при проектировании сооружений и оборудования, а также эксплуатационные характеристики электростанции;

- возможности улучшения динамических показателей за счет оптимизации режимов регулирования и состава энергетических сооружений и оборудования.

При этом вычисляются:

- для станционных напорных водоводов: значения наибольших давлений с учетом гидравлического удара, распределение давлений по длине, значения наименьшего давления, участки возможных повышенных пульсаций давления, в том числе и с учетом сейсмического воздействия;

для гидроагрегатов: увеличение частоты вращения при сбросах нагрузки, изменение направления частоты вращения для насосов турбин при отключении агрегата от сети в насосном режиме (режим потери привода), изменение моментов и осевых сил, развиваемых гидромашиной, а также давлений в проточном тракте, особенно за рабочим колесом.

4.2.9 Основными показателями, определяющими условия регулирования, являются:

а) постоянная инерции (времени) напорных водоводов Тw. При значениях Тw > 2 с система считается высокоинерционной и необходимы более детальный анализ и расчеты по выбору мероприятий, обеспечивающих соблюдение гарантий регулирования.

При Тw > 3 ¸ 5 с следует рассматривать необходимость применения уравнительных резервуаров на напорной деривации.

б) постоянная инерции гидроагрегата Та. При значениях Та менее 5 с агрегат считается «легким» и требуется анализ условий устойчивости системы регулирования.

в) повышенные пульсации давления в напорных водоводах. Период жгутовых пульсаций за рабочим колесом не должен совпадать с периодом упругих колебаний напорных водоводов.

4.2.10. При расчете переходных процессов рекомендуется принимать максимальное повышение частоты вращения гидроагрегатов до 160 % от номинальной и повышение давления на средней линии входного сечения спиральной камеры до 140 % максимального напора. В особых случаях, подтвержденных технико-экономическим расчетом, могут быть заданы большие значения.

В любом случае эти параметры согласовываются с предприятиями-разработчиками гидравлической и электрической машины.

4.2.11. Максимальное относительное повышение давления в спиральной камере при сбросе номинальной нагрузки и исправной работе системы регулирования не нормируется и должно быть выбрано путем технико-экономического сопоставления вариантов:

- использование гидромашины повышенной прочности;

- применение программного управления закрытием направляющего аппарата;

- применение холостых выпусков;

- использование гидрогенератора с увеличенным маховым моментом;

- применение уравнительных резервуаров.

4.2.12. При питании нескольких гидромашин от одного водовода максимальные повышение давления и заброс частоты вращения определяются для условия отключения всех гидроагрегатов.

4.2.13. Значения повышения давления в спиральной камере гидравлической машины и повышение частоты вращения гидроагрегата (гарантии регулирования) принимаются по данным завода-разработчика гидромашины или по согласованию с ним.

4.3. Предтурбинные затворы

4.3.1. Предтурбинными затворами следует считать запорные органы, устанавливаемые на напорных водоводах перед входом в спиральную камеру гидравлической машины и входящие в единую систему управления технологическим процессом гидромашины.

4.3.2. Предтурбинные затворы должны обеспечивать:

- возможность проведения ремонтных работ в проточной части гидромашины под их защитой;

- защиту гидроагрегата от разгона в соответствии с командой системы регулирования гидромашины;

- защиту направляющего аппарата высоконапорных гидромашин от щелевой кавитации;

- возможность перевода гидроагрегата для работы в режиме синхронного компенсатора или пуска в насосный режим обратимой гидромашины с отжимом воды из камеры рабочего колеса сжатым воздухом.

4.3.3. Предтурбинные затворы в соответствии с ГОСТ 22373-87 следует принимать:

- дисковые с плоскоскошенным диском - на статический напор до 115 м;

- дисковые с диском типа «биплан» - на статический напор до 230 м;

- шаровые - на статический напор до 900 м;

- встроенные в радиально-осевую гидротурбину.

Предтурбинные затворы должны оснащаться панелями управления.

В качестве источников питания гидропривода предтурбинного затвора следует использовать маслонапорную установку гидромашины при соответствующем ее выборе и согласовании с заводом-разработчиком гидротурбинного оборудования или отдельную МНУ.

4.3.4. Для повышения надежности работы предтурбинных затворов следует предусматривать использование грузового привода на «закрытие» в пределах технически возможных решений.

4.3.5. При закрытии предтурбинного затвора в текучей воде, его закон закрытия должен иметь замедление на участке последних 25 % своего хода.

5. ТЕХНИЧЕСКОЕ ВОДОСНАБЖЕНИЕ

5.1. Система технического водоснабжения должна обеспечивать надежную подачу очищенной воды к потребителю для поддержания заданного температурного режима и смазки работающего оборудования электростанции во всех стационарных и переходных режимах агрегата, включая насосный режим и режим синхронного компенсатора.

5.2. Потребителями технической воды являются:

а) воздухоохладители генератора с воздушным охлаждением;

б) теплообменники генераторов с водяным охлаждением;

в) теплообменники систем тиристорного возбуждения с водяным охлаждением;

г) маслоохладители подпятника и подшипников генераторов;

д) маслоохладители подшипников турбин с масляной смазкой;

е) подшипники турбин с водяной смазкой;

ж) уплотнение вала турбины;

з) лабиринтные уплотнения рабочих колес РО турбин при работе в режиме синхронного компенсатора;

и) маслоохладители маслонапорных установок;

к) маслоохладители трансформаторов;

л) теплообменники и узлы вспомогательного оборудования и другие технологические водопотребители (компрессоры, воздуходувки, артезианские насосы и т.п.).

5.3. В зависимости от располагаемых напоров на электростанциях следует применять следующие системы технического водоснабжения:

а) самотечно-насосную - при минимальных напорах ниже 10 м с забором воды из верхнего бьефа;

б) самотечную - при напорах от 10 до 60 м с забором воды из верхнего бьефа;

в) самотечную с ограничением давления воды у потребителя - при напорах выше 60 м с забором воды из верхнего бьефа;

г) эжекторную - при напорах от 50 до 250 м с забором воды из верхнего и нижнего бьефов;

д) насосную - при напорах ниже 15 и выше 60 м с забором воды из нижнего бьефа.

5.4. Допускается применение систем, использующих давление воды под крышкой радиально-осевой турбины. Использование таких систем возможно при отсутствии на электростанции режима синхронного компенсатора. Отбор воды из-под крышки турбины должен быть согласован с заводом-изготовителем турбины.

5.5. Систему технического водоснабжения ГАЭС следует выполнять, как правило, насосной с забором воды из нижнего бьефа.

5.6. Техническое водоснабжение выполняется по следующим схемам:

а) поагрегатная (как правило);

б) централизованная;

в) групповая.

5.7. Окончательный выбор системы и схемы технического водоснабжения определяется технико-экономическим сравнением возможных вариантов.

При наличии в воде дрейсены должны предусматриваться мероприятия по борьбе с ней. В качестве одних из простых мероприятий по борьбе с дрейсеной следует предусматривать скорость воды в трубопроводе более 2,5 м/с, а также возможность изменения направления потока воды в системе при ее работе и промыве.

5.8. Расчетный расход воды в системе принимается по суммарному расходу всех потребителей при максимальной мощности гидроагрегата и максимальной расчетной температуре воды на уровне водозабора.

5.9. При выборе схемы следует отдавать предпочтение схемам с раздельным питанием потребителей с большим и малым расходом воды.

Водоснабжение крупных потребителей воды (воздухоохладители, маслоохладители подпятника и т.п.) целесообразно осуществлять по отдельным ветвям (водозабор - фильтр - потребитель - слив) с целью обеспечения независимого регулирования. Допускается осуществлять от этих систем резервное водоснабжение потребителей с малыми расходами воды.

5.10. С целью уменьшения общего расхода в системе целесообразно рассматривать схемы с последовательным соединением теплообменных аппаратов. Такие схемы, при необходимости, должны быть согласованы с заводами-изготовителями применяемого оборудования.

5.11. Следует рассматривать целесообразность применения как автоматического, так и ручного (по сезонам) регулирования расхода охлаждающей воды в зависимости от нагрузки и температуры воды.

Регулирование расхода частичным открытием задвижек запрещается, для этой цели следует применять регулирующую арматуру.

5.12. Для экономии расхода технической воды и предотвращения отпотевания трубопроводов и воздухоохладителей рекомендуется предусматривать возможность применения рециркуляции воды.

5.13. Для непрерывной подачи воды к потребителям должно быть предусмотрено 100 %-ное резервирование по водозаборам, фильтрам, насосам, обеспечивающим расчетную подачу.

5.14. Водозаборы

5.14.1. Водозаборы должны располагаться в местах, доступных для обслуживания. Водозаборы устанавливаются в туннеле, трубопроводе, спиральной камере, напорных стенках верхнего и нижнего бьефов.

5.14.2. Водозаборы должны быть установлены в зонах, не подверженных закупорке шугой, льдом или мусором.

5.14.3. Устройство водозаборов в верхних и нижних точках туннелей, трубопроводов или спиральных камер не допускается.

5.14.4. Водозаборы должны быть оборудованы съемными решетками.

5.14.5. Водозаборы непосредственно из верхнего и нижнего бьефов должны также оборудоваться приспособлениями, позволяющими устанавливать на них временные заглушки. Около водозаборов должны быть устроены скобы для удобства выполнения водолазных работ.

5.14.6. В случае забора аэрированного потока воды из нижнего бьефа следует рассматривать необходимость применения деаэраторов.

5.14.7. На электростанциях, расположенных на реках с большим количеством наносов, следует рассматривать возможность забора воды из гидроциклонов, отстойников, уравнительных резервуаров, артезианских скважин и других источников.

5.14.8. Водозаборы, используемые для питания подшипника на водяной смазке, уплотнения вала и лабиринтного уплотнения рабочего колеса гидротурбины с положительной высотой отсасывания, должны обеспечить бесперебойное питание при опускании аварийно-ремонтного или закрытии предтурбинного затвора агрегата.

5.15. Насосы следует устанавливать, как правило, ниже минимального уровня воды у водозабора. При необходимости установки насосов выше уровня воды должен быть предусмотрен автоматический залив насосов при пуске.

5.16. Фильтры должны иметь фильтрующие элементы из коррозионностойкого материала. Тонкость фильтрации определяется требованиями водопотребителя.

Конструкция фильтра должна обеспечить ручную или автоматизированную промывку.

5.17. Теплообменные аппараты

5.17.1. Компоновка системы питания теплообменных аппаратов должна обеспечивать полное и постоянное заполнение водой теплообменников во всех режимах работы, включая длительную остановку системы.

5.17.2. Система питания маслоохладителей трансформаторов должна обеспечивать превышение давления масла над давлением воды во всех режимах. В системе следует предусмотреть устройство, обеспечивающее отбор проб воды до и после маслоохладителей на содержание масла в воде.

5.17.3. Материал трубок теплообменных аппаратов выбирается в соответствии с химическим составом воды и, как правило, одной марки для всех теплообменников электростанции.

5.17.4. При заборе технической воды из водохранилищ, имеющих дрейсену, материал трубок теплообменников должен быть не склонен к обрастанию.

5.17.5. Система должна предусматривать возможность обратного промыва теплообменных аппаратов и распределительных коллекторов.

5.18. Трубопроводы и арматура

5.18.1. Диаметры трубопроводов и скорости воды в них определяются на основании технико-экономического расчета. Скорость воды, как правило, принимается в пределах 1 - 8 м/с.

5.18.2. Сливные трубопроводы следует выводить под минимальный уровень воды в бьефе.

5.18.3. При расположении потребителей системы ниже отметки выхода сливной трубы необходимо предусмотреть на выходе возможность установки заглушки либо захлопки и скобы для водолазных работ.

5.18.4. Трубопроводы, прокладываемые в бетоне, должны устанавливаться с учетом глубины промерзания открытого бетона.

5.18.5. Для трубопроводов открытой прокладки в системе следует применять электросварные и водогазопроводные трубы, для закладных трубопроводов - горячедеформированные с запасом на ржавление не менее 2 мм. Фасонные части трубопроводов (отводы, тройники) должны применяться в основном промышленного изготовления.

5.18.6. При разности расчетных температур окружающего воздуха и наружной стенки трубы более 10° в помещениях с относительной влажностью свыше 80 % следует предусматривать теплоизоляцию трубопроводов.

5.18.7. Запорная и запорно-регулирующая арматура должна применяться общепромышленного изготовления. Задвижки, отсекающие систему непосредственно от бьефов, должны быть стальными независимо от действующего напора.

Автоматическую подачу воды в систему следует осуществлять с помощью задвижки с электро- и гидроприводом.

5.18.8. На гидроприводах задвижек должны устанавливаться дроссели с целью повышения времени срабатывания для предотвращения гидравлического удара в системе технического водоснабжения.

5.19. Управление и контроль

5.19.1. Управление и контроль за работой системы технического водоснабжения должны быть автоматизированы.

5.19.2. Автоматическому контролю подлежат:

- расход воды в маслоохладителях подпятника;

- расход воды через подшнипник гидротурбины;

- расход воды через уплотнение вала гидротурбины;

5.19.3. Визуально контролируется:

- давление на напорном и сливных трубопроводах;

- давление до и после насосов;

- давление до и после фильтров;

- температура воды на входе и выходе теплообменников.

5.19.4. Необходимо предусматривать возможность установки камерных дроссельных диафрагм, контрольных манометров и термометров для испытания и наладки системы технического водоснабжения.

6. ОТКАЧКА ВОДЫ ИЗ ПРОТОЧНОЙ ЧАСТИ ГИДРОМАШИНЫ И ДРЕНАЖНЫХ КОЛОДЦЕВ

6.1. Система откачки воды из проточной части гидромашин должна обеспечить удаление воды и поддержание в осушенном состоянии напорных водоводов, спиральных камер, отсасывающих труб и водосбросных трактов в здании гидроэлектростанции, при проведении осмотров и ремонтных работ.

Кроме того, система должна обеспечить аварийную откачку воды из затопленных помещений здания электростанции.

6.2. Система откачки включает:

- сливные трубопроводы с водозаборными устройствами и запорной арматурой;

- водоприемные емкости с аэрационными трубами;

- насосные установки с всасывающими и напорными трубопроводами, приемной и запорной арматурой;

- систему ручного и автоматического управления, а также контроля.

6.3. Сливные трубопроводы

6.3.1. Удаление воды из напорных водоводов, спиральных камер, отсасывающих труб и водосбросных трактов осуществляется самотеком по сливным трубопроводам.

Сливные трубопроводы устанавливаются с уклоном и оборудуются водозаборным устройством, съемной решеткой, стальной задвижкой или тарельчатым клапаном.

Водозаборное устройство должно обеспечить полное удаление воды из проточной части.

Как правило, слив воды из спиральной камеры и напорного водовода гидромашины осуществляется в отсасывающую трубу с последующим сливом в водоприемную емкость; слив воды из водосбросных трактов электростанции осуществляется непосредственно в водоприемную емкость.

6.3.2. Слив воды из каждой полости, как правило, производится по одному сливному трубопроводу. Допускается применять по два сливных трубопровода в зависимости от компоновки здания электростанции, объема сливаемой воды, наличия наносов, унификации диаметра сливных трубопроводов. В отсасывающей трубе целесообразно устанавливать две сливные трубы.

6.4. Водоприемная емкость должна иметь объем, необходимый для создания перепада уровней на затворе 1,5 - 2,0 м, что должно обеспечить прилегание уплотнений ремонтного затвора к закладным частям паза. Для быстрого прижатия затворов целесообразно рассматривать применение специальных прижимов на затворах, а также предварительное отжатие воды из камеры рабочего колеса турбины.

6.5. Насосные установки

6.5.1. Откачку воды из водоприемных емкостей следует производить стационарно установленными артезианскими насосами, а также центробежными насосами в горизонтальном или вертикальном исполнении.

Погружные артезианские насосы, как правило, не применяются.

На высоконапорных гидроузлах допускается применение эжекторов. Тип насосной установки обосновывается технико-экономическим расчетом.

6.5.2. На всасывающих патрубках горизонтальных и вертикальных насосов, как правило, должны устанавливаться приемные клапаны и ремонтные задвижки. При диаметрах всасывающих патрубков насосов, превышающих диаметры приемных клапанов, имеющихся в каталоге, следует применять мусороудерживающие решетки вокруг приямка всасывающего патрубка.

На напорной линии каждого насоса следует устанавливать стальные обратные клапаны и задвижки, в обход обратного клапана следует устанавливать байпас с вентилем малого диаметра. На сборном выбросном коллекторе, имеющем выход в нижний бьеф на отметках ниже максимального катастрофического уровня, следует устанавливать стальную задвижку. Все задвижки диаметром более 250 мм рекомендуется снабжать гидравлическим или электрическим приводом, облегчающим их открытие и закрытие.

При расположении электродвигателя артезианского насоса выше максимального уровня нижнего бьефа допускается установка на напорной линии чугунной арматуры.

В климатических зонах, где в зимнее время температура воздуха снижается ниже 0 °С, во избежание образования наледей, выброс воды от насосов должен располагаться ниже минимального уровня в нижнем бьефе примерно на 1 м. На концах выбросных трубопроводов необходимо предусматривать возможность установки временных заглушек или устанавливать автоматические захлопки. Для удобства работы водолаза при установке заглушек или осмотре захлопок предусматриваются скобы.

6.5.3. В помещении насосной должно быть установлено не менее двух насосов (эжекторов); резерв на период откачки основных объемов не предусматривается.

Суммарная производительность откачивающих устройств должна обеспечивать откачку воды из проточной части гидроагрегата за время не более 6 ч, а производительность одного из этих устройств должна обеспечивать откачку воды, фильтрующей через уплотнения ремонтных затворов, после опорожнения проточной части. При откачке воды из напорных водоводов и водосбросов время осушения должно быть не более 12 ч.

Расчетную величину фильтрации через уплотнения ремонтных затворов следует принимать по МУ 34-70-075-84.

6.5.4. Управление и контроль за работой системы откачки должны быть автоматизированы. Пуск и остановка насосов должны осуществляться вручную и автоматически в зависимости от уровней воды в водоприемных емкостях или насосных приямках.

Автоматизируется подача воды на смазку подшипников и уплотнений насосов, а также охлаждение двигателей.

В помещении насосной должна быть обеспечена возможность измерения уровня воды в водоприемной емкости и контроля уровня в опорожняемых емкостях.

6.5.5. В условиях большого количества наносов, с целью обеспечения очистки от них колодцев насосных потерн, следует предусматривать установку переносных грунтовых насосов и гидроактиваторов, подключаемых к системе противопожарного водоснабжения.

6.6. Дренажные колодцы

6.6.1. Насосные установки дренажных колодцев должны обеспечивать автоматическую откачку только дренажной воды.

6.6.2. Дренажная система должна быть изолирована от приема загрязненных стоков. Дренажные канавки, предусмотренные вдоль стен, должны иметь со стороны пола буртик высотой не менее 5 см, преграждающий поступление стоков от мойки полов, при пожаротушении, аварийном разливе масел и других загрязняющих сток жидкостей.

6.6.3. Объем дренажного колодца рассчитывается на постоянную приточность воды в пределах от минимального до максимального уровня в колодце за время не менее 20 мин.

6.6.4. Периодичность включения насоса рекомендуется принимать не более трех раз в час. Длительность работы насоса следует принимать не менее 6 мин.

6.6.5. В качестве стационарных откачивающих устройств допускается применять горизонтальные, вертикальные насосы или эжекторы. Двигатели к насосам следует применять во влагостойком исполнении. Установка стопроцентного резерва откачивающего устройства обязательна.

Применение насосов с погружными электродвигателями не допускается.

6.6.6. Всасывающие патрубки откачивающих устройств должны снабжаться приемными клапанами с сеткой.

Напорные линии от откачивающих устройств выводятся, как правило, под минимальный уровень нижнего бьефа, на трубопроводе устанавливаются стальные обратные клапаны, в обход которых предусматриваются байпасы с вентилями малого диаметра, а также стальные задвижки.

Рекомендуется рассматривать применение самовсасывающих насосов.

Напорные линии от дренажных установок целесообразно выполнять индивидуальными.

6.6.7. Работа насосов и эжектора должна быть автоматизирована в зависимости от уровней воды в дренажном колодце.

6.6.8. При возможности по условиям компоновки следует предусматривать использование основных насосов осушения проточной части для удаления воды из дренажного колодца в случае появления аварийной приточности, а также при затоплении помещений электростанции.

6.6.9. В обоснованных случаях следует предусматривать соединение дренажного колодца с вертикальными закладными трубами, выходящими на незатопляемую отметку, для возможной установки временных откачивающих устройств.

7. МАСЛЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО

7.1. Общие положения

7.1.1. Масляное хозяйство предназначено для обеспечения маслонаполненного оборудования электростанции комплексом операций, связанных с приемом, хранением, обработкой, распределением и сбором масел, а также консистентных смазок различных марок.

7.1.2. Масляное хозяйство электростанции должно проектироваться с учетом организации масляного хозяйства в энергосистеме, каскаде или группе электростанций.

7.1.3. Масляное хозяйство в зависимости от состава и выполняемых функций следует подразделять на:

- станционное масляное хозяйство электростанции (СМХ), рассчитанное на полный объем технологических операций, обеспечивающих нормальное функционирование технологического оборудования электростанции;

- центральное масляное хозяйство энергосистемы, каскада или группы электростанций (ЦМХ), рассчитанное на полный объем технологических операций, обеспечивающих нормальное функционирование технологического оборудования обслуживаемых электростанций;

- филиальное масляное хозяйство (ФМХ), рассчитанное на сокращенный объем технологических операций и обеспечивающее нормальное функционирование технологического оборудования электростанции совместно с ЦМХ.

7.1.4. Все помещения основных сооружений гидроузла, помещения маслохозяйства и пристанционные площадки, где располагается или ремонтируется маслонаполненное оборудование, должны быть оборудованы специальной системой дренажа для сбора, последующей обработки и утилизации масел и замасленных стоков, с учетом противопожарных требований раздела 4 «Инструкции по проектированию противопожарной защиты энергетических предприятий» РД 34.49.101-87.

7.2. Состав и основные технологические операции масляного хозяйства

7.2.1. Состав масляного хозяйства в зависимости от его вида представлен в табл. 7.1.

Таблица 7.1

№№ п/п

Наименование

Виды масляного хозяйства

СМХ

ЦМХ

ФМХ

1

2

3

4

5

1

Маслохранилище

+

+

-

2

Устройство для приема и выдачи масла из транспортных средств

+

+

+

3

Система технологических коммуникаций

+

+

+

4

Аппаратная с набором оборудования и приборов

+

+

-

5

Комплекс передвижного оборудования и насосов для обработки масла непосредственно в маслонаполненном оборудовании

+

+

+

6

Химическая лаборатория

+

+

-

7*

Стационарные установки для вакуумной обработки изоляционного масла

+

-

-

8

Передвижные установки для вакуумной обработки изоляционного масла

-

+

-

9

Передвижная установка для азотирования масла

-

+

-

10

Комплект транспортных средств для транспортировки требуемых объемов масла в пределах обслуживаемого района

-

+

-

11

Резервуар аварийного слива турбинного масла в здании электростанции

+

+

+

12**

Доливочные емкости

-

-

+

13

Посты сбора отработанных нефтепродуктов

+

+

+

14

Необходимые сооружения и помещения для размещения требуемого оборудования, коммуникаций и обслуживающего персонала

+

+

+

* - при наличии специального обоснования;

** - также на подземных электростанциях.

7.2.2. Основные технологические операции масляного хозяйства в зависимости от его вида представлены в табл. 7.2.

Таблица 7.2

№№ п/п

Наименование операций

Виды масляного хозяйства

СМХ

ЦМХ

ФМХ

1

2

3

4

5

1

Прием масла из транспортных средств и выдача в транспортные средства

+

+

+

2

Распределение и хранение масла в резервуарах склада масла

+

+

-

3

Обработка свежего масла и доведение его параметров до требований, предъявляемых к чистому маслу

+

+

-

4

Дегазация изоляционного масла стационарной установкой

+

-

-

5

Азотирование изоляционного масла (при наличии электротехнического оборудования с азотной защитой)

+

+

+

6

Заполнение технологического оборудования чистым маслом и периодическая доливка его

+

+

+

7

Обработка масла непосредственно в маслонаполненном оборудовании

+

+

+

8

Прием эксплуатационного масла из технологического оборудования

+

+

+

9

Выдача эксплуатационного масла

+

+

+

10

Выдача отработанного масла

+

+

+

11

Обработка отработанного, эксплуатационного масла и доведение его параметров до требований, предъявляемых к чистому и сухому маслу

+

+

-

12

Сбор, хранение и выдача отработанных масел на нефтебазу

+

+

-

13

Отбор проб и проведение анализа масла

+

+

+

14

Мойка тары

+

+

-

15

Вакуумирование трансформаторов

+

+

+*

16

Выдача чистого, сухого масла

-

+

-

17

Транспортировка масла

-

+

-

18

Прием отработанного и эксплуатационного масла от ФМХ

-

+

-

19

Вакуумная сушка, дегазация и азотирование изоляционного масла передвижными установками

+

+

+*

Примечания: 1. Операции, отмеченные индексом*, выполняются оборудованием из парка ЦМХ.

2. Для ФМХ представлен минимально необходимый объем технологических операций.

7.3. Маслохранилище

7.3.1. Маслохранилище СМХ (ЦМХ) предназначено для приема, длительного хранения и выдачи различных марок и групп масла и должно включать в себя резервуары: «свежего масла», поступающего с завода; «чистого масла (чистого сухого масла)» - отвечающего требованиям для заливки в оборудование; «эксплуатационного масла» - слитого из оборудования и пригодного для восстановления в условиях электростанции; «отработанного масла» - не пригодного для восстановления в условиях электростанции и предназначенного для отправки на нефтебазы.

7.3.2. Маслохранилище центрального (станционного) масляного хозяйства должно быть оборудовано следующим количеством резервуаров:

а) для турбинного масла - три резервуара: свежего, чистого, эксплуатационного масла;

б) для изоляционного трансформаторного масла - три резервуара: свежего, чистого и эксплуатационного масла;

в) для изоляционного масла баковых масляных выключателей - два резервуара: чистого и эксплуатационного масла;

г) для кабельного масла - два резервуара: чистого и эксплуатационного масла;

д) для масла гидроприводов - два резервуара: чистого и эксплуатационного масла.

Кроме того, должно быть предусмотрено помещение для хранения бочек, канистр и т.п., заполненных различными марками масел и смазок.

7.3.3. Помимо резервуаров, расположенных в маслохранилище, целесообразно предусмотреть в пределах (за пределами) здания электростанции или монтажной площадки резервуары для самотечного слива отработанного или эксплуатационного масел из маслонаполненного оборудования, если не обеспечивается самотек в баки маслохранилища.

7.3.4. В мастерских электро- и машинного цехов, гараже, компрессорных и на монтажной площадке следует предусматривать посты сбора отработанных нефтепродуктов по группам согласно ГОСТ 21046-86.

7.3.5. Маслохранилище ЦМХ при соответствующем обосновании может быть дополнительно оборудовано резервуарами свежего и эксплуатационного масла каждой марки.

7.3.6. Объем каждого резервуара, кроме доливочных, для турбинного и изоляционного трансформаторного масла должен быть не менее 110 % объема, заливаемого в гидроагрегат или наиболее крупный трансформатор.

Объем резервуаров свежего масла при доставке его железнодорожным транспортом, как правило, должен соответствовать объему цистерны.

Объем резервуаров изоляционного масла масляных выключателей должен соответствовать объему баков трех фаз выключателя плюс 1 % от всего объема масла, залитого в аппараты и выключатели электростанции.

Объем резервуаров кабельного масла должен соответствовать объему одной наибольшей строительной длины кабеля плюс 1 % от всего объема масла, залитого в маслонаполненные кабели электростанции.

Объем резервуаров масла гидроприводов должен соответствовать 110 % объема масла, заливаемого в гидропривод одного затвора, включая маслонасосный агрегат.

7.3.7. Доливочные резервуары устанавливаются на ФМХ и в подземных зданиях электростанций. Объем доливочных резервуаров чистого турбинного масла должен обеспечить 45-дневный запас турбинного масла на доливку всех гидроагрегатов, объем доливочных резервуаров чистого сухого изоляционного трансформаторного масла должен составлять 10 % от объема самого крупного трансформатора.

7.3.8. Расход турбинного и трансформаторного масла следует принимать по нормативам Союзтехэнерго: «Индивидуальные нормы расхода турбинного масла на ремонтные и эксплуатационные нужды для гидроагрегатов», 1987 г.; «Индивидуальные нормы расхода трансформаторного масла на ремонтные и эксплуатационные нужды для оборудования энергопредприятий», 1987 г.

7.3.9. Масляные резервуары должны быть оборудованы двумя люками, один из них - в крышке резервуара; наружными и внутренними лестницами; ограждениями и поручнями; площадками для обслуживания приборов и арматуры; воздухоосушительными фильтрами; указателями (датчиками) уровня, сливными, переливными, наливными и дыхательными патрубками; пробно-спускным краном на маслозаборном патрубке.

7.3.10. Указатели уровня масла на масляных резервуарах должны обеспечивать визуальный контроль уровня у резервуара и дистанционный - в аппаратной масляного хозяйства.

Применение стеклянных трубок для измерения уровня масла возможно, если они будут помещены в защитный футляр и укомплектованы запорным устройством вентильного типа.

7.4. Аппаратная масляного хозяйства и химическая лаборатория

7.4.1. Аппаратная масляного хозяйства с входящими в нее оборудованием и коммуникациями должна обеспечивать, как минимум, выполнение всех технологических операций, предусмотренных табл. 7.2.

В аппаратной предусматриваются две отдельные системы трубопроводов с соответствующей аппаратурой, предназначенные для раздельной обработки турбинного и трансформаторного масел.

7.4.2. Все приборы и оборудование, установленные в аппаратной, должны иметь стационарное подсоединение. Использование гибких шлангов допускается только при подключении передвижной маслоочистительной аппаратуры.

Кроме стационарной аппаратуры, в аппаратной выделяется место для передвижной аппаратуры, необходимой для обработки масла на месте установки маслонаполненного оборудования.

7.4.3. Операции по приему и выдаче масла следует производить на специальной колонке, оборудованной четырьмя штуцерами (по два для турбинного и трансформаторного масел).

7.4.4. Химическая лаборатория помимо анализов, связанных с маслом, должна иметь оборудование для проведения анализов воды, включая дистиллированную.

7.4.5. На крупных электростанциях и головных электростанциях каскада, имеющих силовые трансформаторы напряжением 330 - 750 кВ, в химических лабораториях должны быть предусмотрены хроматографы для анализа газов, растворенных в трансформаторном масле.

7.5. Технологические трубопроводы масляного хозяйства

7.5.1. Технологические трубопроводы масляного хозяйства должны выполняться только из стальных бесшовных труб.

Соединение трубопроводов должно выполняться на сварке.

Технологические разъемы должны выполняться фланцевыми типа «выступ-впадина».

Применение резьбовых соединений на линиях не допускается за исключением присоединения приборов и аппаратов.

7.5.2. Технологические трубопроводы масляного хозяйства должны, как правило, прокладываться в специальных галереях (каналах) технологических трубопроводов.

Не допускается установка закладных масляных трубопроводов. В случае необходимости масляные трубопроводы должны проходить через бетон и другие строительные конструкции в металлических обсадных трубах.

Не допускается прокладка масляных трубопроводов в засыпных траншеях.

7.5.3. Технологические трубопроводы масляного хозяйства должны прокладываться с уклоном в сторону их возможного опорожнения. В случае необходимости допускается устройство специальных выпусков для опорожнения масляных трубопроводов.

Технологические трубопроводы масляного хозяйства должны предусматривать возможность их промыва.

7.5.4. Технологические трубопроводы масляного хозяйства в местах подсоединения передвижной маслоочистительной аппаратуры или насосного оборудования должны быть снабжены заглушками.

7.5.5. Технологические трубопроводы, предназначенные для наполнения и слива масла из оборудования, должны быть подведены к гидроагрегату (подпятник, подшипники, МНУ) и трансформаторной мастерской или к месту ревизии и ремонта трансформатора на монтажной площадке. К главным трансформаторам, расположенным в пределах здания электростанции, стационарные трубопроводы, как правило, не прокладываются кроме случая, когда проектом предусматривается ревизия трансформаторов на месте его установки.

8. ПНЕВМАТИЧЕСКОЕ ХОЗЯЙСТВО

8.1. Пневматическое хозяйство должно обеспечивать надежное снабжение сжатым воздухом требуемых параметров (давление, расход, влагосодержание) всех потребителей и включает следующие системы:

а) механического торможения гидроагрегатов с давлением 0,8 МПа;

б) технических нужд (пневмоинструменты, пескоструйная очистка и окраска металлоконструкций и т.п.) с давлением 0,8 МПа;

в) создания полыньи перед затворами водосбросов плотины с давлением 0,8 МПа;

г) пневмогидравлической аппаратуры с давлением 0,8 - 4,0 МПа, а также регулирующих клапанов с пневматическим мембранным или сильфонным исполнительными механизмами с давлением 0,15 - 1,0 МПа;

е) пневматического ремонтного уплотнения вала турбины с давлением 0,8 МПа;

с) отжатия воды из камер рабочих колес гидротурбин для работы гидроагрегата в режиме синхронного компенсатора и в режиме перевода обратимых агрегатов в насосный режим с давлением 0,8 - 4,2 МПа;

ж) зарядки гидроаккумуляторов МНУ и периодической автоматической их подзарядки с давлением 4,2 - 6,4 МПа;

з) электрических коммутационных аппаратов - воздушных выключателей и пневматических приводов маломасляных выключателей, а также разъединителей высокого напряжения с пневматическим приводом, с рабочими давлениями 2 - 4 МПа;

и) уплотнения предтурбинных затворов с давлением 0,8 - 4,0 МПа;

к) впуска воздуха в камеру рабочего колеса гидротурбины при работе в нестационарных режимах с давлением 0,8 МПа, при наличии специального обоснования необходимости работы в нестационарных режимах.

8.2. Воздухоснабжение водолазных скафандров, ввиду специфичности требований к воздуху, обеспечивается специальными компрессорными установками, как правило, передвижными.

Воздух к пневматическим инструментам при подводных работах подается из систем технических нужд.

8.3. Целесообразно создание объединенной компрессорной станции с компрессорными установками для обслуживания нескольких потребителей сжатого воздуха, а также резервирование систем с применением автоматических редуцирующих устройств.

8.4. Питание сжатым воздухом каждой из систем, перечисленных в п. 8.1, как правило, должно осуществляться по самостоятельной магистрали, подключенной к соответствующему воздухосборнику.

Допускается, при соответствующем обосновании, осуществлять питание от одной системы воздуховодов:

- пневматических уплотнений предтурбинных затворов высоконапорных электростанций и зарядки гидроаккумуляторов МНУ;

- системы собственных нужд и майнообразователя;

- системы торможения, ремонтного уплотнения вала турбины и предтурбинного затвора при давлении до 0,8 МПа.

8.5. Работа компрессорных установок для поддержания заданного уровня давления и в воздухосборниках и магистралях, а также управление и контроль за состоянием оборудования должны быть полностью автоматизированы.

Эксплуатация установок должна производиться без постоянного присутствия дежурного персонала.

8.6. Выбор оборудования для пневматического хозяйства

8.6.1. В системе механического торможения агрегатов устанавливается один воздухосборник, емкость которого определяется возможностью осуществления двух циклов торможения (без учета включения компрессора) всех агрегатов электростанции. При этом начальное давление в воздухосборнике торможения принимается 0,7 МПа, а конечное - 0,6 МПа.

Расход воздуха на один цикл торможения принимается по техническим условиям на поставку гидрогенераторов. Время восстановления давления в воздухосборнике не должно превышать время восстановления давления в МНУ.

Выхлоп воздуха при растормаживании агрегата выполняется индивидуальным для каждого агрегата, через маслоулавливающее устройство, которое должно быть оборудовано предохранительным устройством. Отвод воздуха от маслоулавливающего устройства должен осуществляться в атмосферу за пределами здания ГЭС.

8.6.2. Для технических нужд суммарная производительность компрессоров должна обеспечивать одновременную работу расчетного числа пневматических инструментов, предусмотренных проектом для производства капитальных ремонтов гидроагрегатов или здания электростанции, но быть не менее:

10 м3/мин - при числе агрегатов на ГЭС 2 - 4;

20 м3/мин - при 5 - 8 агрегатах;

25 м3/мин - при 9 - 12 агрегатах;

30 м3/мин - при более чем 12 агрегатов.

Количество устанавливаемых компрессоров - не менее двух.

Для взаимного резервирования целесообразно применять однотипное компрессорное оборудование для системы торможения и собственных нужд.

Для воздухоснабжения ремонтных работ на объектах, не имеющих стационарной разводки магистралей сжатого воздуха для технических нужд, должна предусматриваться передвижная компрессорная станция производительностью не менее 5 м3/мин.

8.6.3. В системе создания полыньи подача компрессоров должна обеспечить расход воздуха 0,02 ¸ 0,03 м3/мин на 1 м длины незамерзающего фронта.

Вместимость воздухосборников этой установки (в м3) следует принимать равной значению минутной производительности рабочих компрессоров. Независимо от количества рабочих компрессоров предусматривается одни резервный компрессор.

Давление в воздухосборниках и их местоположение должны приниматься с учетом не менее 50 % термодинамической осушки сжатого воздуха, поступающего в магистральный воздухопровод.

8.6.4. В системе воздухоснабжения пневмогидравлической аппаратуры, как правило, устанавливается один воздухосборник вместимостью, обеспечивающей работу аппаратуры в течение не менее двух-трех часов без включения компрессора.

Ориентировочный расход воздуха на одну измерительную (импульсную) трубу следует принимать 5 - 12 л/ч. Питание воздухосборника рекомендуется осуществлять от компрессорных групп как низкого, так и высокого давления с соответствующим редуцированием.

8.6.5. В системе отжатия воды из камер рабочих колес вертикальных гидроагрегатов для работ в режиме синхронного компенсатора и для перевода в насосный режим обратимых агрегатов допускается использовать сжатый воздух давлением 0,8 ¸ 6,4 МПа. Выбор давления должен производиться на основании технико-экономического сравнения возможных вариантов с учетом стоимости оборудования, наличия места для его размещения, расходов на эксплуатацию, стоимости электроэнергии и других факторов.

При использовании сжатого воздуха давлением выше 3 МПа не допускается осуществлять его подвод в разгрузочную полость радиально-осевой гидромашины для избежания тупикового удара.

Расход воздуха на первоначальное отжатие воды, а также на утечки после отжатия принимается по данным завода-изготовителя турбин.

Для компенсации утечек сжатого воздуха из камеры рабочего колеса гидротурбины при работе агрегата в режиме синхронного компенсатора, когда для отжатия применяется давление свыше 0,8 МПа, следует применять воздуходувки, компрессоры низкого давления или водовоздушные эжекторы.

Подвод воздуха от этих устройств в камеру рабочего колеса должен осуществляться по самостоятельным трубопроводам, не связанным с трубопроводами первоначального отжатия.

Производительность компрессоров определяется по максимально допустимой продолжительности восстановления давления в воздухосборниках для последующего перевода агрегатов в режим синхронного компенсатора или пуска в насосный режим обратимых гидромашин. Режим перевода для каждого конкретного объекта определяется Заказчиком.

8.6.6. В системе зарядки гидроаккумуляторов МНУ необходимо устанавливать давление на 0,2 ¸ 0,3 МПа выше номинального давления в системе регулирования.

Производительность компрессорного оборудования должна осуществлять первоначальную зарядку гидроаккумуляторов МНУ не более чем за 4 ч.

При этом допускается зарядка гидроаккумуляторов до давления 0,8 МПа от систем низкого давления.

В системе зарядки гидроаккумуляторов МНУ обязательна установка резервного компрессора.

Вместимость воздухосборника (в м3) принимается равной расходу воздуха на утечки в системе за 8 ч, но не менее значения минутной производительности рабочих компрессоров. Необходимо предусматривать байпас для подачи воздуха в гидроаккумуляторы, минуя воздухосборник на период его периодического осмотра.

8.6.7. Выбор оборудования системы воздухоснабжения высоковольтных воздушных выключателей и приводов разъединителей должен производиться в соответствии с ПУЭ, раздел IV.

8.7. Магистральные воздухопроводы следует выполнять по нижеуказанным схемам для систем:

а) торможения агрегатов - одинарная, без секционных вентилей, с резервированием питания щитов торможения от магистральных технических нужд или пневмогидравлической аппаратуры;

б) технических нужд - одинарная, без секционных вентилей, вдоль тех помещений, где требуются отводы для присоединения потребителей (помещения вспомогательного оборудования агрегатов, щитовое помещение потерна и т.п.);

в) создания полыньи - одинарная, без секционных вентилей, вдоль незамерзающего фронта (в потерне, щитовом помещении или по мосту в верхнем бьефе);

г) пневмогидравлической аппаратуры - одинарная, без секционных вентилей, вдоль помещений, где установлена аппаратура, а к приборам, удаленным от здания ГЭС - в канале или по выступающим строительным конструкциям, там, где это возможно, предусматривается резервирование воздуховодов от систем торможения или собственных нужд;

д) отжатия воды из камер рабочих колес - одинарная, без секционных вентилей;

е) зарядки гидроаккумуляторов МНУ - одинарная, без секционных вентилей, вдоль помещений, где сделаны отводы к гидроаккумуляторам;

ж) электрических распределительных устройств - кольцевая с секционными вентилями после каждого отвода, с двухсторонним питанием от компрессорной установки, с отключением не более одного потребителя. Допускается, при расположении электрических аппаратов в один ряд, выполнение двойной магистрали без секционных вентилей с отводами к каждому потребителю от каждой магистрали. Разделение кольцевой магистрали секционными вентилями должно обеспечивать возможность ремонта любого участка трубопровода или элементов арматуры с отключением не более одного потребителя;

з) по концам всех магистралей устанавливаются продувочные вентили.

Магистральные воздухопроводы распределительных устройств прокладываются с уклоном 0,3 % с установкой в нижних точках вентилей для продувки сети. Ответвления к аппаратуре прокладываются с уклоном 0,3 % в направлении магистрали.

8.8. Забор воздуха компрессорами производительностью более 10 м3/мин должен осуществляться снаружи. Для компрессоров меньшей производительности разрешается забор воздуха из помещения компрессорной.

Следует иметь в виду, что в случае, если компрессор засасывает воздух из теплого помещения и подается в воздухосборники или потребителю, работающих при более низкой температуре, то полезная производительность компрессора уменьшается пропорционально отношению абсолютных температур.

8.9. При проектировании воздухопроводов следует руководствоваться «Инструкцией по проектированию технологических стальных трубопроводов Ру до 10 МПа» СП 527-80.

8.10. В качестве воздухопроводов должны применяться стальные бесшовные трубы из материалов, соответствующих рабочим давлению и температуре, указанных в «Правилах устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением».

Для соединения фильтров, устанавливаемых в шкафах управления электрическими выключателями и разъединителями, с резервуарами этих аппаратов следует применять медные или латунные трубы.

8.11. Оперативные переключения в системах торможения и воздухоснабжения электрических распределительных устройств не должны допускать даже кратковременного перерыва в питании указанных систем.

8.12. Сброс масляноводяного конденсата при продувке компрессоров, воздухосборников, магистралей должен осуществляться через маслоулавливающие устройства.

Масляноводяной конденсат должен сбрасываться в системы замасленных стоков.

9. ИЗМЕРЕНИЕ ГИДРАВЛИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ ГИДРОУЗЛА

9.1. Система измерений гидравлических параметров гидроузла предназначена для непрерывного измерения уровней, напора и расхода воды на гидроузле, а также для автоматизации управления гидроагрегатами.

9.2. Указанная система должна обеспечить:

- измерение и регистрацию уровней верхнего и нижнего бьефов;

- определение и регистрацию напоров нетто на гидромашинах;

- определение и регистрацию расхода воды на каждой гидромашине и водосбросных сооружениях, суммирование расхода воды через гидроузел;

- контроль за перепадом давления на сороудерживающих решетках;

- выдачу унифицированного сигнала на систему управления гидроагрегатами, а также в систему АСУ ТП.

9.3. Для измерения указанных параметров следует применять аппаратуру с унифицированным выходом. Отбор давления в точках измерения, как правило, следует осуществлять с помощью барботажного способа, т.е. непрерывной подачей сжатого воздуха в точку отбора давления. При наличии надежных схем измерения указанных выше параметров допускается применение других датчиков, устанавливаемых непосредственно в точке отбора давления.

9.4. Для отбора давления барботажным способом применяется измерительная стальная бесшовная трубка диаметром 8 - 20 мм. Допускается при соответствующем обосновании применять трубки полиэтиленовые или из нержавеющей стали.

Расстояние от точки отбора давления до первичного прибора не должно превышать 300 м.

Сжатый воздух, подаваемый в измерительную трубку, должен быть очищен в фильтре и пройти через игольчатый дроссель. Расход воздуха в измерительной трубке принимается в пределах 5 - 12 л/ч, давление воздуха должно быть всегда выше давления в точке отбора. Протечки воздуха в измерительной трубке недопустимы.

Для воздухоснабжения измерительных трубок на станции предусматривается отдельная магистраль с воздухосборником, давление в этой системе должно быть выше максимального в точке отбора не менее чем на 10 - 15 %. Обычно давление в системе воздухоснабжения принимается 0,8 - 4,0 МПа.

При удалении точки отбора давления от первичного прибора на расстояние более 300 м (например, на водоприемниках) в качестве источника сжатого воздуха рекомендуется применять компрессоры малой производительности или баллоны сжатого воздуха.

9.5. Первичные приборы устанавливаются в удобном для обслуживания месте здания электростанции, а на удаленных водоприемниках - в закрытом отапливаемом помещении.

Вторичные приборы должны быть установлены в пределах ЦПУ электростанции.

9.6. Отбор давления для измерения уровней следует предусматривать в местах, наименее подверженных влиянию изменения расхода через гидроузел.

9.7. Для проведения натурных испытаний турбин следует предусматривать в агрегатных блоках закладные измерительные трубки, а также другие устройства, обеспечивающие измерение уровней, напора, расходов.

Количество агрегатов, подвергаемых натурным испытаниям, следует принимать: один - при числе агрегатов на электростанции до 4-х; два - при числе агрегатов от 5 до 10; три - при числе агрегатов от 11 до 20 и более.

10. ГЛАВНЫЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СХЕМЫ

10.1. Главные электрические схемы разрабатываются на основании исходных данных Заказчика, представляющего их на основании работы «Схема выдачи мощности проектируемой электростанции в энергосистему», выполненной с учетом перспективы развития соответствующего энергорайона организациями, проектирующими энергосистемы (институтами «Энергосетьпроект», службами перспективного развития энергосистемы и пр.). При необходимости проектировщики электростанции принимают участие в выдаче задания на выполнение указанной работы.

В исходных данных Заказчика должны быть представлены следующие сведения:

а) напряжения, на которых выдается энергия электростанции в энергосистему (как правило, их должно быть не более двух), число и направление линий электропередач на каждом напряжении; мощность, передаваемая по каждой линии; рекомендуемое распределение гидроагрегатов между напряжениями;

б) необходимость связи между двумя распределительными устройствами повышенных напряжений (с помощью трансформаторов или автотрансформаторов), а также возможность работы распределительных устройств разных напряжений без связи между ними;

в) графики активной нагрузки электростанции и участие ее в общем графике активной нагрузки энергосистемы по характерным периодам года на каждом напряжении;

г) перетоки мощности между распределительными устройствами разных повышенных напряжений электростанции;

д) наибольшая мощность, потеря которой допустима по наличию резервной мощности в энергосистеме и по пропускной способности линий электропередач внутри системы и межсистемных связей;

е) результаты расчета и анализ баланса реактивных мощностей и уровней напряжений в прилегающих узлах энергосистемы (в зоне влияния электростанции); участие электростанции в покрытии графиков реактивной нагрузки (в том числе в период максимума активной нагрузки энергосистемы); необходимость работы гидроагрегатов в режиме синхронных компенсаторов, а также в режиме потребления реактивной мощности; необходимость установки шунтирующих реакторов, их мощность, номинальное напряжение и схема присоединения; значение номинального коэффициента мощности гидрогенераторов (генераторов-двигателей) по условиям работы энергосистемы;

ж) токи короткого замыкания по основным линиям электропередачи и индуктивные сопротивления прямой и нулевой последовательности энергосистемы на шинах распределительных устройств повышенных напряжений для максимального и минимального режимов нагрузки энергосистемы, а также восстанавливающиеся напряжения на контактах выключателей соответствующего распределительного устройства;

з) необходимость установки на отходящих линиях электропередачи аппаратов защиты от коммутационных перенапряжений, возникающих на этих линиях;

и) требования к гидрогенераторам (генераторам-двигателям) и другому электрооборудованию, определяемые условиями устойчивости параллельной работы электростанции в энергосистеме или исключения процесса самовозбуждения при работе на холостую линию (параметры возбуждения, индуктивное сопротивление и механическая постоянная времени), и требования системной противоаварийной автоматики (максимально допустимое время отключения выключателей, необходимость секционирования шин повышенного напряжения, величина отключаемой мощности для разгрузки линий электропередачи);

к) допустимые колебания напряжения на шинах повышенных напряжений при различных режимах работы обратимых агрегатов ГАЭС, в том числе при прямом пуске.

10.2. Главная электрическая схема должна учитывать очередность ввода агрегатов электростанции и возможность расширения распределительных устройств повышенных напряжений в соответствии с перспективой развития энергосистемы. Выдача электроэнергии от гидроагрегатов первых очередей строящейся электростанции должна предусматриваться через соответствующие части постоянных распределительных устройств.

10.3. Трансформаторы (автотрансформаторы) на электростанциях принимаются трехфазными. В случае невозможности поставки заводами трехфазных трансформаторов необходимой мощности или при наличии транспортных ограничений допускается применение группы из двух трехфазных трансформаторов или группы из однофазных трансформаторов.

Резервные трехфазный или однофазный трансформаторы могут быть предусмотрены при технико-экономическом обосновании или по согласованию с заказчиком.

10.4. Связь между двумя распределительными устройствами разных напряжений от 110 кВ и выше на ОРУ электростанции выполняется с помощью автотрансформаторов, а при одном из двух напряжений, равном 35 кВ и ниже, - с помощью двухобмоточных или трехобмоточных трансформаторов. К обмоткам низшего напряжения автотрансформаторов и трехобмоточных трансформаторов допускается подключать генераторы. Целесообразность такого подключения генераторов должна быть обоснована технико-экономическим расчетом и анализом напряжений на обмотках высшего и среднего напряжений при разных режимах работы автотрансформаторов связи.

Количество автотрансформаторов (трансформаторов) связи распределительных устройств повышенных напряжений, а также схемы их присоединений к шинам ОРУ обосновываются исходя из режима работы этой связи.

10.5. Для однофазных автотрансформаторов связи ОРУ разных напряжений резервная фаза должна предусматриваться при установке на ОРУ только одной группы автотрансформаторов. Замена поврежденной фазы на резервную должна осуществляться путем перекатки резервной фазы.

Для двух групп автотрансформаторов связи установка резервной фазы не предусматривается, однако необходимо предусматривать опережающую установку фазы второй группы на период работы только одной группы.

10.6. Все автотрансформаторы и трехобмоточные трансформаторы связи распределительных устройств разных напряжений должны иметь устройства регулирования напряжения под нагрузкой на одном напряжении (ВН или СН); при необходимости регулирования напряжений на двух повышенных напряжениях предусматривается установка линейного вольтодобавочного трансформатора.

10.7. В главных электрических схемах электростанций применяются следующие типы электрических блоков:

а) одиночный блок (генератор-трансформатор);

б) укрупненный блок (несколько генераторов, подключенных к одному общему повышающему трансформатору или к одной группе однофазных трансформаторов);

в) объединенный блок (несколько одиночных или укрупненных блоков, объединенные между собой без выключателей на стороне высшего напряжения повышающих трансформаторов).

10.8. Тип блока выбирается на основании технико-экономического сопоставления целесообразных вариантов с учетом режимов и надежности работы электростанции, затрат на оборудование генераторного и повышенного напряжений, стоимости потерь энергии в повышающих трансформаторах, удобств эксплуатации, конструктивно-компоновочных решений и др.

Мощность электрического блока не должна превышать значения мощности, определенной пунктом 10.1 «д» с учетом требований п. 10.10.

Возможность соединения всех гидрогенераторов с повышающими трансформаторами в один блок или выдачи всей мощности электростанции черед одну линию электропередачи должна быть проверена по условиям режима работы гидротехнических сооружений и экономически допустимого слива воды с учетом длительности замены поврежденного оборудования.

10.9. Во всех электрических блоках между генераторами и повышающими трансформаторами, как правило, устанавливаются выключатели.

Для включения (отключения) и реверсирования обратимого агрегата ГАЭС используются два выключателя или выключатель и разъединители с повышенным ресурсом работы.

При отсутствии выключателей на необходимые параметры допускается применение выключателей нагрузки.

10.10. Главные электрические схемы электростанций должны удовлетворять следующим условиям:

а) отказ любого выключателя (в том числе и в период ремонта любого другого выключателя) не должен приводить к потере блоков суммарной мощностью, большей мощности, определенной пунктом 10.1 «д» и тех линий электропередачи (двух и более), отключение которых может вызвать нарушение устойчивости энергосистемы или ее части;

б) отказ любого выключателя в схемах, в которых на шины электростанции заводятся параллельные транзитные линии электропередачи, не должен приводить к выпадению обеих линий транзита одного направления;

в) отключение линии электропередачи со стороны электростанции должно производиться, как правило, не более чем двумя выключателями;

г) отключение электрического блока может производиться не более чем тремя выключателями распределительного устройства повышенного напряжения;

д) отключение автотрансформаторов и трансформаторов связи распределительных устройств разных напряжений должно производиться при повреждении автотрансформаторов и трансформаторов напряжением до 500 кВ - четырьмя, 750 кВ - тремя выключателями;

е) ремонт любого из выключателей распределительного устройства 110 кВ и выше должен быть возможен без исключения присоединения. Допускается ремонт выключателя трансформатора одиночного блока осуществлять во время ремонта агрегата.

10.11. Для распределительных устройств электростанций напряжением 110 кВ и выше рекомендуются к разработке следующие схемы:

10.11.1. При напряжении 110 - 220 кВ:

а) одиночный мостик;

б) сдвоенный мостик (для РУ 110 кВ);

в) четырехугольник (для РУ 220 кВ);

г) одна секционированная выключателем система шин (для РУ 35 кВ и РУ 110 - 220 кВ при использовании КРУЭ);

д) одна рабочая секционированная выключателем и обходная система шин с секционным и обходным выключателями (5 и более присоединений);

е) две рабочие и обходная системы шин (от 5 до 15 присоединений);

ж) две рабочие секционированные выключателями и обходная системы шин с двумя шиносоединительными и двумя обходными выключателями (более 15 присоединений);

з) две рабочие системы шин без обходной с одним включателем на присоединение только при использовании КРУЭ.

10.11.2. При напряжении 330 - 750 кВ:

а) трансформатор-шины с присоединением линий через два выключателя;

б) схема «четырехугольник»;

в) с двумя системами шин, с 4 выключателями на 3 цепи (схема «4/3»"); с секционированием сборных шин по условиям противоаварийной автоматики;

г) с двумя системами шин, с 3 выключателями на 2 цепи (схема «3/2»), с секционированием сборных шин по условиям противоаварийной автоматики;

д) схемы по п. 10.11.2 «в» и «г» с жестким присоединением автотрансформаторов к сборным шинам.

10.12. Допускается применение других схем при надлежащем обосновании.

10.13. Технико-экономическим анализом по обоснованию варианта главной электрической схемы электростанции должны быть рассмотрены оперативные и ремонтные свойства схемы, надежность бесперебойного энергоснабжения, количество требуемой аппаратуры, стоимость распредустройства, удобство деления схемы устройствами противоаварийной автоматики, количество операций с выключателями и разъединителями, размер потерь электроэнергии на холостой ход трансформаторов и др.

При прочих равных условиях предпочтение должно отдаваться схеме, в которой отключение отдельных цепей осуществляется меньшим числом выключателей.

10.14. При выборе выключателей (выключателей нагрузки) для главной электрической схемы следует руководствоваться следующим:

а) выключатели нагрузки, устанавливаемые в цепи генераторов, генераторов-двигателей должны быть рассчитаны на отключение тока короткого замыкания от собственного генератора;

б) на ГАЭС и пиковых ГЭС выключатели или выключатели нагрузки для включения и отключения агрегатов должны приниматься с повышенным ресурсом работы, исключающим вывод агрегата из работы для планового ремонта или ревизии выключателя (выключателя нагрузки);

в) для напряжений 110 - 220 кВ пиковых ГЭС, при отсутствии генераторных выключателей, для цепей блочных трансформаторов следует рассматривать применение выключателей для частых коммутационных операций;

г) для напряжений 110 - 220 кВ следует отдавать предпочтение маломасляным выключателям;

д) применение КРУЭ 110 кВ и выше определяется положениями пункта 2.5.5 настоящих норм;

е) собственное время отключения выключателей должно удовлетворять требованиям устойчивости электропередачи (энергосистемы).

11. ГИДРОГЕНЕРАТОРЫ, ГЕНЕРАТОРЫ-ДВИГАТЕЛИ И ИХ СИСТЕМЫ ВОЗБУЖДЕНИЯ

11.1. Гидрогенераторы, генераторы-двигатели и их системы возбуждения разрабатываются на основе технического задания, составленного проектной организацией совместно с заказчиком и разработчиком.

В технических заданиях следует предусматривать необходимость обеспечения автоматического управления, контроля режимных параметров и диагностики состояния оборудования. В качестве датчиков и систем контроля, управления и защиты от недопустимых режимов следует применять устройства серийного производства.

При разработке задания заводу следует провести поиск аналога и выявить возможность использования для данного объекта освоенных или ранее разработанных электрических машин.

11.2. Электрические машины, системы возбуждения и вспомогательное оборудование должны обеспечивать надежную работу гидроагрегата во всех режимах без вмешательства дежурного персонала.

11.3. Конструкция электрической машины, отдельных ее узлов и вспомогательные системы должны обеспечивать условия пуска и останова гидроагрегата при отсутствии напряжения собственных нужд переменного тока.

11.4. Гидрогенераторы, генераторы-двигатели

11.4.1. Номинальная мощность и вид конструктивного исполнения электрической машины принимаются исходя из типа и параметров гидромашины.

11.4.2. Гидрогенераторы и генераторы-двигатели проектируются как машины единичного производства.

При этом в целях использования изоляционных, электротехнических и конструктивных материалов с близкими свойствами и возможной унификации конструктивных узлов, следует исходить из общегосударственных стандартов, стандартов МЭК и других нормативных документов на синхронные машины, гидрогенераторы и их комплектующие устройства.

11.4.3. Синхронные машины должны разрабатываться, как правило, высокоиспользованными, оптимальными по технико-экономическим показателям, габариту, весу и коэффициенту полезного действия.

Отклонения от «оптимальной» конструкции синхронной машины (по величине махового момента, заброса оборотов, индуктивностей и т.п.) допускаются при соответствующем обосновании и получении дополнительного технического и экономического эффекта по гидроузлу.

11.4.4. При проектировании электростанции должны быть определены следующие основные технические данные и параметры электрической машины:

а) тип и вид конструктивного исполнения;

б) номинальные параметры: мощность, коэффициент мощности, напряжение, частота вращения, коэффициент полезного действия;

в) маховой момент;

г) разгонная частота вращения;

д) индуктивные сопротивления;

е) масса;

ж) стоимость.

11.4.5. В качестве гидрогенераторов и генератор-двигателей, как правило, применяются синхронные явнополюсные машины с вертикальным или горизонтальным валом.

На гидроузлах, где в период постоянной эксплуатации происходят систематические значительные изменения напора (Нмин < (0,5 ¸ 0,6)×Нмакс), следует рассматривать другие варианты электрической машины, позволяющие работу гидротурбины с частотой вращения, отличающейся от номинальной (асинхронизированные, многоскоростные с переключением количества полюсов, с работой через преобразователь частоты и др.).

11.4.6. Выбор конструктивного исполнения вертикальной синхронной машины производится по частоте и мощности гидроагрегата на основании следующих показателей: габариты агрегата (стоимость машинного зала), вес, коэффициент полезного действия и стоимость электрической машины.

Как правило, для гидроагрегатов с частотой вращения до 200 об/мин и диаметром рабочего колеса гидромашины свыше 4,5 м следует применять зонтичное исполнение с опорой подпятника на крышку гидромашины.

Для гидроагрегатов с частотой вращения более 200 об/мин применяется подвесное исполнение с опорой подпятника на верхнюю крестовину.

В диапазоне частоты вращения от 150 до 333,3 об/мин вид конструктивного исполнения электромашины рекомендуется выбирать на основании технико-экономического расчета.

Применение электромашины зонтичного исполнения с опорой подпятника на нижнюю крестовину должно быть обосновано.

11.4.7. На малоагрегатных электростанциях (до 4-х) целесообразно рассматривать применение гидрогенераторов с разъемным ротором с целью снижения грузоподъемности и количества кранов машзала.

11.4.8. Для уникальных по мощности или габаритам синхронных машин, с целью повышения эксплуатационной надежности, следует рассматривать целесообразность сборки активной стали статора «в кольцо» на месте их монтажа. Применение статоров, собираемых в «кольцо» на месте монтажа, должно быть обосновано технико-экономическими расчетами с учетом увеличения сроков монтажа и стоимости мероприятий по обеспечению условий сборки.

11.4.9. Для повышения надежности работы подпятников следует применять сегменты с эластичным металлопластмассовым покрытием.

11.4.10. Номинальное напряжение статора синхронной машины выбирается из ряда значений, определенных ГОСТ 5616: 3,15; 6,3; 10,5; 13,8; 15,75; 18,0; 20 кВ.

Значение напряжения в зависимости от мощности машины должно соответствовать данным табл. 11.1.

Таблица 11.1

Мощность, МВА

10 - 25

25 - 50

50 - 150

150 - 300

300 и более

Напряжение, кВ

3,15 - 10,5

10,5 - 13,8

13,8 - 15,75

15,75 - 18,0

15,75 - 20,0

Оптимальное напряжение синхронной машины в каждом случае определяется разработчиком индивидуально в зависимости от возможности выполнения необходимого числа параллельных ветвей стержневой обмотки статора для заданной скорости вращения.

Проектировщик электростанций принимает значение номинального напряжения с учетом технико-экономических показателей всего тракта от электрической машины до трансформатора.

11.4.11. Коэффициент мощности синхронной машины принимается по пункту 10.1 «е» настоящих Норм.

11.4.12. Для обеспечения выдачи и потребления реактивной мощности следует предусматривать возможность работы синхронных машин (кроме капсульных) в режиме синхронных компенсаторов, а также в режимах выдачи активной мощности с потреблением реактивной мощности. Работа капсульных гидроагрегатов в режиме синхронного компенсатора (при свернутых лопастях рабочего колеса турбины) допускается при соответствующем энергоэкономическом обосновании.

11.4.13. Маховой момент (постоянная инерции) синхронной машины, как правило, определяется оптимальной (с точки зрения электрического и магнитного использования) конструкцией агрегата.

При наличии специальных требований, исходящих из условия обеспечения гарантий регулирования гидромашины и (или) условий обеспечения устойчивости электропередачи, минимально допустимую величину махового момента следует задавать в соответствии с этими требованиями. Последнее должно иметь технико-экономическое обоснование.

11.4.14. Повышение частоты вращения синхронной машины при сбросе номинальной нагрузки задается на основании расчетов гарантий регулирования (см. п. 4.2.8 и 4.2.10 ВНТП).

11.4.15. Индуктивные сопротивления синхронной машины, как правило, определяются оптимальной конструкцией машин. При наличии специальных требований, исходящих из условий обеспечения устойчивости электропередачи или исключения процесса самовозбуждения при работе на холостую линию, индуктивные сопротивления следует задавать на основании расчетов, выполненных при проектировании схемы присоединения электростанции к энергосистеме.

11.4.16. Коэффициент полезного действия синхронной машины при номинальной нагрузке и номинальном коэффициенте мощности следует задавать не ниже значений, указанных в табл. 11.2.

Таблица 11.2

Диапазоны номинальных мощностей, МВА

Диапазон частоты вращения, об/мин

50 - 93,76

100 - 187,5

200 - 300

333,3 - 600

10 - 25

95,9 - 96,6

96,0 - 96,7

95,8 - 96,4

96,1 - 96,3

25 - 50

96,6 - 97,3

96,7 - 97,3

96,4 - 97,2

96,5 - 97,0

500 - 100

97,3 - 98,0

98,0 - 98,2

97,2 - 97,7

97,0 - 97,6

100 - 250

98,0 - 98,3

98,2 - 98,6

97,7 - 98,4

97,6 - 98,4

Свыше 250

98,3 - 98,7

98,6 - 98,9

98,2 - 98,5

-

11.4.17. В электрических машинах, как правило, должна применяться система косвенного воздушно-водяного охлаждения с замкнутым циклом охлаждения. Охлаждение воздуха обеспечивается водяными охладителями.

11.4.17.1. Рекомендуется, по согласованию с разработчиком, использовать отбор до 20 % горячего воздуха для обогрева машинного зала электростанции. При отборе более 15 % горячего воздуха необходимо устанавливать пылеулавливающие фильтры.

11.4.17.2. Как правило, применяется система самовентиляции, где вентилятором служит ротор.

Допускается применение принудительной системы воздушного или водяного охлаждения в капсульных генераторах, а также в электрических машинах мощностью более 500 МВт. Целесообразность применения системы непосредственного водяного охлаждения обмоток статора, ротора и других активных частей должна быть специально обоснована.

11.4.17.3. На электростанциях, имеющих синхронные машины с непосредственным водяным охлаждением активных частей, должны предусматриваться установка для приготовления дистиллированной воды и трубопроводы для ее подачи к агрегатам. Выбор оборудования этой установки и требования к качеству дистиллированной воды должны определяться поставщиком электрической машины.

11.4.18. Гидрогенераторы вертикального исполнения должны иметь систему механического торможения вращающихся частей гидроагрегата.

Для агрегатов с большими маховыми массами вращающихся частей (с механической постоянной времени более 8 с), а также работающих в остропиковом режиме, и генераторов-двигателей рекомендуется применять систему электрического торможения, основанную на методе короткого замыкания.

При применении системы электрического торможения механическая система используется для исключения длительного вращения ротора на малых оборотах, для подъема ротора на тормозах, а также в качестве резервной для торможения при коротких замыканиях внутри синхронной машины.

11.4.19. Способы пуска генераторов-двигателей в двигательный режим выбираются на основании технико-экономических расчетов, а также в зависимости от мощности агрегата, эксплуатационной надежности и степени влияния режима пуска на энергосистему.

Как правило, пуск в двигательный режим генератора-двигателя должен осуществляться с помощью статического преобразователя частоты или от другого агрегата.

Для агрегатов мощностью до 100 МВт рекомендуется рассматривать другие способы пуска, в том числе - прямой асинхронный.

Допускается применение асинхронного пуска в аварийных условиях энергосистемы для генераторов-двигателей любой мощности.

11.5. Системы возбуждения

11.5.1. Система возбуждения, кроме требований пунктов подраздела 11.1., 11.3., должна обеспечивать возбуждение синхронной машины во всех нормальных и аварийных режимах, предусмотренных техническими условиями (заданием) на синхронную машину.

11.5.2. Система возбуждения вновь проектируемых синхронных машин должна разрабатываться на номинальный ток и номинальное напряжение, на 10 % превышающие расчетные значения номинального тока и номинального напряжения ротора синхронной машины.

11.5.3. Системы возбуждения, предназначенные для замены физически и морально устаревших возбудителей на действующих электростанциях, допускается разрабатывать на параметры, соответствующие реальным параметрам возбуждения синхронной машины без 10 % запаса.

11.5.4. Кратность форсировки по напряжению системы возбуждения, влияющая на устойчивость параллельной работы синхронной машины в энергосистеме, должна задаваться заводу-изготовителю на основании требований по пункту 10,1 «и» настоящих Норм и Методических указаний МУ 34-70-129-85.

Как правило, при установленной мощности электростанции до 800 МВт и единичной мощности агрегата до 150 МВт кратность форсировки по напряжению принимается равной 2,5.

В случае, если по условиям динамической устойчивости требуется кратность формировки 3 и более, следует провести технико-экономическое сопоставление вариантов исполнения новой системы возбуждения и других способов повышения динамической устойчивости (отключение агрегатов, электрическое торможение и т.п.) и рассмотреть возможность снижения величины кратности форсировки относительно требуемой.

11.5.5. Система возбуждения двигателей-генераторов должна обеспечивать регулируемое возбуждение в процессе пуска в двигательный режим и в процессе электрического торможения агрегата при останове.

11.5.6. Для гидрогенераторов, оснащенных устройством электрического торможения при остановах (по п. 11.4.18), должна разрабатываться схема возбуждения в режиме торможения.

11.5.7 Для всех гидрогенераторов и генераторов-двиателей должны применяться статические тиристорные системы возбуждения, как правило, по схеме параллельного самовозбуждения (питание тиристорных преобразователей от главных выводов синхронной машины через выпрямительный трансформатор).

Для уникальных по мощности генераторов, а также для гидрогенераторов ГЭС, занимающих определяющее место в энергосистеме, допускается применение тиристорной системы по схеме независимого возбуждения (питание тиристорных преобразователей от вспомогательного генератора на валу главного).

Для возбуждения вспомогательных генераторов должны применяться тиристорные системы по схеме параллельного самовозбуждения.

11.5.8. Выпрямительный трансформатор может присоединяться к выводам:

- гидрогенератора до и после генераторного выключателя;

- генератор двигателя, как правило, после генераторного выключателя.

В случае присоединения выпрямительного трансформатора до генераторного выключателя система возбуждения должна содержать коммутационный аппарат для обеспечения питания от собственных нужд ГЭС в процессе электрического торможения гидроагрегата при останове.

В случае присоединения выпрямительного трансформатора за генераторным выключателем в силовых цепях системы возбуждения должны предусматриваться устройства (накладки, разъединители) для обеспечения снятия напряжения при производстве работ на остановленном агрегате.

11.5.9. Системы возбуждения должны, как правило, выполняться одногрупповыми. Тиристорный преобразователь может состоять из одного или нескольких силовых мостов с параллельным соединением их на стороне постоянного и переменного тока.

11.5.10. При кратности форсировки возбуждения 3,5 и более допускается применять духгрупповую систему возбуждения (с рабочей и форсировочной группами преобразователей). Применение двухгрупповой системы должно иметь технико-экономическое обоснование.

11.5.11 Система возбуждения гидрогенераторов должна, как правило, выбираться из серии комплектных унифицированных систем возбуждения, содержащих полный комплект оборудования и аппаратуры, включая устройства и аппаратуру управления, защиты, сигнализации и измерения.

11.5.12. Для гидрогенераторов мощностью до 50 МВт допускается применять упрощенную одногрупповую систему возбуждения с регулятором возбуждения пропорционального действия, имеющим ограничитель минимального и максимального токов ротора.

11.5.13 Выпрямительные трансформаторы, предназначенные для питания тиристорных преобразователей, должны, как правило, выполняться трехфазными, сухими, с естественным воздушным oxлаждением. Допускается применение трансформаторов типовой мощностью 6000 кВА и более с принудительным охлаждением.

11.5.14. Системы возбуждения на номинальный ток до 2500 А должны комплектоваться тиристорными преобразователями с естественным воздушным охлаждением тиристоров.

Системы возбуждения на номинальный ток более 2500 А допускается комплектовать тиристорными преобразователями с принудительным охлаждением.

11.5.15. Системы охлаждения тиристорных преобразователей должны обеспечивать 100 %-ный резерв по числу насосов или вентиляторов (не менее двух насосов или вентиляторов).

Допустимая продолжительность работы систем и возбуждения при полном прекращении потока охлаждающего агента должна быть не менее времени действия резервных защит.

11.5.16. Системы возбуждения синхронных машин с непосредственным охлаждением обмоток статора водой в случае применения тиристорных преобразователей с водяным охлаждением должны иметь общую с генератором систему водоподготовки, включая теплообменники и ионообменные фильтры.

11.5.17. В качестве контрольно-измерительной аппаратуры в цепи постоянного тока следует применять измерительные преобразователи.

11.5.18. На электростанции должна быть обеспечена возможность наладки и испытаний системы самовозбуждения, а также снятия характеристик короткого замыкания и холостого хода синхронной машины. Должны быть указаны источник питания (шины генераторного напряжения, шины собственных нужд), место и средства подключения системы возбуждения к источнику питания.

12. СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫ И ОПЕРАТИВНЫЙ ТОК

12.1. Для электроснабжения собственных нужд необходимо предусматривать не менее двух независимых источников питания.

В качестве независимых источников питания могут приниматься:

а) обмотка низшего напряжения повышающего (блочного) трансформатора при наличии генераторного выключателя и режима постоянного включения повышающего трансформатора с высокой стороны;

б) гидрогенератор при его подключении к повышающему трансформатору без выключателя (выключателя нагрузки);

в) обмотка низшего напряжения автотрансформаторов связи распределительных устройств повышенных напряжений, если обеспечиваются допустимые колебания напряжения при регулировании напряжения автотрансформатора;

г) подстанция местного района, имеющая связь с энергосистемой, как правило, на ГЭС принимается в качестве резервного источника, а на ГАЭС - основного;

д) шины распределительного устройства электростанции 35, 110, 220 кВ при соответствующем технико-экономическом обосновании.

Допускается установка дизельгенератора.

На время остановки всех гидроагрегатов допускается осуществлять питание электроприемников собственных нужд от одного источника с использованием в качестве второго источника остановленные гидроагрегаты, при запуске которых обеспечивается подача напряжения на собственные нужды.

12.2. Электроснабжение потребителей собственных нужд, перерыв питания которых может привести к снижению нагрузки электростанции, отключению или повреждению основного оборудования и другим нарушениям технологического процесса производства и выдачи электроэнергии, к отказу в работе оборудования и устройств, выполняющих защитные функции (пожарные насосы, противодымная вентиляция, затворы холостых водосбросов, насосы откачки и т.п.), должно предусматриваться от распределительных устройств, имеющих автоматическое резервирование питания.

Взаимно резервирующие потребители (например, двигатели МНУ) должны присоединяться к разным распределительным устройствам, имеющим питание от независимых источников.

Электроснабжение оборудования и систем, обеспечивающих нормальные параметры и условия функционирования технологического оборудования и сооружений (вентиляция, отопление, дренажные насосы, освещение), предусматривается от распределительных устройств с автоматическим резервированием питания или без него в зависимости от допустимого времени перерыва питания.

Электроснабжение потребителей, связанных с обеспечением хозяйственных и ремонтных служб (ремонтные мастерские, лаборатории, душевые, хозяйственное водоснабжение и т.п.), осуществляется от распределительных устройств без резервирования питания.

12.3. Электрическая схема собственных нужд может выполняться либо с одним напряжением - 0,4 кВ, либо с двумя напряжениями - 0,4 и 6 (10) кВ. Наличие напряжения 6 (10) кВ определяется общей величиной и единичной мощностью потребителей, наличием электроприемников на напряжение 6 (10) кВ, удаленностью потребителей и их структурой.

12.4. Выбор напряжения 6 или 10 кВ определяется с учетом наличия того или иного напряжения электроприемников на станции, а также с учетом принятого напряжения в местном энергорайоне и в энергосистеме.

12.5. Распределение электроэнергии от источников питания на напряжении 6 (10) кВ производится с помощью комплектных распределительных устройств - КРУ 6 (10) кВ, КРУ 6 (10) кВ выполняются с одной секционированной выключателем на две секции системой шин с устройством АВР. Каждая секция должна питаться от независимого источника питания.

При одном КРУ 6 (10) кВ на электростанции секционирование целесообразно выполнять двумя выключателями.

В случае использования в сети собственных нужд вакуумных выключателей 6 (10) кВ должны быть предусмотрены мероприятия по защите от коммутационных перенапряжений (ограничители перенапряжения, С - цепочки, емкости). Характеристика защитных устройств определяется параметрами сети.

12.6. Распределение электроэнергии на напряжение 0,4 кВ организуется, как правило, с помощью комплектных трансформаторных подстанций 6 (10) / 0,4 кВ (КТП СН), понижающие трансформаторы которых подключаются к различным секциям КРУ 6 (10) кВ или к другим независимым источникам питания. Распределительные устройства указанных КТП СН выполняются секционированными с АВР или без него, либо односекционными в зависимости от условий, оговоренных в п. 12.2.

12.7. Питание электроприемников 0,4 кВ осуществляется или непосредственно от КТП СН, или от вторичных распределительных устройств 0,4 кВ (сборки, шкафы и др.) в зависимости от мощности электроприемников и требований к надежности их питания.

Сеть 0,4 кВ должна выполняться с заземленной нейтралью.

12.8. Наличие напряжения на каждой из секций КРУ-6 (10) кВ КТП СН и вторичных распределительных устройств должно обеспечиваться независимо от режима работы электростанции (выдача или потребление мощности, режим СК) и состояния отдельных независимых источников питания («в работе» или «отключено»); при этом АВР, как правило, должно вступать в действие только при аварийных отключениях источников питания или при отклонении параметров питания (напряжения и, при необходимости, частоты) выше допустимых.

12.9. Схема собственных нужд электростанции должна обеспечивать автоматическое восстановление питания собственных нужд при отсутствии напряжения на всех независимых источниках питания путем запуска одного (или двух) агрегатов.

12.10. Количество и вид независимых источников питания, напряжения схемы собственных нужд, мощности и количества трансформаторов, КРУ-6 (10) кВ, КТП СН определяются при конкретном проектировании на основании технико-экономических расчетов.

12.11. Подключение трансформаторов собственных нужд к токопроводам, связывающим гидроагрегаты и повышающие трансформаторы, должно производиться между повышающими трансформаторами и генераторными выключателями.

12.12. Для сети собственных нужд 0,4 кВ в закрытых помещениях должны применяться сухие трансформаторы с естественным воздушным охлаждением.

12.13. Максимальную единичную мощность трансформаторов с обмотками низшего напряжения 0,4 кВ рекомендуется принимать 1000 кВА при напряжении короткого замыкания Ик = 8 %. Трансформаторы меньшей мощности принимаются с Ик = 5,5 %.

Коэффициенты трансформации трансформаторов 6 (10)/0,4 кВ, как правило, принимается 6,3 (10,5)/0,4 кВ.

При необходимости регулирования напряжения в сети собственных нужд 0,4 кВ в здании электростанции допускается применение масляных трансформаторов с РПН.

12.14. При отсутствии в месте расположения электростанции распределительных сетей допускается присоединение посторонних потребителей (поселков, шлюзов, и пр.) к шинам распределительных устройств собственных нужд электростанции.

12.15. Схема собственных нужд должна обеспечивать самозапуск электродвигателей ответственных механизмов после выхода из работы одного трансформатора и работы АВР.

12.16. Питание сетей рабочего и аварийного освещения производственных помещений должно выполняться от двух независимых источников питания переменного тока. При значительных колебаниях напряжения в системе собственных нужд (более 5 %) рекомендуется применение стабилизирующих устройств для сети освещения.

12.17. Трансформаторы обогрева сороудерживающих решеток и пазов затворов не резервируются и выбираются с учетом возможной их перегрузки.

12.18. Электроснабжение механизмов основных и аварийно-ремонтных затворов должно предусматриваться, как правило, от двух сборок (шкафов), каждая из которых должна подключаться к разным секциям распределительных устройств, имеющих независимые источники питания.

12.19. Электропитание кранов, находящихся в помещениях, осуществляется при помощи троллейного токосъемника, а находящиеся на открытом воздухе - при помощи лыжного токосъемника, при необходимости, с обогревом. При ходе крана длиной не более 200 м питание следует осуществлять посредством гибкого кабеля.

12.20. В цепях электродвигателей 0,4 кВ независимо от их мощности, а также в цепях линий питания сборок в качестве защитных аппаратов устанавливаются автоматы.

Установка предохранителей в качестве защитных аппаратов допускается в цепях освещения и сварки и в цепях неответственных электродвигателей 0,4 кВ, не связанных с основным технологическим процессом (мастерские лаборатории, маслохозяйство и т.п.).

12.21. В качестве источника оперативного тока для питания устройств управления, автоматики, сигнализации и релейной защиты элементов главной электрической схемы электростанции, а также приводов постоянного тока, преобразовательных агрегатов бесперебойного питания (АБП), средств диспетчерского управления и связи, начального возбуждения генераторов, пожарной сигнализации и аварийного освещения на электростанции предусматривается установка аккумуляторных батарей напряжением 220 В. Допускается предусматривать отдельную аккумуляторную батарею для питания агрегатов АБП.

Включение аккумуляторной батареи на шины щита постоянного тока осуществляется через развилку из двух селективных автоматических выключателей, включаемых каждый на свою секцию шин щита постоянного тока.

Для устройств управления, релейной защиты, автоматики и контроля может приниматься оперативный постоянный ток напряжением 48 и 24 В для системы с использованием малогабаритных реле и бесконтактных элементов. В этом случае, как правило, используются преобразователи, питаемые от аккумуляторной батареи напряжением 220 В.

При применении микроэлектронных или микропроцессорных устройств релейной защиты и автоматики допускается установка аккумуляторных батарей напряжением 48 - 60 В с постоянным подзарядом.

Распределительная сеть оперативного постоянного тока должна быть оборудована селективной защитой.

12.22. Емкость аккумуляторной батареи, выбранная по длительной нагрузке и по нагрузке получасового аварийного разряда (с учетом питания АБП), должна проверяться по уровню напряжения на шинах постоянного тока при совпадении суммарной толчковой нагрузки (сумма токов приводов одновременно отключаемых или выключаемых выключателей) и длительной нагрузки в конце получасового аварийного разряда.

12.23. Количество аккумуляторных батарей принимается в зависимости от мощности электростанции, количества агрегатов, напряжения распределительного устройства, предназначенного для выдачи мощности, и взаимного расположения здания станции и распределительного устройства с учетом места размещения устройства релейной защиты.

На электростанциях мощностью менее 500 МВт с ОРУ (ЗРУ) 110 - 330 кВ, расположенных в непосредственной близости от здания станции, как правило, устанавливается одна аккумуляторная батарея. При больших расстояниях между зданием станции и ОРУ (ЗРУ), когда не обеспечиваются допустимые напряжения на электроприемниках постоянного тока - устанавливаются две аккумуляторные батареи: одна - в здании станции, вторая - в здании ОРУ (ЗРУ), без взаимного резервирования.

На электростанциях мощностью более 500 МВт с ОРУ (ЗРУ) 110 - 330 кВ независимо от взаимного расположения станции и ОРУ (ЗРУ) должны устанавливаться, как минимум, две аккумуляторные батареи. Место их установки и целесообразность взаимного резервирования определяется проектом.

На электростанциях любой мощности с ОРУ (ЗРУ) 550 кВ и выше, расположенном в непосредственной близости от здания станции, устанавливаются две аккумуляторные батареи. При больших расстояниях ОРУ (ЗРУ) от здания станции на ОРУ (ЗРУ) 500 кВ и выше устанавливаются две аккумуляторные батареи, а в здании станции - в зависимости от мощности станции: при мощности менее 500 кВ - одна, а при мощности более 500 МВт - две аккумуляторные батареи. Основные и резервные защиты линий электропередач 500 кВ и выше должны питаться раздельно от различных аккумуляторных батарей.

В зданиях электростанций мощностью менее 500 МВт с количеством агрегатов более 12 (с большой протяженностью здания) при технико-экономическом обосновании могут устанавливаться две и более аккумуляторных батарей.

Аккумуляторные батареи для питания оперативным током элементов распределительных устройств повышенных напряжений предусматриваются в соответствии с нормами технологического проектирования подстанции напряжением 35 - 750 кВ.

12.24. Расчет и выбор аккумуляторных батарей производится по методу постоянного поднаряда при напряжении 2,15 В на элемент батареи без тренировочных разрядов и уравнительных перезарядок. Для подзаряда, а также для заряда после аварийного разряда аккумуляторных батарей применяются два комплекта автоматизированных выпрямительных устройств. Для первоначальной формовки пластин они должны включаться параллельно.

Зарядное выпрямительное устройство должно иметь мощность и напряжение, достаточные для заряда аккумуляторной батареи на 90 % номинальной емкости в течение не более 8 ч, при предшествующем 30-минутном разряде. Необходимость применения элементных коммутаторов должна обосновываться расчетом вне зависимости от количества аккумуляторных батарей.

Выпрямительные установки, применяемые для заряда и подзаряда аккумуляторных батарей, должны присоединяться со стороны переменного тока через разделительный трансформатор.

12.25. В целях снижения емкости и габаритов аккумуляторных батарей и сокращения сети постоянного тока допускается, одновременно с постоянным оперативным током, применение переменного тока для неответственных электроприемников собственных нужд, а также питание соленоидов включения выключателей выпрямленным током с питанием цепей управления, защит и устройств связи от аккумуляторной батареи.

13. АВТОМАТИЗАЦИЯ

13.1. Общие положения.

13.1.1. Автоматизации на электростанциях подлежит технологический процесс (ТП) производства, выдачи (а на ГАЭС - и потребления) электроэнергии.

Автоматизация ТП должна разрабатываться в объеме:

а) автоматизация общестанционного процесса производства, выдачи и потребления электроэнергии;

б) автоматизация оборудования, непосредственно участвующего в производстве, выдаче и потреблении электроэнергии, - автоматизация основного оборудования;

в) автоматизация оборудования, обеспечивающего функционирование основного оборудования, - автоматизация вспомогательного оборудования.

Автоматизация общестанционных процессов управления, основного и вспомогательного оборудования электростанций должна разрабатываться в виде взаимоувязанных систем, обеспечивающих централизованное автоматизированное или автоматическое управление.

Под автоматизированным управлением понимается управление, при котором функции или любые совокупности действий выполняются совместно человеком и технологическими средствами; под автоматическим управлением понимается управление, при котором операции, функции или любые совокупности действий выполняются техническими средствами без участия человека.

Технические средства автоматизации должны выбираться в соответствии с функциональным назначением при технико-экономическом сопоставлении показателей: надежности, стоимости, эксплуатационных затрат, срока службы. Технические средства автоматизации должны удовлетворять условиям эксплуатации: требованиям к параметрам окружающей среды, механическим воздействиям; быть защищенным от влияния электромагнитных полей.

Устройства автоматического управления мощностью электростанций должны обеспечивать:

- прием и преобразование управляющих воздействий, поступающих с диспетчерских пунктов вышестоящего уровня управления, и формирование управляющих воздействий на уровне управления электростанцией;

- формирование управляющих воздействий на отдельные агрегаты;

- поддержание мощности агрегатов в соответствии с полученными управляющими воздействиями.

На электростанциях системы управления мощностью должны иметь автоматические устройства, обеспечивающие пуск и останов агрегатов, а при необходимости - также перевод агрегатов в режим синхронного компенсатора и генераторный в зависимости от условий и режимов работы электростанций и энергосистемы с учетом имеющихся ограничений в работе агрегатов.

Гидроэлектростанции, мощность которых определяется режимом водотока, рекомендуется оборудовать автоматическими регуляторами мощности по водотоку.

Разработка автоматизированных систем управления технологическим процессом электростанции с применением средств вычислительной техники-АСУ ТП производится при технико-экономическом обосновании и в соответствии с нормативной работой «Разработка технических требований и типовые методические материалы по проектированию АСУ ТП ГЭС и ГАЭС» № 10339 пк-16т, Ленгидропроект, 1991 г.

13.1.2. Автоматизация ТП разрабатывается, исходя из следующей структуры управления электростанцией:

а) задание режимов ТП электростанций осуществляется диспетчером центральной диспетчерской службы (ЦДС) энергообъединения или диспетчером объединенного управления (ОДУ) энергосистем, а для электростанций, работающих в каскаде, - диспетчером каскада;

режим ТП может задаваться автоматически от соответствующего управляющего комплекса ЦДС, ОДУ, каскада, в этом случае должны быть предусмотрены соответствующие каналы телемеханики;

б) оперативное управление ТП электростанции с оперативным обслуживанием осуществляется дежурным инженером (начальником смены станции, НCC); оперативное управление ТП должно быть централизованным, т.е. осуществляться из одного места - нейтрального пункта управления (ЦПУ);

в) основное оборудование электростанции (агрегаты, выключатели линий, автотрансформаторы и др.) может находиться в оперативном ведении диспетчера ОДУ, в этом случае проектом должны быть предусмотрены необходимые средства и каналы обмена информацией между проектируемой электростанцией и ОДУ;

г) управление технологическим процессом ГЭС мощностью до 200 МВт с количеством агрегатов до 4-х (когда эта мощность не превышает 8 % от мощности энергосистемы), с упрощенной схемой электрических соединений, как правило, должно быть автоматическим или осуществляться диспетчером ЦДС, диспетчером каскада электростанций, то есть должно осуществляться без непосредственного участия дежурного оперативного персонала на ГЭС. При организации дежурства «на дому» служебные квартиры для дежурного персонала должны оснащаться средствами вызывной сигнализации с электростанции и связью с диспетчером ЦДС (диспетчером каскада электростанций).

13.2. Автоматизация общестанционных процессов управления

13.2.1. Состав общестанционных средств управления определяется задачами, зависящими от водохозяйственных и энергетических характеристик электростанций (наличие бассейна регулирования, ограничения по использованию водотоков, установленной мощности, роли электростанции и ее линий электропередач для энергосистемы и др.).

Основные задачи управления, которые должны быть рассмотрены в проекте, следующие:

а) выполнение заданий по параметрам текущего режима (мощность, частота, напряжение, перетоки мощности, уровни верхнего и нижнего бьефов);

б) участие ГЭС, как мобильного и регулирующего источника электроэнергии, а для ГАЭС - и потребителя электроэнергии, в предотвращении аварий в энергосистеме и в послеаварийном восстановлении энергосистемы;

в) обеспечение наиболее полного использования энергии водотока и установленной мощности гидроагрегатов при оптимальном для энергосистемы участии электростанции в покрытии графика нагрузки;

г) обеспечение требований водопользователей и водопотребителей.

13.2.2. В соответствии с п. 13.1.2 и 13.2.1 на электростанции средства управления должны обеспечивать:

а) централизованное автоматизированное или автоматическое управление основным оборудованием;

б) автоматическое управление основным оборудованием в нормальных, аварийных и послеаварийных режимах в энергосистеме и электростанции;

в) представление оперативному персоналу электростанции всей необходимой информации о состоянии технологического оборудования электростанции;

г) представление информации вышестоящему уровню и получение информации от вышестоящего уровня управления;

д) связь с вышестоящим уровнем управления и внутриобъектную оперативно-технологическую связь (в соответствии с разделом 15 «Связь» НТП).

Автоматизированные системы управления технологическим процессом (АСУ ТП) должны строиться с использованием средств вычислительной техники (мини ЭВМ, микропроцессоры, программируемые контроллеры и т.п.).

13.2.3 Средства централизованного автоматизированного управления основным оборудованием должны обеспечивать выполнение следующих функций:

а) дистанционное управление с ЦПУ каждым агрегатом: пуск, останов и изменение режимов работы (генератор, синхронный компенсатор, для ГАЭС-генератор, синхронный компенсатор, двигатель);

б) групповое управление активной мощностью;

в) групповое управление реактивной мощностью;

г) дистанционное управление активной и реактивной мощностями каждого агрегата в качестве резерва группового управления;

д) управление выключателями главной схемы электрических соединений, вводными и секционными выключателями КРУ 6 (10) кВ общестанционных собственных нужд, разъединителями главной схемы электрических соединений, предназначенными для выполнения оперативных функций.

13.2.4. Средства централизованной информации должны обеспечивать:

а) световую сигнализацию положения агрегатов, выключателей, оперативных разъединителей, как правило, совмещаемую с символами управляемого оборудования и аппаратов;

б) световую обобщенную сигнализацию неисправного состояния и аварийного состояния основного оборудования (агрегаты, повышающие трансформаторы, трансформаторы собственных нужд, автотрансформаторы, реакторы, линии электропередач, шины распределительного устройства высокого напряжения и др.); состав обобщающих сигналов, их количество, а также наличие специальных централизованных автоматизированных устройств, обеспечивающих по вызову расшифровку конкретных причин неисправностей и аварий, определяется проектом;

в) звуковую сигнализацию, раздельно для неисправного и аварийного состояния оборудования;

д) измерение электрических и гидравлических параметров текущего режима технологического процесса и основного оборудования, объем и способы измерений (непрерывно или по вызову); необходимость регистрации отдельных параметров определяется проектом с учетом требований ПУЭ.

На электростанциях с АСУ ТП централизованная информация о положении, состоянии оборудования и о технологическом процессе должна выводиться на экраны устройств отображения (видеотерминалы, дисплеи, экраны ПЭВМ и т.д.). Вновь появившаяся на экране информация должна привлекать внимание оперативного персонала миганием, цветом и т.п.

13.2.5. Объем информации, передаваемой на вышестоящий уровень управления, определяется объемом функций автоматического и оперативного управления с вышестоящего уровня.

На вышестоящий уровень управления, как правило, передаются: суммарная мощность агрегатов электростанций; напряжение на сборных шинах; положение агрегатов; положение коммутационных аппаратов, определяющих связь электростанции с энергосистемой.

Для ГЭС без постоянного оперативного персонала объем информации должен соответствовать действующим руководящим указаниям по выбору объемов информации и передаче информации в энергосистемах.

Для оборудования, находящегося в оперативном ведении ОДУ, предусматривается сигнализация на ЦПУ положения этого оборудования.

13.2.6. Создание АСУ ТП электростанцией и каскадов электростанций должно обеспечивать максимальную эффективность работы электростанции в энергообъединении, энергосистеме.

При разработке АСУ ТП в первую очередь должны решаться задачи, автоматизация которых вызывает технические трудности или невыполнима при применении традиционных средств.

Функции АСУ ТП подразделяются на информационные, управляющие и вспомогательные.

К информационным функциям АСУ ТП относятся следующие задачи:

- сбор и обработка аналоговой и дискретной технологической информации, на основании которой формируется база данных для управляющих функций;

- сигнализация и регистрация неисправности оборудования;

- тепловой контроль;

- представление обработанной технологической информации непрерывно или по вызову (в режиме диалога) оперативному персоналу электростанции;

- обмен технологической информацией с вышестоящим уровнем управления;

- учет выработки и потребления электроэнергии и расхода воды;

- диагностика состояния технологического оборудования;

- документирование информации, формирование и печать таблиц, бланков переключений, суточной, сменной и т.д. ведомостей;

- расчет технико-экономических показателей, текущих характеристик гидроагрегатов, запасов воды в водохранилище и т.д.

Управляющие функции АСУ ТП составляют задачи:

- оптимизация использования водных ресурсов и рациональное управление составом агрегатов (РУСА);

- групповое регулирование активной мощности (ГРАМ);

- групповое регулирование напряжения и реактивной мощности - управление электрическими режимами (УЭР);

- реализация команд противоаварийной автоматики (ПАА).

- корректировка мощностей агрегата по результатам теплового контроля.

К вспомогательным функциям АСУ ТП могут быть отнесены следующие задачи:

- обеспечение живучести комплекса технических средств АСУ ТП;

- противоаварийные тренировки, обучение и проверка знаний оперативного персонала электростанции.

Внедрение АСУ ТП должно сопровождаться достижением качественно новых или улучшенных показателей функционирования электростанции, например: более полное использование основного оборудования путем учета (расчета) перегрузочной способности оборудования, внедрение программного управления, уменьшение объемов и габаритов средств автоматизации и др.

При создании АСУ ТП электростанций следует рассмотреть возможность отказа от каналов передачи телеинформации средствами диспетчерского и технологического управления (СДТУ), обеспечив обмен информацией АСУ ТП электростанции по каналам связи с АСУ верхнего уровня.

Определяющим при функционировании АСУ ТП является процесс производства и распределения электроэнергии, поэтому разрабатываемые «Система автоматизированного контроля гидротехнических сооружений», «Система автоматизированного контроля окружающей природной среды» и т.д., работающие со своими временными ритмами, как правило, должны представлять собой отдельные системы. Эти системы обмениваются информацией с АСУ ТП и используют базу данных АСУ ТП.

13.2.7. Общестанционные средства управления (п. 13.2.2) размещаются на ЦПУ, в помещениях, прилегающих к ЦПУ, а также в помещениях, специально для них предназначенных.

На электростанциях с АСУ ТП средства вычислительной техники станционного уровня АСУ ТП устанавливаются, обычно, в специальном аппаратном зале АСУ ТП, размещаемом, по возможности, рядом или вблизи ЦПУ.

При выборе контура заземления электростанции необходимо учесть условия заземления средств вычислительной техники АСУ ТП.

13.2.8. На ЦПУ, как правило, должны устанавливаться:

- главный щит управления (ГЩУ) с мнемонической схемой главных цепей электрических соединений, со средствами информации о режиме и состоянии элементов схемы и средствами управления оперативными элементами схемы;

- пульт-стол дежурного инженера, оснащенный средствами диспетчерской и внутриобъектной технологической связи, средствами информации и управления режимами работы электростанции, например, групповое управление активной и реактивной мощностями.

Средства индивидуального управления режимами работы агрегатов, регулирования активной и реактивной мощностью агрегатов могут размещаться как на ГЩУ, так и на пульт-столе.

При внедрении на электростанции АСУ ТП с устанавливаемыми на ЦПУ устройствами отображения мнемоническая схема главных цепей электростанции на ГЩУ может быть упрощена. Пульт-стол должен быть выполнен с учетом размещения средств вычислительной техники (дисплеи, клавиатуры).

Установка на ЦПУ вспомогательного щита определяется объемом средств управления и информации для общестанционных вспомогательных систем: оборудования для пропусков воды, собственных нужд переменного тока, пожаротушения, вентиляционных систем, гидравлических измерений и т.п.

13.2.9. Размеры помещения ЦПУ, компоновка ГЩУ, пульт-стола, вспомогательного щита, размещение CВT на ЦПУ должны определяться с учетом эргономических требований.

13.2.10. На электростанции без постоянного дежурства оперативного персонала должны предусматриваться упрощенные ЦПУ, которые могут совмещаться с помещениями релейных щитов в здании электростанции или в помещениях распределительного устройства высокого напряжения.

ГЩУ таких электростанций может устанавливаться как отдельно, так и в ряду с релейными панелями. При этом средства централизованного управления оборудованием, участвующим в производстве и выдаче электроэнергии, средства централизованной информации следует предусматривать в минимальном объеме, позволяющем контролировать состояние оборудования и управлять агрегатами и выключателями главной электрической схемы. Следует избегать размещения ЦПУ непосредственно в машзале и в помещениях, подверженных вибрациям.

13.3. Автоматизация основного оборудования

13.3.1. К основному оборудованию электростанции, участвующему в производстве и выдаче (и потреблении на ГАЭС) электроэнергии, относятся гидроагрегаты, предтурбинные затворы, главные трансформаторы, кабельные и воздушные линии высокого напряжения, оборудование и аппараты главной электрической схемы.

Основное оборудование должно быть оснащено системами и устройствами автоматического управления, состоящими из технологической автоматики, защиты, сигнализации, а также измерений и регистрации текущих параметров режима. Функционирование этих систем и устройств определяется командами централизованного автоматизированного или автоматического управления технологическим процессом электростанции.

13.3.2. Функционирование технологической автоматики должно обеспечиваться без каких-либо предварительных операций с оборудованием и его устройствами автоматики. Агрегаты, кроме автоматического управления, должны допускать поузловое (пооперационное) управление для проведения наладочных работ и опробований после ремонтных работ.

13.3.3 Средства автоматического управления основным оборудованием в нормальных, аварийных и послеаварийных режимах в энергосистеме и на электростанции должны обеспечивать:

а) поддержание активной мощности в соответствии с заданным графиком и автоматической коррекцией по частоте (статизмом по частоте) согласно ПУЭ п. 3.3.68;

б) поддержание напряжения на шинах электростанции в соответствии с заданным режимом по заданиям общестанционных устройств;

в) реализацию управляющих воздействий автоматических устройств управления режимами энергосистемы (регулирование обменной мощности и частоты, ограничение перетоков по слабым внутренним и внешним связям энергосистемы);

г) реализацию на электростанции команд общесистемной противоаварийной автоматики в соответствии с проектом противоаварийной автоматики;

д) автоматический перевод агрегатов из режимов синхронного компенсатора в генераторный режим, а для ГАЭС - и в насосный режим при отклонении частоты за заданные пределы в соответствии с проектом противоаварийной автоматики;

е) пуск агрегатов для восстановления собственных нужд при потере связи с энергосистемой.

13.3.4. Устройство сигнализации должно обеспечивать: световую сигнализацию положения оборудования; обобщенную световую сигнализацию о неисправности и аварийном состоянии; сигнализацию, фиксирующую каждую неисправность и повреждение контролируемых устройств и элементов оборудования; звуковую сигнализацию раздельно для неисправности и аварии - общую для оборудования, находящегося в одном помещении.

13.3.5. Объем измерений параметров оборудования должен быть достаточным для ведения ТП, минимум его должен определяться ПУЭ, условиями местного управления в режиме опробования и условиями периодического осмотра оборудования; для наладочных работ и опробования должно предусматриваться подключение переносных лабораторных приборов.

13.3.6. Технологические и электрические защиты разрабатываются в соответствии с требованиями заводов-изготовителей оборудования и ПУЭ.

13.3.7. В системах автоматического управления оборудованием должны предусматриваться средства передачи информации (сигнализация, измерения) для централизованного и автоматического управления технологическим процессом производства и выдачи (потребления на ГАЭС) электроэнергии.

13.3.8. Средства автоматического управления гидроагрегатом размещаются на агрегатных щитах управления (АЩУ) вместе со средствами релейной защиты и устройствами регулирования.

Средства автоматического управления повышающими (блочными) трансформаторами размещаются на блочных щитах вместе со средствами релейной защиты.

Средства автоматического управления и защиты оборудования и аппаратов высоковольтной части главной электрической схемы размещаются в помещениях релейных щитов распределительных устройств высокого напряжения - подстанционных пунктах управления (ППУ).

Щиты со средствами управления общестанционными вспомогательными системами, а также щиты релейной защиты ОРУ или КРУЭ, расположенных вблизи здания электростанции или служебно-производственного корпуса, целесообразно размещать в смежном с ЦПУ помещении - релейном пункте общестанционном (РПО).

13.4. Автоматизация вспомогательного оборудования

13.4.1. К вспомогательному оборудованию и общестанционным технологическим системам относятся техническое водо- и воздухоснабжение, масляное хозяйство, система откачки воды из проточной части гидромашин, собственные нужды переменного и постоянного тока, устройства управления затворами водосброса и водоприемника, а также технологические системы, обеспечивающие проектные параметры окружающей среды для персонала и основного оборудования; вентиляционные системы, системы отвода дренажных и фекальных вод.

Вспомогательное оборудование и технологические системы должны оснащаться локальными устройствами автоматического управления, функционирование которых определяется режимами работы основного оборудования и параметрами среды (температура, давление, уровни), которые они обеспечивают.

13.4.2. Локальные устройства автоматического управления должны обеспечивать функционирование вспомогательного оборудования и общестанционных технологических систем без вмешательства оперативного персонала.

Указанные устройства также должны иметь местное управление для проведения наладочных работ и опробования. Пункты местного управления должны располагаться, как правило, в пределах прямой видимости от обслуживаемых механизмов.

Трансформаторы с РПН собственных нужд электростанций должны оснащаться системой автоматического регулирования коэффициента трансформации.

13.4.3. Локальные устройства автоматического управления должны иметь:

- световую сигнализацию о нахождении системы в автоматическом режиме при отсутствии режимных ключей;

- обобщенную световую сигнализацию о неисправном состоянии;

- сигнализацию, световую или блинкерную, фиксирующую каждую неисправность и повреждение контролируемых элементов вспомогательного оборудования и технологических систем;

- выходную обобщенную сигнализацию для общестанционной Централизованной сигнализации.

На электростанциях с АСУ ТП объем управления и сигнализации применительно к вспомогательному оборудованию, включаемый в состав задач АСУ ТП, определяется при проектировании.

13.4.4. Оборудование, предназначенное для пропуска паводковых вод, для попуска воды на нужды водопотребителей (затворы холостых водосбросов, затворы плотин), как правило, оснащаются местным управлением.

Оснащение указанного оборудования централизованным дистанционным управлением или автоматическими системами управления определяется технологической характеристикой режимов попусков воды для конкретной электростанции.

13.4.5. Для оборудования водоприемников должны предусматриваться устройства сигнализации возможности появления шуги и устройства автоматического включения обогрева решеток, пазов водоприемников с сигнализацией о таком включении.

13.4.6. Контроль за состоянием гидротехнических сооружений (ГТС) должен выполняться, как правило, в виде самостоятельных систем, в том числе и АСУ ГТС, обеспечивающих измерения контролируемых параметров, их регистрацию и передачу в соответствующие службы электростанции.

13.4.7. Локальные системы и устройства автоматического управления вспомогательным оборудованием и общестанционными технологическими системами (п. 13.4.1), а также устройства, указанные в пп. 13.4.4, 13.4.5, 13.4.6, размещаются вблизи управляемого оборудования и путей обхода оборудования эксплуатационным персоналом.

14. МЕТРОЛОГИЧЕСКОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ

14.1. Метрологическое обеспечение на электростанции осуществляется метрологическими службами и организуется на основе правил и норм, предусматривающих единство и требуемую точность измерений.

14.2. В проектной документации должна быть предусмотрена оснащенность энергоустановок и гидротехнических сооружений средствами измерений, которые обеспечивают контроль за состоянием оборудования и сооружений; учет прихода и расхода энергоресурсов, выработанной, затраченной и отпущенной электроэнергии; соблюдение безопасности условий труда и санитарных норм; контроль за охраной окружающей среды.

14.3. Объем электрических измерений для элементов главной схемы электрических соединений и схемы собственных нужд определяется в соответствии с ПУЭ.

14.4. Объем измерений гидравлических параметров гидроузла и на вспомогательных системах предусматривается в соответствующих разделах настоящих норм.

14.5. Объем контрольно-измерительной аппаратуры (КИА) для наблюдения и контроля за работой гидротехнических сооружений во время строительства и эксплуатации принимается в соответствии с методическими указаниями и рекомендациями по организации натурных наблюдений и размещению КИА в гидротехнических сооружениях.

14.6. Системы контроля технологических параметров и учета производства и потребления электроэнергии должны быть оснащены средствами измерений, вошедшими в Госреестр, а информационно-измерительные системы (ИИС) - техническими средствами, прошедшими государственные приемочные испытания и метрологически обеспеченными.

Допускается применение нестандартизированных средств измерений, прошедших метрологическую аттестацию в установленном порядке.

14.7. Электротехническая лаборатория и группа контроля за состоянием гидротехнических сооружений организуются на всех электростанциях мощностью 100 МВт и выше.

14.8. Метрологическая лаборатория и мастерская точной механики предусматриваются на электростанциях большой мощности или с большим числом агрегатов, на которых разрешен ремонт и проверка приборов с правом клейма в соответствии с методическими указаниями по расчету численности и определению потребности поверочных подразделений.

15. СВЯЗЬ

15.1. Средства электрической связи для электростанции должны предусматриваться в соответствии с принятой структурой оперативно-диспетчерского и хозяйственного управления, эксплуатации и должны включать:

а) средства внешней связи;

б) средства внутриобъектной и местной связи.

15.2. Средства внешней связи в зависимости от значения электростанции должны обеспечивать:

а) диспетчерскую и технологическую телефонную связь с диспетчерским пунктом (ПЭС, РЭС или ТЭО)*;

* ПЭС - предприятия электрических сетей;

РЭУ - районное энергетическое предприятие;

ТЭО - территориальное энергетическое объединение.

б) административно-хозяйственную телефонную связь с ПЭС, РЭУ (ТЭО);

в) передачу телеинформации, сигналов релейной защиты, телерегулирования, сигналов противоаварийной автоматики и данных АСУ ТП ГЭС на соответствующие пункты управления и контроля энергосистемы;

г) телеграфную и фототелеграфную связь;

д) проведение совещания по каналам технологической связи;

е) передачу сигналов оповещения населению поселков гидростроителей и других объектов при электростанции, расположенных в нижнем бьефе на удалении до 6 км от плотины, о возможности катастрофического затопления. Передача сигналов оповещения на другие затопляемые пункты осуществляется по существующим и проектируемым институтами Минсвязи каналам связи (проектирование этих средств осуществляется по отдельному заданию).

15.3. Выбор необходимого объема средств внешней связи электростанции должен осуществляться в соответствии с «Руководящими указаниями по выбору объемов информации, проектированию систем сбора и передачи информации в энергосистемах» (1991 г.).

15.4. Надежное резервирование каналов оперативно-диспетчерской связи и телеинформации, телерегулирования, каналов ПА должно обеспечиваться прохождением основного и резервного каналов по независимым географически разнесенным трассам.

15.5. Организация каналов внешней телефонной связи, телеинформации, передачи данных должна предусматривать использование высокочастотных трактов по линиям электропередач, кабельных и радиорелейных линий ведомственной сети связи, а также каналов и трактов Минсвязи и других ведомств, включая каналы спутниковой связи. Выбор типа конкретных каналов определяется месторасположением проектируемой электростанции и наличием существующих средств связи в данном районе.

15.6. Средства связи общесистемного назначения должны предусматриваться с учетом перспективных схем развития энергосистем.

15.7. Объем средств вутриобъектной связи на электростанции с постоянным персоналом должен обеспечивать:

а) оперативную (диспетчерскую) связь дежурного инженера станции (ДИС) с дежурным персоналом станции (телефонную, громкоговорящую, радиопоисковую сеть и др.);

б) административно-технологическую телефонную связь (связь общего пользования);

в) ремонтную телефонную связь;

г) связь директора и главного инженера электростанции на базе установок оперативной связи;

д) радиофикацию служебных помещений с возможностью ведения местных передач и трансляцию передач центрального радиовещания;

е) громкоговорящую связь для оповещения в водных запретных зонах с постов охраны;

ж) охранную и пожарную сигнализацию;

з) часофикацию.

15.8. При соответствующем технико-экономическом обосновании крупные электростанции могут обеспечиваться установками промышленного телевидения и оперативной связи начальников цехов или начальников смен.

15.9. Объем средств связи электростанции без постоянного оперативного персонала должен решаться в соответствии с принятой схемой оперативного обслуживания и должен обеспечить:

а) передачу телеинформации на пункт управления ПЭС;

б) передачу охранной и пожарной сигнализации на соответствующие пункты, определяемые Заданием на проектирование;

в) телефонную связь (или радиосвязь) с диспетчером электросетей на период наладки и проведения ремонтных работ.

15.10. На пусковой период должен предусматриваться определенный объем средств связи с учетом ввода их в эксплуатацию к пуску первых агрегатов.

15.11. Связь электростанции с объектами бытового и культурного назначения должна выполняться по нормам Минсвязи.

15.12. Абонентская телефонная нумерация на электростанции должна осуществляться в соответствии с «Основными положениями по системе автоматизации производственном телефонной связи Минэнерго СССР» (Союзтехэнерго, 1989 г.).

15.13. Организация связи между АТС электростанции и городской АТС должна осуществляться в соответствии с «Рекомендациями по организации связи между учрежденческо-производственными и городскими АТС, с учетом автоматизации междугородной телефонной сети».

15.14. В узле связи электростанции размещается оборудование:

а) общественной связи;

б) внешней связи;

в) оперативной связи.

Оборудование каналов ВЧ связи по ВЛ размещается в помещениях ОРУ (стойки ВЧ) и узле связи электростанции.

15.15. Перечень помещений узла связи электростанции должен определяться в соответствии с «Руководящими указаниями по проектированию диспетчерских пунктов и узлов СДТУ энергосистем» (Энергосетьпроект, 1987 г.).

15.16. Электропитание средств связи должно осуществляться от сети переменного тока собственных нужд по двум независимым фидерам. Резервное питание должно осуществляться от аккумуляторной батареи оперативного тока электростанции через соответствующие преобразователи.

При значительном объеме средств связи, резервирование которых требует увеличения емкости станционной аккумуляторной батареи, для резервного питания средств связи допускается устанавливать отдельные аккумуляторные батареи требуемых напряжений.

15.17. Организация схем электропитания средств связи должна осуществляться в соответствии с «Руководящими указаниями по проектированию электропитания средств диспетчерского и технологического управления в энергосистемах» (Энергосетьпроект, 1990 г.).

16. ОРГАНИЗАЦИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ, ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ И РЕМОНТ

16.1. Комплекс проектных решений и мероприятий по организации эксплуатации электростанции должен обеспечить:

- соблюдение проектных показателей производства электроэнергии;

- четкое управление технологическим процессом и всеми службами электростанции;

- поддержание и восстановление работоспособности и исправности оборудования, зданий и сооружений;

- предупреждение аварийных состояний во время эксплуатации гидроузла;

- выполнение требований безопасности труда и гигиены;

- выполнение требований по защите окружающей природной среды;

- надежную и бесперебойную работу всего технологического оборудования и сооружений.

16.2. В проекте организации эксплуатации гидроузла должны быть определены:

а) организационная структура управления;

б) численность промышленно-производственного персонала и примерное штатное расписание;

в) номенклатура и площади производственных, служебных, бытовых и вспомогательных помещений;

г) оснащение лабораторий, мастерских, технологических групп и участков, служебных помещений;

д) организация технического обслуживания и ремонта (ТОиР) оборудования, технологических систем, зданий, сооружений (выполняется отдельным приложением к данному разделу);

е) технико-экономические показатели, характеризующие уровень эксплуатации запроектированного гидроузла.

Проект разрабатывается на период постоянной эксплуатации гидроузла.

16.3. При разработке проекта организации эксплуатации следует руководствоваться «Рекомендациями по проектированию организации эксплуатации ГЭС и ГАЭС». Москва, Союзтехэнерго, 1990 г.

Проект ТОиР оборудования, зданий и сооружений следует выполнять в соответствии с «Правилами организации технического обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений электростанций и сетей» РД Пр 34-38-030-84, Союзтехэнерго, Москва, 1984 г.; «Руководящими указаниями по проектированию организации и механизации ремонтного обслуживания», ЦКБ «Энергоремонт», г. Москва, 1975 г., а также «Инструкцией по проектированию организации и механизации Технического обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений на гидроэлектростанциях» ПР-125-2, РКБ «Энергоремонт», 1988 г.

16.4. Проект организации эксплуатации должен учитывать условия взаимоотношений электростанций с энергосистемами, поставщиками оборудования и материалов, ремонтными предприятиями и системой управления энергетическими предприятиями в соответствии с техническим заданием заказчика.

16.5. Организационная структура управления гидроузлом определяется в зависимости от установленной мощности и значения гидроузла в энергосистеме или каскаде электростанций, района расположения гидроузла и транспортной связи с ближайшими энергетическими и ремонтными предприятиями.

При выборе организационной структуры управления, а также при определении производственных и хозяйственных функций, выполняемых отделами, цехами (участками) электростанции, рекомендуется использовать «Типовые положения о структурных подразделениях ГЭС и каскадов ГЭС», Москва, Союзтехэнерго, 1986 г.

16.6. Рекомендуемые численность промышленно-производственного персонала и штаты гидроузла следует определять до выпуска новых нормативных документов по укрупненным нормативам, приведенным в приказе Минэнерго СССР от 15.05.86 № 101а. Действительные численность промышленно-производственного персонала и штаты уточняются и принимаются заказчиком.

16.6.1. К промышленно-производственному относится персонал:

- управления;

- эксплуатационный и ремонтный цехов и участков;

- привлеченный для проведения ремонтов оборудования, сооружений;

- внешних тепловых и электрических сетей, районных котельных, входящих в состав электростанции на правах структурных подразделений;

- участков автоматизированных систем управления технологическими процессами и спецлабораторий;

- метрологической службы;

- службы охраны окружающей природной среды;

- группы наблюдений за сооружениями;

- автотранспортного участка;

- ведомственной военизированной (сторожевой) и пожарной охраны;

- занятый капитальным строительством и комплектацией оборудования;

- группы дальней связи участка средств диспетчерского и технологического управления;

- группы очистных сооружений;

- занятый борьбой с торфяными и плавучими островами;

- обслуживающий производственные объекты, непосредственно не относящиеся к электростанции, но находящиеся на балансе гидроузла.

16.6.2. В штатном расписании приводится рекомендуемое распределение численности персонала гидроузла по структурным подразделениям (отделам, цехам, группам, участкам) в пределах определенной нормативной численности персонала, а также персонал, обслуживающий непроизводственные объекты (непромышленный персонал: работники столовой, гостиницы, по уходу за территорией гидроузла и т.п.).

Численность привлеченного персонала в штатном расписании не учитывается. Среднегодовая численность привлеченного персонала входит в расчет удельной численности промышленно-производственного персонала, а максимальная численность привлеченного персонала должна учитываться в проекте при определении номенклатуры и площадей служебных и производственных помещений.

16.6.3. Численность персонала: управления, эксплуатационного ремонтного и привлеченного, определенного по укрупненным нормативам, уточняется на основании расчета трудоемкости ТОиР оборудования и сооружений в соответствии с «Инструкцией по проектированию организации и механизации технического обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений на гидроэлектростанциях».

Численность остальных групп персонала определяется соответствующими нормативными документами применительно к параметрам и условиям эксплуатации проектируемой электростанции.

16.7. Номенклатура и площади помещений зданий гидроузла должны соответствовать принятой технологии технического обслуживания и ремонта, организационной структуре управления и численности промышленно-производственного персонала (с учетом максимальной численности привлеченного персонала).

16.7.1. При проектировании служебных и вспомогательных производственных помещений необходимо обеспечить условия для нормального и эффективного функционирования систем управления предприятием, рациональное размещение производственных помещений и служб, а также создание благоприятных условий труда для персонала эксплуатации. Рекомендуемая компоновка помещений электростанции оговорена в п. 2.7 настоящих Норм.

Санитарно-бытовые помещения и эксплуатационные условия в служебных и вспомогательных помещениях электростанции проектируются с соблюдением требований Государственных стандартов, строительных норм и правил техники безопасности.

16.7.2. Примерные номенклатура и площади помещений и складов, а также оснащение их необходимым оборудованием, инструментом, средствами малой механизации, приборами, аппаратурой и пр. приведены в таблицах «Рекомендаций по проектированию организации эксплуатации ГЭС и ГАЭС».

Номенклатура, площади помещений и их оснащение уточняются в соответствии с конкретной потребностью на основе проекта ТО и Р оборудования и сооружений. Приводятся перечень всех помещений и спецификации на необходимое оборудование и материалы для их оснащения.

16.8. Проект организации ТО и Р разрабатывается по отдельному техническому заданию заказчика в соответствии с «Инструкцией по проектированию организации технического обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений на гидроэлектростанциях» в отдельном приложении к разделу «Организация эксплуатации».

16.8.1. В техническом задании на разработку ТО и Р должны быть приведены: а) рекомендуемый заказчиком метод ремонтов; б) номенклатура и объем ремонта, которые могут быть выполнены на центральных базах и ремонтно-строительных предприятиях энергосистемы, специализированных заводах общего назначения; в) наличие в энергосистеме обменного фонда для обеспечения агрегатного ремонта; г) возможность централизованного хранения оборудования, запасных частей, сборочных единиц, деталей, материалов; д) возможность централизованного обеспечения нужд ремонта транспортными средствами, редко используемыми передвижными кранами, землеройными и другими механизмами, газами (кислородом, азотом, ацетиленом и т.п.), железобетонными изделиями; е) перечень подрядных организаций, которые могут привлекаться к выполнению ремонтных работ.

16.8.2. В проекте ТО и Р должны быть определены:

а) номенклатура и объем обменного фонда для обеспечения ремонта агрегатным методом;

б) организационные формы ТОиР;

в) номенклатура, площади и оснащение производственных, бытовых и вспомогательных помещений, мастерских, лабораторий, складов по цехам и службам (для уточнения - см. п. 16.7.2);

г) организация транспортных коммуникаций внутри здания электростанции, на территории;

д) схема энергоразводок и другого обеспечения рабочих мест в здании и на внешних ремонтных площадках;

е) номенклатура и количество стационарных и инвентарных грузоподъемных машин и лифтов, средств механизации с указанием их принадлежности к цехам, службам;

ж) допустимые нагрузки на перекрытие машинного зала, монтажных и ремонтных площадок, схемы раскладки деталей разобранного оборудования, размещение проемов и люков;

з) метод ремонта (эксплуатирующей организацией, специализированной организацией, предприятием-изготовителем, смешанным методом);

и) технико-экономические показатели:

- явочная (максимальная) численность ремонтного персонала для выполнения годового графика ТО и Р оборудования, зданий и сооружений;

- среднегодовая (по ремонтному циклу) численность ремонтного персонала;

- удельная численность ремонтного персонала;

- коэффициент готовности агрегата.

16.9. В итоге проекта раздела «Организация эксплуатации» должны быть представлены основные технико-экономические показатели, характеризующие эффективность эксплуатации запроектированного гидроузла:

- установленная и располагаемая мощности, число часов использования установленной мощности;

- количество выработанной и отпущенной электроэнергии, расход электроэнергии на собственные нужды;

- графики нагрузки в характерные годы и периоды, режим работы агрегатов;

- эксплуатационные мощностные и расходные характеристики электростанций (зависимости N, Q = f(H)) с нанесенными линиями ограничения мощности;

- удельный расход воды на отпущенную электростанцией энергию и коэффициент использования водотока, баланс воды, характеристика водотока;

- удельная численность промышленного производственного персонала;

- примерное штатное расписание.

17. ПРОТИВОПОЖАРНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ

17.1. Общие требования

17.1.1. Комплекс мероприятий по предотвращению пожара, ограничению его распространения и средств пожаротушения на гидроэнергетических объектах должен предусматриваться в соответствии с ГОСТ 12.1.004-85, 2-ой части СНиП, РД 34.49.101-87, а также с ведомственными нормативными документами и настоящими нормами, учитывающими специфику производства электрической энергии на энергетических гидроузлах.

17.1.2. Вид, количество, размещение и содержание первичных средств пожаротушения (ручные и передвижные огнетушители, инструмент и инвентарь - ломы, багры, топоры, бочки, ведра, ящики для песка, ткань асбестовая или грубошерстная, пожарные стенды и щиты, знаки безопасности) должны определяться дирекцией строящегося предприятия в соответствии с указаниями и нормами, установленными правилами пожарной безопасности энергетических предприятий Минэнерго и приобретаться за счет затрат, предусмотренных на приобретение хозяйственного инвентаря.

Указанные первичные средства пожаротушения не должны включаться в проект и сметную стоимость гидроэнергетического объекта.

17.2. Взрывопожарная и пожарная опасность оборудования и помещений

17.2.1. Категории помещений по взрывопожарной и пожарной опасности (А, Б, В, Г, Д), класс взрывоопасных (B-I, B-Ia, B-Iб, В-Iг, B-II и B-IIa) и пожароопасных (П-I, П-IIa и П-III) зон технологических помещений на гидроэнергетическом объекте следует принимать по утвержденному в установленном порядке ведомственному перечню № 8002 TM-TI помещений энергетических предприятий, устанавливающему эти категории, и «Правилам устройства электроустановок» (ПУЭ), устанавливающих класс взрыпопожароопасных зон помещений.

17.2.2. Для электростанций с установкой трансформаторов у здания гидроэлектростанций допускается размещать масляно-водяные охладители трансформаторов открыто в генераторном и турбинном помещениях.

На участке расположения охладителей должны выполняться бортовые ограждения с организованным отводом стока.

Категория помещения при открытой установке охладителей устанавливается по основному производству («Д») согласно перечню № 8002 TM-TI.

17.2.3. Категория помещений и класс взрывопожароопасных зон помещений должны:

- обозначаться на чертежах в соответствии с требованиями «Указаний по разработке и согласованию проектов энергетических объектов в части противопожарных мероприятий»,

- учитываться при проектировании технологической, архитектурно-строительной, электрической и санитарно-технической частей проекта.

17.3. Автоматические установки пожаротушения и пожарной сигнализации

17.3.1. Автоматические устройства пожаротушения и автоматическая сигнализация о пожаре для технологического оборудования, установок и помещений гидроэнергетического объекта должны предусматриваться согласно ведомственным перечням зданий, помещений и сооружений, предприятий, подлежащих оборудованию установок автоматического пожаротушения и установками автоматической пожарной сигнализации, приведенными в РД 34.49.101-87.

Дополнительно к этим перечням следует руководствоваться перечнем табл. 17.1, учитывающим особенности ГЭС и ГАЭС.

Таблица 17.1

№№ пп

Наименование технологического оборудования, установок и помещений

Оборудуются автоматическими установками

пожарной сигнализ.

пожаротушения

1

Гидрогенераторы (в соответствии с ГОСТ 5616-89 и ПУЭ)

+

+

2

Внутреннее помещение капсулы горизонтального гидроагрегата

+

-

3

Трансформаторы и автотрансформаторы напряжением 110 кВ и выше, установленные в подземном здании ГЭС и ГАЭС независимо от мощности

+

+

4

Кабельные сооружения (кабельные туннели, этажи, проходные кабельные шахты), расположенные в пределах подземного здания ГКС* и ГАЭС независимо от мощности

+

+

5

Помещения станционного маслохозяйства: баковые, аппаратные, регенерации масел

+

-

6

Помещения системы подпитки и дегазации масла маслонаполненных кабельных линий: агрегатов подпитки, коллекторов системы подпитки; дегазационных установок

+

-

Примечание: Автоматические установки пожаротушения и пожарной сигнализации для вспомогательных зданий и помещений, а также для складских зданий и складов масла на гидроэнергетическом объекте должны предусматриваться в соответствии с требованиями СНиП 2.09.04-87, 2.11.01-85, 11-108-79 и инструкции Минэнерго о порядке хранения энергетического оборудования.

17.3.2. Автоматические установки водяного пожаротушения следует применять для защиты гидрогенераторов, трансформаторов (автотрансформаторов, реакторов) и кабельных сооружений; газового пожаротушения - для защиты двойных полов (подпольных пространств) с проводами и кабелями помещений со средствами вычислительной техники (ЭВМ).

Для защиты помещений ЭВМ без двойных полов с круглосуточным пребыванием обслуживающего персонала следует применять:

- передвижные углекислотные огнетушители при площади пола помещения до 100 м2;

- стационарные углекислотные батареи из расчета не менее двух в одном помещении и орошения струями (не менее двух) каждой точки помещения при площади пола 100 м2 и более.

17.3.3. Проектирование автоматических установок пожаротушения производится с учетом требований нормативных документов, устанавливающих общие требования к установкам (ГОСТ 12.4.009-83, РД 34.49.101-87, СНиП 2.04.09-84), а также документов, разработанных для конкретных сооружений и оборудования (ВСН 47-85 - для кабельных сооружений, РД 34.15.109-91 - для масляных силовых трансформаторов, ГОСТ 5616-89 и ПУЭ - для гидрогенераторов).

17.4. Противопожарное водоснабжение

17.4.1. Система противопожарного водоснабжения на гидроэнергетическом объекте, как правило, должна быть самостоятельной.

При наличии в здании электростанции, а также в отдельных зданиях и сооружениях гидроузла систем производственного или хозяйственно-питьевого водопровода допускается систему противопожарного водопровода объединять с одной из них.

Использование системы технического водоснабжения (см. раздел 5 настоящих Норм) для противопожарных нужд не допускается.

17.4.2. Забор воды для противопожарного водоснабжения, как правило, следует предусматривать непосредственно из водохранилища или насосами из нижнего бьефа через отдельные фильтры. Количество водозаборов должно быть не менее двух.

На каждом водозаборе должна быть предусмотрена съемная решетка и устройство для установки временной заглушки, около водозабора предусматриваются скобы для удобства выполнения водолазных работ.

После водозабора (в помещении) следует устанавливать стальные задвижки независимо от величины действующего напора.

17.4.3. Допускается выполнять водозаборы противопожарного водопровода после ремонтных или аварийно-ремонтных затворов и из спиральных камер гидротурбин при обеспечении резервных водозаборов из спиральных камер других агрегатов.

17.4.4. Проектирование насосных станций противопожарного водоснабжения должно производиться в соответствии с требованиями главы СНиП 2.04.02-84.

17.4.5. Наружное пожаротушение зданий и сооружений гидроузла следует предусматривать, как правило, от водозаборов или противопожарных насосов, размещенных в здании электростанции.

17.4.6. Требования по проектированию внутреннего противопожарного водопровода и необходимость его устройства в зданиях и сооружениях гидроузла должны определяться согласно СНиП 2.04.01-85, а также РД 34.49.101-87, а также в соответствии с табл. 17.2.

Таблица 17.2

№№ пп

Здания и помещения

Число струй и минимальный расход воды, л/с, на одну струю, на внутреннее пожаротушение

1

Помещения ГЭС и ГАЭС

 

1.1

Машинный зал, монтажная площадка, генераторное и турбинное помещение при общем объеме помещения 500 м3 и менее

1´2,5

1.2

То же при общем объеме помещения более 500 м3

2´2,5

1.3

Отдельные (изолированные) помещения с категорией производства «В»

2´2,5

1.4

Общестанционные компрессорные при общем объеме помещения:

 

500 м3 и менее

1´2,5

более 500 м3

2´2,5

1.5

Насосные станции откачки, питьевого, технического и противопожарного водоснабжения

1´2,5

1.6

Ремонтно-производственные мастерские

1´2,5

1.7

Кладовые со сгораемыми материалами площадью более 20 м2

1´2,5

2

Здания и сооружения ОРУ (при наличии на территории ОРУ сети наружного водопровода см. примечание 1)

 

2.1

Компрессорная

1´2,5

2.2

Мастерская

1´2,5

2.3

Помещения с категорией производства «В» маслохозяйства ОРУ и здания релейных щитов

2´2,5

Примечания: 1. Наружное пожаротушение зданий и электротехнического оборудования ОРУ определяется в соответствии с требованиями СНиП 2.04.02-84 и ПУЭ (раздел «Открытые распределительные устройства»).

2. Расходы воды на внутренее пожаротушение в зависимости от высоты помещения и диаметра спрыска наконечника пожарного ствола следует уточнять по данным СНиП 2.04.01-85.

17.5. Станционное масляное хозяйство и маслонаполненное оборудование

17.5.1. Масляное хозяйство с резервуарами, маслоочистительной и регенерационной аппаратурой, входящее в состав технологических установок электростанции, ОРУ и трансформаторной мастерской, допускается размещать в сооружениях гидроузла и зданиях ОРУ при общем объеме масла в резервуарах маслохозяйства не более 1000 м3 и расположении в одном изолированном помещении объема масла не более 300 м3. Расстояние между стенками масляных резервуаров, а также между резервуаром и стеной помещения должно быть не менее 1 м. Расстояние от верха резервуара до потолка - не менее 1,8 м.

17.5.2. В помещениях масляного хозяйства следует предусматривать:

- ограждающие конструкции с пределом огнестойкости не менее 2,5 ч;

- заглубление, по отношению к коридорам и соседним помещениям, не менее чем на 0,15 м или пороги в дверных проемах из условия аккумуляции объема разлившегося масла, равного емкости наибольшего бака или технологической установки, расположенных в помещениях.

17.5.3. Из каждого изолированного помещения масляного хозяйства должен быть предусмотрен отвод разлившегося масла через трапы в полу в отдельный резервуар или в систему организованного отвода стока после пожаротушения.

Трапы должны иметь гидравлический затвор и диаметр отводной трубы не менее 100 мм.

Для нескольких помещений следует предусматривать, как правило, отдельный резервуар емкостью не менее емкости наибольшего резервуара или технологической установки.

Отдельный резервуар может располагаться как внутри здания электростанции, так и снаружи, на расстоянии не менее 5 м от стены здания.

Аварийный слив масла из резервуаров в отдельный резервуар при пожаре не предусматривается.

17.5.4. В кабельных сооружениях с маслонаполненными кабелями, не оборудованных автоматическим пожаротушением, а также в помещениях технологических установок по дегазации кабельного масла и системы подпитки маслом должен предусматриваться организованный отвод разлившегося масла через трапы в полу в отдельный резервуар или в систему организованного отвода стока после пожаротушения.

Емкость резервуара должна обеспечить прием максимального объема масла при аварии с кабелем или наибольшим баком маслоподпитывающей установки.

17.5.5. Отвод масла и воды при пожаротушении трансформаторов (автотрансформаторов, реакторов) следует выполнять в соответствии с «Рекомендациями по проектированию автоматических установок водяного пожаротушения масляных силовых трансформаторов» РД 34.15.109-91.

17.6. Кабельные линии

17.6.1. Помещения электростанции, а также плотины, рыбоподъемников, водоприемников (потерны, туннели, коридоры, шахты), специально не предназначенные для кабелей, но в которых совместно с другими коммуникациями проложены открыто (в лотках) силовые и контрольные кабели в количестве 20 шт. и менее, должны оснащаться только первичными средствами пожаротушения (ручные огнетушители и другие средства).

Кабели в количестве более 20 шт. должны укладываться в кабельных каналах, блоках.

17.6.2. В помещениях щитов управления (ГЩУ, агрегатные щиты и т.п.) следует предусматривать покрытие огнезащитным составом кабелей, прокладываемых между панелями в каналах. При этом огнезащитным составом следует покрывать каждый силовой кабель или верхний ряд кабелей, прокладываемых многослойно.

17.6.3. Для автоматизированных систем управления и систем централизованного контроля управления и автоматизации (АСУ ТП) прокладку кабеля, как правило, следует предусматривать в общестанционных кабельных помещениях без применения двойных полов. Прокладку кабелей между отдельными cтойками ЭВМ рекомендуется выполнять в каналах шириной 300 мм и глубиной 100 мм, устраиваемых в бетонной подливке. Каналы должны перекрываться съемными плитами из несгораемых материалов. В каналах между отдельными стойками и в местах их разветвления необходимо предусматривать перемычки из несгораемого материала.

17.6.4. При применении для прокладки кабелей двойных полов не допускается использование подпольного пространства для других целей (например: прокладка вентиляционных коробов, технологических трубопроводов, не связанных с ЭВМ, и пр.).

Не допускается прокладка транзитных коммуникаций и кабелей через помещения управления (АСУ ТП и др.).

17.6.5 Огнезащитное покрытие для кабельных линий рекомендуется применять при следующих особых условиях:

- при значительных трудностях в разработке решений по применению автоматического водяного пожаротушения в условиях реконструкции электростанции (организация подвода и отвода воды с необходимостью рубки массивных бетонных конструкций) рекомендуется рассматривать вариант противопожарной защиты кабельных линий, проложенных в кабельных сооружениях с применением огнезащитного покрытия, с огнестойким уплотнением мест прохода кабелей через строительные конструкции и с выполнением только автоматической пожарной сигнализации;

- при отсутствии конструктивных возможностей прокладки кабелей систем пожаротушения и противодымной вентиляции вне пожароопасных помещений и необходимости укладки этих кабелей в пожароопасных кабельных сооружениях рекомендуется рассматривать вариант их противопожарной защиты огнезащитным покрытием с укладкой на нижних полках кабельных конструкций;

- при требованиях заказчика проекта в задании на реконструкцию кабельного хозяйства применения огнезащитного покрытия отдельных кабельных линий с обоснованием пожароопасных ситуаций загорания этих кабелей по анализу аварий и опыту эксплуатации данной электростанции;

- при других особенностях проектных решений, компоновки, особых условий электростанций.

17.6.6. Все цепи систем управления, аварийного освещения, кабели связи, пожарной сигнализации, управления и электроснабжения системами пожаротушения, аварийных систем (аварийный останов агрегата и другое) следует выполнять кабелями «НГ», не распространяющими горение.

Для увеличения пожаробезопасности кабельных прокладок при проектировании кабельных сооружений, а также при раскладке кабелей в технологических коридорах, потернах, туннелях и помещениях следует учитывать условие нераспространения горения МЭК 332-3 для группы «А» по суммарному объему изоляции кабелей до 7 литров на погонный метр кабельного конструктива (полка, лоток или короб).

Применение кабелей общепромышленного назначения допускается для потребителей, не связанных с обеспечением работы технологического оборудования электростанций.

Не допускается применение кабелей общепромышленного назначения на подземных электростанциях.

17.7. Эвакуация людей из помещений и зданий

17.7.1. Эвакуационные пути и выходы должны обеспечивать передвижение людей в пределах помещений, с этажа на этаж и из здания в целом с учетом удобства эксплуатации и ремонтного обслуживания оборудования, а при пожаре - вынужденную эвакуацию персонала за время до возникновения опасных для человека ситуаций с одновременным продвижением пожарных и подачей средств тушения к очагу пожара.

Технические решения по обеспечению безопасной эвакуации людей нормируются «Противопожарными нормами СНиП 2.01.02-85» и ГОСТ 12.4.026-76*), соответствующими СНиП части 2 для зданий различного назначения (административные и бытовые (вспомогательные), складские здания и др.) и ведомственными РД и ПУЭ, а для подземных гидроэлектростанций - правилами Госгортехнадзора и правилами безопасности при строительстве подземных гидротехнических сооружений.

17.7.2. В здании электростанции и других сооружениях гидроузла следует предусматривать систему оповещения при пожаре, которая должна обеспечивать во всех помещениях, где могут находиться люди:

- трансляцию речевых сообщений;

- передачу звуковых сигналов, а в необходимых случаях, включение световых сигналов.

17.7.3. Звуковые и световые оповещатели должны устанавливаться с таким расчетом, чтобы транслируемые по ним сигналы были видны или слышны во всех местах возможного пребывания персонала.

Звуковые и световые оповещатели должны устанавливаться без регуляторов громкости и яркости, а их присоединение к сети должно осуществляться без разъемов.

Освещение указателей эвакуационных выходов и знаков безопасности на путях эвакуации следует производить от системы аварийного электроосвещения.

17.7.4. Защита помещений и путей эвакуации от задымления производится с учетом принятых компоновочных решений здания электростанции с обеспечением нормативных требований по защите лестничных клеток и лифтовых шахт от задымления.

В кабельных сооружениях для удаления дыма после пожара следует использовать системы общеобменной вентиляции.

Для подземных электростанций, с учетом действующих норм, должны быть рассмотрены проектные решения, обеспечивающие проветривание подземных помещений в случае задымления и противодымную защиту помещения ЦПУ и путей эвакуации персонала.

18. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ ПРИРОДНОЙ СРЕДЫ

18.1. В проекте должны предусматриваться мероприятия (технологии, установки по очистке стоков и утилизации отходов, средства контроля за загрязнениями и т.д.) по охране окружающей среды от вредных воздействий в соответствии с действующими:

- природоохранным законодательством;

- указаниями и инструктивными документами в области охраны окружающей природной среды Минприроды и Минтопэнерго РФ;

- природоохранными и санитарными нормами и правилами.

18.2. В проекте должны быть предусмотрены мероприятия по предотвращению или ограничению влияния на окружающую среду аварийных ситуаций с технологическим, механическим и электрическим оборудованием.

18.3. Проект охраны окружающей природной среды должен содержать полный перечень возможных источников воздействия технологического оборудования и систем проектируемого гидроузла, классифицированных по характеру воздействия на окружающую среду и способу его исключения или ограничения.

18.4. Проектные решения по охране окружающей среды необходимо разрабатывать, исходя из оценки воздействия технологического оборудования на окружающую среду района размещения гидроузла.

Перечень возможных источников воздействия технологического оборудования на окружающую среду, а также основные требования по исключению или ограничению его влияния на нее приведен в табл. 18.1.

Таблица 18.1

ВОЗМОЖНЫЕ ИСТОЧНИКИ ВОЗДЕЙСТВИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ ГИДРОУЗЛА НА ОКРУЖАЮЩУЮ ПРИРОДНУЮ СРЕДУ

№№ пп

Источники загрязнений

Продукты загрязнений и аварийных выбросов

Объект загрязнения

Требования к технологическим системам по защите и ограничению уровня влияния на природную среду. Способ сбора, хранения, утилизации загрязнений

Примечания

1

2

3

4

5

6

 

1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ ОСНОВНОГО ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ

1.1. Системы и оборудование, оказывающие прямое воздействие на водный бассейн (непосредственные утечки и выбросы)

 

1.1.1.

Система регулирования гидротурбины. Рабочее колесо поворотно-лопастной (ПЛ) турбины

Турбинное масло

Река. Утечки масла в водопропускной тракт

Применение конструкций уплотнений или рабочего колеса, исключающих или ограничивающих проточки

 

1.1.2.

Гидроподъемники, грейферы, захватные балки

Турбинное, трансформаторное, веретенное масло

Увеличение концентрации нефтепродуктов в водном бассейне с возможным аварийным выбросом масла

То же - гидроподъемника, сервомоторов

 

1.1.3.

Подъемные механизмы, тросы, узлы захватных балок, грейферов, подшипники колес затворов

Консистентные смазки

То же - без аварийных сбросов

Создание узлов механизмов, не требующих смазки

 

1.1.4.

Система масляноводяного охлаждения силовых трансформаторов с применением прямоточного технического водоснабжения из водного бассейна

Трансформаторное масло

Река. Аварийные утечки масла (т.к. давление масла выше давления воды)

Применение охладителей, исключающих нарушение плотности. Разработка в проектах системы эффективного контроля за утечкой масла в систему техводоснабжения

 

1.1.5.

Трубопроводы с маслом для обогрева пазов затворов

 

Загрязнение водного бассейна при нарушении плотности маслопроводов

Применение способа обогрева без использования масла

 

1.2. Системы и оборудование с устройствами приема, очистки и утилизации загрязнений

1.2.1.

Система регулирования гидротурбины и управления предтурбинного затвора (МНУ, сервомоторы). Фланцевые соединения, сальники запорной арматуры, уплотнения сервомоторов

Турбинное масло

Места установки оборудования, трасса трубопроводов, поддоны сервомоторов и регулировочного кольца, крышка турбины

Организованный сбор протечек в дренажную систему замасленных стоков и лекажный агрегат

 

1.2.2.

Система смазки узлов турбины и генератора (подпятник, подшипники). Фланцевые соединения, сальники запорной арматуры, уплотнения ванн подпятника и подшипников

Турбинное масло с водой

Шахты генератора, турбины, крышка турбины. Возможна река (через уплотнение вала турбины и клапан срыва вакуума)

Организованный сбор смеси масла с водой с крышки турбины в отстойник с последующим разделением сред и улавливанием залповых сбросов масла. Масло отводится в сливной бак грязного масла и утилизируется, загрязненная маслом вода очищается на фильтрах до уровня допустимых концентраций по нефтепродуктам согласно требований санитарных норм

 

1.2.3.

Системы охлаждения агрегата: Теплообменники в ваннах подпятника, подшипника (давление воды больше давления масла) - перелив масла из ванн

 

Шахты генератора, турбины, крышка турбины

 

 

1.2.4.

Маслонаполненные кабели (МНК) низкого и высокого давления

Изоляционное масло. Замасленный сток при автоматическом водяном пожаротушении

Кабельные сооружения (туннели галереи)

Организованный прием стока через трапную систему с отстаиванием и очисткой замасленного стока до уровня допустимых концентраций по нефтепродуктам согласно требованиям санитарных норм

 

1.2.5.

Маслоподпитывающие устройства МНК

Изоляционное масло

Помещения с насосами, баками с маслом, трубопроводами и арматурой

 

 

1.2.6.

Контрольные и силовые кабели

Вода, загрязненная продуктами горения кабелей при автоматическом пожаротушении

Проходные кабельные сооружения (туннели, галереи, этажи, шахты)

То же

 

1.2.7.

Гидрогенераторы

Вода, загрязненная продуктами горения изоляции и масла при автоматическом пожаротушении гидрогенератора

Шахта гидрогенератора, крышка гидротурбины

Организованный отвод стока из шахты гидрогенератора на крышку турбину, с крышки гидротурбины организованный прием стока на очистные сооружения. Для подземных ГЭС система дымоудаления из шахты генератора (или машзала) при пожаре

 

1.2.8.

Главные силовые трансформаторы

Трансформаторное масло с водой и продуктами горения при автоматическом водяном пожаротушении с возможными залповыми сбросами масла

Место установки трансформаторов (помещения, территория ОРУ)

Организованный прием стока (масла, воды) через маслоприемник с огнепреградителем с последующим разделением сред на отстойнике и улавливанием залповых сбросов масла при разрыве бака трансформатора. Масло собирается в емкость и утилизируется, замасленная вода проходит очистку до уровня допустимых концентраций по нефтепродуктам согласно требованиям санитарных норм

 

1.2.9.

Система масляноводяного охлаждения силовых трансформаторов

Трансформаторное масло

Помещение (место) установки теплообменников, насосов, трубопроводов и арматуры

Организационные мероприятия по сбору протечек масла (поддоны, бортовые ограждения, кожуха, сливной бак)

 

1.2.10.

Компрессоры, воздухосборники, теплообменные аппараты, фланцы, арматура. Приямки сбора конденсата при продувке компрессоров, воздухосборников и котлов МНУ, колонки сброса конденсата

Компрессорное масло

Загрязнение места установки компрессорного оборудования

Организационные мероприятия по сбору протечек масла и конденсата (поддоны, бортовые ограждения)

 

1.2.11.

Станочное оборудование в механических мастерских

Индустриальное масло

Помещение механической мастерской

Организационные мероприятия по сбору протечек (поддоны, бортовые ограждения, сливной бак)

 

1.2.12.

Масляное хозяйство: баки, насосы, фланцевые соединения, запорная арматура, колонка приема-выдачи масла и т.п.

Турбинное, трансформаторное, веретенное компрессорное масло

Места установки оборудования масляного хозяйства, места установки передвижной маслоочистительной аппаратуры

Организованный сбор масла в дренажную систему масла и сбор его в бак грязного масла. Масло забирается на переработку или сдается на нефтебазу

 

1.2.13.

Трансформаторы, масляные включатели, фланцевые соединения, запорная арматура, маслоочистительная аппаратура, колонка приема-выдачи масла

Трансформаторное масло

Места установки маслонаполненного оборудования

То же

 

1.2.14.

Аппаратура КРУЭ, склад элегаза

Элегаз (шестифтористая сера) - тяжелее воздуха, нетоксичен, физиологически безвреден.

Помещение КРУЭ, мастерская, помещения, расположенные под КРУЭ, куда может проникнуть тяжелый газ

Организация изолированной приточно-вытяжной вентиляции. Герметизация пола и стен КРУЭ. Контроль за содержанием элегаза в воздухе и своевременная сигнализация. Нейтрализация и хранение продуктов разложения элегаза, утилизация

 

Поврежденная аппаратура при аварии

Продукты разложения элегаза - опасны для здоровья человека

 

 

 

1.2.15.

Аккумуляторы, тара с серной кислотой и электролитом

Электролит, серная кислота

Помещение аккумуляторной, кладовка, вентиляционная

Кислотостойкие поддоны, емкость сбора, удаление на заводы

 

1.3. Шум, вибрация, электрические поля

1.3.1.

Агрегаты, клапаны срыва вакуума, аэрационные трубы, воздушные выключатели, эжекторы, система подачи воздуха под рабочее колесо, компрессоры, насосы и т.п.

Шум

Помещения установки оборудования

Звукоизоляция, снижение шума до допустимых пределов в соответствии с нормативными требованиями

 

1.3.2.

Динамические нагрузки, пульсационные воздействия в гидравлических системах

Вибрационные нагрузки

Производственные помещения

Мероприятия по снижению уровня воздействия до требуемых нормами

 

1.3.3.

Высоковольтное оборудование и ошиновка ОРУ напряжением 330 кВ и выше

Электрические поля

Открытые распределительные устройства 330 кВ и выше

Применение экранирующих устройств в соответствии с ГОСТ 12.4.154-85, типового проекта - см. приложение 1 поз. 4.49

 

2. ВСПОМОГАТЕЛЬНЫЕ ПРОИЗВОДСТВА, ОБЕСПЕЧИВАЮЩИЕ ЭКСПЛУАТАЦИЮ И РЕМОНТ ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ

2.1.

Устройства очистки и покраски

Продукты механической и химической обработки поверхностей затворов и трубопроводов. Лакокрасочные покрытия

Площадка или помещение покраски оборудования, склад лакокрасочных покрытий и растворителей. Вентиляционные установки

Обработка затворов только на специальных площадках или в закрытых помещениях. Механизированный способ уборки помещений и удаление на переработку или захоронение

 

2.2.

Станочное оборудование механической мастерской

Отходы металлообработки, эмульсия металлообрабатывающих станков

Механическая мастерская. Склад отходов металлообработки. Канализационные стоки

Специальный склад и сдача металлолома, утилизация эмульсии согласно типовым проектным разработкам

 

2.3.

Оборудование колерной на хоздворе

Краски, лаки, растворители и тара из-под них

Помещение колерной, склад красок, лаков, растворителей

Поддоны, сливной бак, удаление на переработку или захоронение

 

2.4.

Станки столярной мастерской

Древесная стружка, опилки, кора

Помещение столярной мастерской. Площадка хранения отходов

Сбор, утилизация согласно типовым проектным решениям

 

2.5.

Тара из-под горючесмазочных материалов

Горючесмазочные материалы

Помещение горючесмазочных материалов

Специальное помещение с дренажом в сливной бак

 

2.6.

Установка отжига селикагеля

Продукты отжига селикагеля

Воздух

Применение фильтров или отжиг на специализированных предприятиях

 

2.7.

Ионнообменные фильтры системы непосредственного водяного охлаждения статора (ротора) генератора, тиристорных преобразователей системы возбуждения

Кислоты, щелочи, продукты отмыва катионитов

Помещение по приготовлению дистиллированной воды

Организационные мероприятия (поддоны, бортовые ограждения)

 

2.8.

Пост мойки автотранспорта

Вода с моторным маслом и бензином

Площадка (помещение) мойки

Организованный сбор загрязненного стока воды с последующей очисткой согласно типовым проектным решениям

 

2.9.

Редукторы грузоподъемных механизмов

Редукторные масла

Пути движения кранов, места установки лебедок

Конструкция уплотнений, исключающая протечки масла. Устройство поддонов, сбор масла

 

18.4.1. К первой группе источников воздействия на окружающую природную среду (загрязнения) относится маслонаполненное оборудование, утечки или выбросы масла из которого возможны непосредственно в верхний или нижний бьефы.

Сокращение или исключение протечек масла из источников этой группы осуществляется за счет создания новых конструкций уплотнений узлов маслонаполненного оборудования или узлов агрегата, не требующих смазки (применение безмасляных втулок рабочих колес поворотно-лопастных турбин, синтетических втулок цапф лопаток направляющего аппарата и т.п.).

В случае невозможности исключения протечки масла через уплотнения узлов в технические требования на разработку и изготовление оборудования необходимо включать:

- гарантированные минимальные протечки масла;

- мероприятия по контролю протечек масла и предотвращению залпового выброса масла в реку в случае аварий;

- применение высококачественных материалов, обеспечивающих снижение протечек до минимума.

В проекте гидроузла следует предусматривать устройства, обеспечивающие организованный сбор протечек в дренажную систему, а также необходимые технические средства для контроля за содержанием масла в нижнем бьефе гидроузла.

В проекте электростанции должны быть приведены величины предельно допустимых сбросов (ПДС) масла и других загрязняющих веществ, исходя из установленных для водного объекта предельно допустимых концентраций (ПДК).

18.4.2. Ко второй группе источников загрязнения относится все остальное оборудование, находящееся в пределах сооружений гидроузла, что позволяет решить в проекте организованный сбор, очистку и утилизацию загрязняющих продуктов.

Организованный сбор продуктов загрязнения должен осуществляться по следующим отдельным системам:

а) система отвода масла (только для масел различных марок), предназначенная для сбора масла, проникающего через неплотности маслонаполненного оборудования. Масло собирается в сливные емкости с последующей регенерацией его или отправкой на нефтебазы;

б) система замасленных стоков (масло с водой и продуктами горения), образующихся в результате пожара маслонаполненного оборудования. Стоки собираются в приемные емкости, отводятся по трубопроводам в отстойник, в котором осуществляются разделение компонентов замасленного стока с утилизацией масла и очисткой воды с повторным использованием или сбросом в реку.

в) система дренажной воды. Эта вода без предварительной очистки отводится насосами откачки дренажных вод из сборных колодцев в нижний бьеф. В эту систему попадание вышеперечисленных стоков не допускается. Мероприятия по защите системы дренажных вод от посторонних стоков см. п. 6.6.2 настоящих Норм.

г) система водостоков для загрязнений, образующихся в помещениях и на территории гидроузла в результате мойки полов и очистки дорог, а также случайного выброса масла или химреагентов.

Загрязненные стоки собираются через трапы и дождеприемники и через самотечные трубопроводы транспортируются на очистные сооружения.

18.4.3. К третьей группе загрязнений относятся продукты и отходы, образующиеся в результате ремонта оборудования в мастерских, на ремонтных площадках, лабораториях и т.п.

Для этих отходов предусматриваются специальные контейнеры, отводится место сбора и обеспечивается своевременный вывоз с территории гидроузла на переработку или утилизацию.

18.4.4. К четвертой группе источников воздействия на окружающую природную среду относятся шум, вибрации, электрические поля. Снижение воздействия этих источников на человека до допустимых норм осуществляется в проекте в соответствии с действующими стандартами.

18.5. При разработке систем организованного приема стока и очистных сооружений необходимо рассматривать:

- возможность уменьшения количества загрязненных производственных сточных вод за счет применения в технологическом процессе электростанции совершенного оборудования и рациональных схемных решений;

- применение оборотных систем водоснабжения, повторного использования отработанных в одном технологическом процессе вод на других установках;

- возможность использования существующих, проектируемых очистных сооружений промышленных предприятий и населенных пунктов или строительства общих сооружений с пропорциональным долевым участием;

- использование отходов очистных сооружений внутристанционных и технологических циклов с утилизацией масла, химреагентов и др.

18.6. В составе очистных сооружений замасленных стоков предусматриваются отстойники, фильтры, насосное оборудование для промывки фильтров, откачки загрязненного масла с последующим его использованием или утилизацией и перекачкой (выпуском) очищенного стока в нижний бьеф.

Отстойники принимаются горизонтального типа с числом секций не менее двух. Конструкция отстойника должна предусматривать улавливание и аккумуляцию залповых выбросов масла при авариях (пожаре), отвод всплывающих нефтепродуктов в отдельную емкость с выпуском отстоенных (осветленных) сточных вод на фильтры.

Фильтры следует применять заводского изготовления двух ступеней (грубой и тонкой очистки) с доведением конечного содержания нефтепродуктов в очищенной воде до 0,05 мг/л согласно требованиям санитарных норм для выпуска в водоем рыбохозяйственного значения.

Проект очистных сооружений должен содержать, с учетом экономической целесообразности, альтернативный вариант возможного выпуска загрязненных маслом сточных вод после отстойника (или после первой ступени грубой очистки на фильтрах) в систему хозяйственно-фекальной канализации гидроузла, имеющей в своем составе сооружения полной биологической очистки. Содержание нефтепродуктов в общем потоке сточных вод, поступающих на очистку, регламентируется «Правилами приема сточных вод в системы канализации населенных пунктов» и не должно превышать 25 мг/л.

18.7. Очистные сооружения замасленных стоков, в зависимости от компоновки технологического оборудования, могут размещаться в бетонных сооружениях здания электростанций или на прилегающей территории.

Сооружения очистки рекомендуется компоновать в одном помещении (блоке) для всего гидроузла на отметках, позволяющих принимать стоки самотеком.

Очистные сооружения должны быть оснащены необходимыми средствами измерения и химического контроля, обеспечивающими измерение объемов сточных вод и их качества по контролируемым показателям.

18.8. Проведение локальных организационных мероприятий по сбору и удалению масла следует предусматривать в местах установки маслонаполненного оборудования и на площадках его ремонта путем устройства обортовки, поддонов и сливных баков.

18.9. Производственные сточные воды от участков территории открытого маслосклада, от мойки полов, которые могут быть загрязнены маслопродуктами, а также от вспомогательных производств, обеспечивающих эксплуатацию и ремонт основного оборудования, могут приниматься в систему канализации с сооружениями для биологической очистки с выполнением требований и допустимых концентраций по нефтепродуктам согласно «Правил приема производственных сточных вод в систему канализации населенных пунктов».

19. ДОПОЛНИТЕЛЬНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ЧАСТИ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ, СООРУЖАЕМЫХ В СЕЙСМИЧЕСКИХ РАЙОНАХ

19.1. Введение

Дополнительные требования обязательны для учета при разработке технологической части проекта на расширение и строительство новых электростанций II, III и IV класса мощностью более 10 МВт, сооружаемых в районах, характеризуемых интенсивностью сейсмического воздействия 6, 7, 8 и 9 баллов по шкале MSK-64 согласно картам сейсмического районирования территории СССР (приложение 1, 2 СНиП II-7-81*) и для всех электростанций I класса и электростанций II класса, проектируемых в сложных инженерно-геологических условиях, сейсмичность которых, согласно Ведомственным строительным нормам ВСН 34.2-88, определяется специальными исследованиями.

Для проектов реконструкции и технического перевооружения действующих электростанций настоящие дополнительные требования являются рекомендуемыми и должны применяться с учетом конкретных условий проектируемого объекта.

Дополнительные требования содержат:

- общие нормативные положения для технологических систем электростанций, регламентирующие их поведение при прохождении сейсмического воздействия и состояние после прохождения сейсмического воздействия;

- требования к сейсмостойкости оборудования, аппаратов, средств управления, защиты и связи (в дальнейшем оборудования), инженерных коммуникаций, составляющих технологические системы электростанций;

- рекомендации по ограничению последствий сейсмических воздействий.

19.2. Общие нормативные положения

19.2.1. Технологические системы и оборудование выбираются и разрабатываются исходя из того, что строительная часть гидротехнических подземных, наземных сооружений, промышленных зданий электростанций проектируется в соответствии со СНиП II-7-81* и противостоят расчетным сейсмическим воздействиям без потери эксплуатационных качеств.

19.2.2. При расчетных сейсмических воздействиях возможны:

- потеря электрической связи электростанции с энергосистемой местным районом;

- потеря диспетчерской связи и связи с общегосударственной сетью;

- потеря транспортных коммуникаций с эксплуатационным поселком и внешними транспортными коммуникациями.

19.2.3. При расчетном сейсмическом воздействии допускается произвольное прерывание технологического процесса производства электроэнергии.

19.2.4. Сейсмические воздействия на технологические системы, оборудование, инженерные коммуникации не должны приводить:

- к ситуациям, угрожающим безопасности персонала;

- к вредным воздействиям на окружающую среду;

- к возникновению взрыво- и пожароопасной обстановки;

- к затоплению помещений;

- к разрушению основного оборудования, замена которого требует длительного времени изготовления, доставки и монтажа;

- к нарушению работоспособности оборудования и технологических систем, обеспечивающих выполнение противоаварийных мероприятий и проведение работ по восстановлению технологического процесса производства и выдачи электроэнергии;

- к смещениям оборудования на месте установки, приводящим к его обрушению или поломке;

- к произвольному передвижению грузоподъемного и транспортного оборудования;

- к произвольным операциям коммутационных аппаратов, вызывающим аварийные ситуации.

19.3. Требования по сейсмостойкости оборудования

19.3.1. Сейсмостойкость оборудования оценивается показателями сейсмостойкости, характеризующими эксплуатационные свойства и стойкость оборудования к механическим внешним воздействиям во время и после землетрясения.

19.3.2. Показатели сейсмостойкости оборудования должны оцениваться на основании анализа ситуаций, которые могут возникать в технологических системах и с оборудованием при землетрясении с учетом общих нормативных положений, изложенных в разделе 19.2, и должны удовлетворить требованиям пункта 19.2.4.

19.3.3. Оборудование, технологические системы, средства и системы управления с учетом их назначения, степени ответственности по показателям сейсмостойкости сведены к трем группам и приведены в табл. 19.1.

Таблица 19.1

Наименование оборудования и технологических систем

Группа сейсмостойкости

Примечание

1

2

3

1

2

3

4

5

1.

Механическое оборудование

 

 

 

 

1.1.

Сороудерживающие решетки

+

-

-

 

1.2.

Ремонтные затворы

+

-

-

 

1.3.*

Напорные водоводы

+

-

-

 

1.4.*

Аварийно-ремонтные затворы

+

-

-

 

1.5.*

Основные регулирующие затворы

+

+

-

 

1.6.

Крановое оборудование затворов верхнего и нижнего бьефов

-

+

-

 

1.7.*

Гидроподъемники, механические лебедки затворов верхнего и нижнего бьефов

-

+

-

 

1.8.

Краны машинного зала

-

+

-

 

1.9.

Краны мастерских

-

+

+

 

2.

Гидросиловое оборудование

 

 

 

 

2.1.*

Гидротурбина

+

+

-

 

2.2.*

Система регулирования гидротурбины (МНУ, гидромеханическая колонка)

+

+

-

 

2.3.*

Предтурбинные затворы

+

-

-

 

2.4.*

Система управления предтурбинными затворами (МНУ, гидропривод)

+

-

-

 

3.

Система технического водоснабжения

-

+

-

 

4.

Система откачки воды из проточной части гидромашин

-

+

-

 

5.

Система откачки дренажной воды

-

+

-

 

6.

Масляное хозяйство

 

 

 

 

6.1.

Резервуары хранения масла

-

+

-

 

6.2.

Установки для обработки масла, приборы лаборатории

-

+

+

 

7.

Система пневматического хозяйства

 

 

 

 

7.1.

Воздухосборники

+

-

-

 

7.2.

Компрессорные установки для выключателей, технологических нужд гидротурбин и генераторов

-

+

-

 

7.3.

Компрессорные установки для ремонтных работ

-

+

+

 

8.1.*

Гидрогенератор

+

+

-

 

8.2.

Система возбуждения гидрогенератора

+

+

-

 

9.

Оборудование генераторного напряжения

 

 

 

 

9.1.

Измерительные трансформаторы, разрядники, разъединители, токопроводы, трансформаторы СН

+

-

-

 

9.2.*

Выключатели

+

+

-

 

10.

Блочные трансформаторы, автотрансформаторы, реакторы

+

-

-

 

11.*

Оборудование распределительных устройств 35 кВ и выше

-

+

+

* - для выключателей

12.*

Комплектные распределительные устройства с элегазовой изоляцией 110 кВ и выше

+

+

-

* - для ячеек с выключателями

13.

Оборудование собственных нужд переменного тока

 

 

 

 

13.1.*

КРУ 6, 10 кВ

+

+

-

* - для ячеек с выключателями

13.2.

КТП 0,4 кВ собственных нужд агрегатов и оборудования, обеспечивающего производства и выдачу электроэнергии

+

+

-

 

13.3.

КТП 0,4 кВ сборки, шкафы собственных нужд оборудования, не связанного с производством и выдачей электроэнергии и с защитными функциями

-

+

+

 

14.

Оборудование собственных нужд постоянного тока

 

 

 

 

14.1.

Аккумуляторные батареи

+

-

-

 

14.2.

Подзарядные агрегаты

+

+

-

 

14.3.

Распределительные панели и шкафы

+

-

-

 

14.4.

Система аварийного освещения

+

-

-

 

15.

Агрегаты бесперебойного питания

+

-

-

 

16.

Средства и системы управления

 

 

 

 

16.1.

Средства защиты

+

-

-

 

16.2.

Средства управления оборудованием, участвующим или обеспечивающим производство и выдачу электроэнергии

+

+

-

 

16.3.

Общестанционные системы регулирования ГРАМ, ГРРМ

-

+

+

 

16.4.

Средства и системы сигнализации положения основного оборудования

+

-

-

 

16.5.

АСУ ТП

+

+

-

 

16.6.

Средства и системы управления общестанционными установками

-

+

+

 

16.7.

Средства и системы противопожарной защиты

+

-

-

 

17.

Средства связи

+

+

-

 

18.

Радиосвязь (УКВ)

+

-

-

 

19.

Дизельгенераторная установка

+

+

-

 

20.

Средства измерения, контроля и др. назначения, устанавливаемые непосредственно на оборудовании

не ниже группы сейсмостойкости этого оборудования

1-ая группа оборудования сохраняет свои эксплуатационные свойства во время и после сейсмического воздействия и не требует обязательного осмотра после расчетного сейсмического воздействия;

К 1-ой группе оборудования по сейсмостойкости должны быть отнесены:

а) оборудование, технологические системы и их средства управления, функционирование которых необходимо во время сейсмического воздействия для выполнения защитных функций и предотвращения развития аварийных ситуаций;

б) оборудование, участвующее и обеспечивающее процесс производства электроэнергии и не имеющее подвижных элементов;

в) системы сигнализации положения основного оборудования;

г) основное и вспомогательное оборудование, участвующее в производстве электроэнергии.

2-ая группа оборудования не сохраняет свои эксплуатационные свойства во время расчетного сейсмического воздействия (может давать сбои в работе, произвольно срабатывать, отказывать в работе и т.п.) и восстанавливает свои эксплуатационные свойства после прохождения расчетного сейсмического воздействия; перед вводом в работу после землетрясения эта группа оборудования должна быть осмотрена и проверена в соответствии с инструкцией завода.

Ко 2-ой группе оборудования по сейсмостойкости могут быть отнесены:

а) основное и вспомогательное оборудование, участвующее и обеспечивающее производство электроэнергии;

б) технологические системы, средства управления, необходимые для восстановления производства и выдачи электроэнергии после прохождения сейсмического воздействия;

в) системы и оборудование, обеспечивающие выполнение противоаварийных мероприятий и восстановление технологического процесса после прохождения сейсмического воздействия.

3-я группа оборудования не сохраняет свои эксплуатационные качества после прохождения расчетного сейсмического воздействия; восстановление эксплуатационных качеств оборудования этой группы требует проведения ремонтных и наладочных работ.

К 3-ей группе оборудования по сейсмостойкости могут быть отнесены:

а) оборудование и технологические системы, не принимающие непосредственное участие в производстве или обеспечении производства электроэнергии;

б) вспомогательное оборудование и технологические системы, поломка или отказ в работе которых не приводит к аварийным ситуациям с основным оборудованием и не препятствует восстановлению производства и выдачи электроэнергии после прохождения сейсмического воздействия.

Принадлежность оборудования, технологических систем, средств и систем управления к какой-либо одной из двух, указанных в таблице 19.1 групп, определяется проектом и данными заводов-изготовителей.

19.3.4. Требования по сейсмостойкости оборудования, выдаваемые разработчику (изготовителю) оборудования или принимаемые для выбора серийного оборудования, должны содержать качественные показатели, вытекающие из отнесения оборудования к одной из групп сейсмостойкости, и данные по механическим внешним воздействиям, которым подвергается оборудование при расчетном сейсмическом воздействии.

19.3.5. Для электростанций II, III и IV классов, за исключением электростанций II класса, расположенных в сложных сейсмотектонических и инженерно-геологических условиях, расчетное сейсмичecкoe воздействие на оборудование определяется на основе обобщенных характеристик района и участка строительства в баллах и задается расчетными спектрами ответов для места установки оборудования, представляемыми в табличной форме с данными о расчетных максимальных ускорениях в горизонтальном и вертикальном направлениях в диапазоне частот от 0,5 до 30 Гц.

Для всех электростанций I класса и электростанций II класса, расположенных в сложных сейсмотектонических и инженерно-геологических условиях, расчетное сейсмическое воздействие на оборудование определяется для каждого конкретного участка по специальной программе в соответствии с требованиями Ведомственных строительных норм «Инженерно-геологические изыскания для гидроэнергетических сооружений» BCН 34-2-33 и задается наборами расчетных акселерограмм и соответствующих им спектров ответов на ненагруженные основания фундаментов и площадок установки и крепления оборудования и (или) в виде обобщенного спектра ответов для участка установки оборудования.

Заданная таким образом модель расчетного сейсмического воздействия должна учитывать вероятные сейсмические воздействия из окружающих сейсмогенерирующих зон (их частотный состав, интенсивность и продолжительность) и локальные условия участков строительства и площадок установки оборудования.

Определение расчетных сейсмических воздействий на площадки остановки оборудования предусматривается специальным техническим заданием и выполняется на завершающих этапах стадии ТЭО (предварительные данные) и на стадии РД (уточненные расчетные воздействия с учетом локальных условий площадок размещения фундаментов установки оборудования).

19.3.6. Фундаменты, конструкции и крепления оборудования, технологических коммуникаций должны выдерживать расчетное сейсмическое воздействие и обеспечивать устойчивое положение оборудования и технологических коммуникаций для всех групп сеймостойкости оборудования и технологических коммуникаций.

19.3.7. Механические воздействия на оборудование и конструкции для его установки, возникающие при совпадении расчетного сейсмического воздействия с механическим воздействием от работы этого оборудования, должны учитываться в требованиях по сейсмостойкости на оборудование и в задании на фундаменты и строительные конструкции.

Оборудование, механическое воздействие которого следует учитывать совместно с расчетным сейсмическим воздействием, в табл. 19.1 отмечено знаком «*».

19.3.8. Выбор и оценка сейсмостойкости серийного электротехнического оборудования производится на основании приложения 6 к ГОСТ 17516.1-90 «Изделия электротехнические. Общие требования в части стойкости к механическим внешним воздействующим факторам», при этом необходимо учитывать данные расчетных сейсмических воздействий, полученные в соответствии с указаниями п. 19.3.5.

19.3.9. Заданная сейсмостойкость принимаемого оборудования должна быть подтверждена изготовителем испытаниями или соответствующими расчетами и указана в технических условиях на изготовление и поставку оборудования или в других документах на это оборудование.

19.3.10. Отступление от требований по сейсмостойкости оборудования, отнесенного к 1-ой и 2-ой группам сейсмостойкости по табл. 1, при условии выполнения нормативных положений п. 19.2.4 должны обосновываться проектом и согласовываться с заказчиком.

Использование не сейсмостойкого оборудования и оборудования, отнесенного к 3-ей группе сейсмостойкости по табл. 1, обосновывается проектом и допускается при выполнении нормативных положений п. 19.2.4.

19.4. Рекомендации по ограничению последствий сейсмических воздействий

Компоновка технологического оборудования

19.4.1 Планировка сооружений электростанции должна предусматривать коммуникации, обеспечивающие, по возможности, двухсторонние подъездные пути для обслуживания оборудования водоприемника, здания электростанции, распределительного устройства высокого напряжения и других отдельно стоящих сооружений (служебно-производственного корпуса, трансформаторной мастерской, центрального масляного хозяйства).

19.4.2. Размещение оборудования, транспортные коммуникации и монтажные проемы в агрегатных блоках и блоке монтажной площадки должны предусматривать возможность доставки оборудования к месту установки по различным маршрутам.

19.4.3. В зоне каждого агрегата между отметками машинного зала, генераторным и турбинным помещениями должны предусматриваться лестницы, обеспечивающие персоналу удобный и быстрый доступ к устройствам ручного управления агрегатом и для осмотра агрегата и его вспомогательных систем.

19.4.4. Помещения насосной откачки проточной части гидромашин, расположенные ниже уровня нижнего бьефа, а также помещения и потерны, по которым осуществляется проход к лазам в отсасывающие трубы, спиральные камеры и подземные водосбросные тракты, должны быть изолированы от общестанционных помещений и иметь отдельный вход с незатопляемых отметок.

19.4.5. При использовании монтажной площадки здания электростанции для ремонта блочных трансформаторов и автотрансформаторов связи должны быть предусмотрены места размещения высоковольтных вводов и колокола и предусмотрены устройства для их раскрепления.

19.4.6. Склады масла и воздухосборники рекомендуется размещать в подземной части здания электростанции.

19.4.7. При установке высоковольтных аппаратов (разъединителей, разрядников и др.) на площадке блочных трансформаторов выше последних должны быть приняты меры, исключающие повреждения блочных трансформаторов при разрушении от сейсмических воздействий установленных выше аппаратов.

19.4.8. Оборудование, расположенное в местах, где при сейсмическом воздействии возможно возникновение камнепада, должно иметь специальную защиту.

19.4.9. Центральный пункт управления (ЦПУ) электростанцией, средства общестанционного управления, средства вычислительной техники АСУ ТП, узел связи следует размещать в здании электростанции или в примыкающем к зданию служебном корпусе на отметках не выше 10 м над нулевой отметкой поверхности земли - отметки монтажной площадки здания электростанции. Для подземных зданий ЦПУ рекомендуется выносить на поверхность.

Механическое оборудование

19.4.10. Открыто уложенные напорные водоводы следует выполнять сталежелезобетонными.

19.4.11. Применение башенных водоприемников не рекомендуется.

19.4.12. Для всех аварийно-ремонтных затворов следует применять индивидуальные приводы, обеспечивая закрытие затвора при потере питания собственных нужд переменного тока.

19.4.13. Хранение затворов в рабочих пазах не допускается.

19.4.14. В местах постоянного хранения затворов, сороудерживающих решеток, траверс и другого крупногабаритного оборудования необходимо предусматривать специальное раскрепление этого оборудования, препятствующее перемещению или падению оборудования во время сейсмического воздействия.

19.4.15. Осмотр, ремонт и покраску затворов и сороудерживающих решеток следует производить в затворохранилищах, где должно быть предусмотрено их раскрепление.

19.4.16. В задание на изготовление кранов для машинного зала и гидротехнических сооружений, кроме прочностных требований, следует включать дополнительные требования, предусматривающие автоматизированные противоугонные устройства моста и тележки вдоль путей, отбойные устройства, предотвращающие смещение тележки и крана поперек путей и вверх, а также захватные устройства, предотвращающие перемещение неработающих кранов.

19.4.17. Электропитание грузоподъемных кранов гидротехнических сооружений, как правило, следует выполнять с применением гибкого кабеля.

19.4.18. Применение системы принудительного распирания уплотнений водонасосными агрегатами для создания герметичности уплотнений аварийно-ремонтных и ремонтных затворов не рекомендуется.

19.4.19. Гидроцилиндры системы гидроприводов затворов, как правило, следует располагать на незатапливаемых отметках и предусматривать мероприятия, обеспечивающие локализацию возможных разливов масла. Маслонасосы гидроприводов затворов следует располагать в изолированных помещениях.

Основное оборудование

19.4.20. Гидротурбина (насос-турбина), система регулирования, предтурбинный затвор должны быть выполнены в соответствии с заданными показателями сейсмического воздействия (спектров ответов) и принятой в проекте группой оборудования по сейсмостойкости.

19.4.21. Гидрогенератор (генератор-двигатель), система возбуждения и пусковые устройства должны быть выполнены в соответствии с заданными показателями сейсмических воздействий (спектров ответов) и принятой в проекте группой оборудования по сейсмостойкости. Группа исполнения гидрогенератора и его комплектующего оборудования по механической стойкости к внешним воздействующим факторам по ГОСТ 17516.1-90 определяется разработчиком гидрогенератора и согласовывается с Генпроектировщиком.

19.4.22. Использование одной МНУ на гидромашину и предтурбинный затвор допускается, если затвор имеет грузовой привод на закрытие. МНУ, обслуживающая предтурбинный затвор, должна иметь работоспособность, обеспечивающую открытие и последующее закрытие затвора при отсутствии питания собственных нужд переменного тока.

Рекомендуется для закрытия затвора применение грузового привода.

19.4.23. Применение гидрогенераторов с внутриобмоточным водяным охлаждением должно иметь специальное обоснование в проекте.

19.4.24. Применение выносных маслоохладителей с принудительной циркуляцией масла на подшипниках и подпятнике агрегата не рекомендуется.

19.4.25. Откачку воды с крышки турбины, там, где это возможно, следует осуществлять с помощью эжекторов.

Вспомогательные системы и оборудование

19.4.26. Во всех вспомогательных системах, обеспечивающих технологический процесс производства и выдачи электроэнергии, следует применять стальные трубопроводы и арматуру.

19.4.27. Прочность трубопроводов и их крепления определяется на основании статического расчета с учетом спектра ответов.

19.4.28. Жесткая заделка труб в стенках и фундаментах не допускается. Размеры отверстий для прохода труб должны обеспечивать зазор по периметру трубы не менее 10 см.

19.4.29. Прокладку трубопроводов рекомендуется осуществлять в каналах и лотках. Крепление трубопроводов на прямолинейных участках следует выполнять способом, исключающим поперечную подвижку.

19.4.30. В местах присоединения трубопроводов к насосам, бакам, коллекторам, а также в местах резкого изменения профиля и направления трассы необходимо предусматривать подвижные соединения, допускающие угловые и продольные перемещения трубопроводов.

19.4.31. Воздухоснабжение колонок торможения агрегата и воздушных выключателей рекомендуется выполнять кольцевыми коллекторами с секционными запорными вентилями.

19.4.32. При выборе схемы системы технического водоснабжения гидроагрегата следует отдавать предпочтение самотечному поагрегатному водоснабжению.

Электротехническое оборудование

19.4.33. Для распределительных устройств 110 кВ и выше, сооружаемых в сейсмических районах с интенсивностью землетрясений 8, 9 баллов, рекомендуется применять комплектные распределительные устройства с элегазовой изоляцией (КРУЭ).

19.4.34. При применении на открытых распределительных устройствах 110 кВ и выше традиционного высоковольтного оборудования, независимо от степени его стойкости к внешним механическим воздействиям, определенной по ГОСТ 17516.1-90, должны приниматься меры по повышению сейсмостойкости:

- ограниченное применение опорной изоляции;

- предпочтительное применение ограничителей перенапряжений;

- соединения высоковольтных аппаратов гибкой ошиновкой; ошиновка вводов низшего напряжения трансформаторов и автотрансформаторов на ОРУ также должна выполняться гибкими связями или снабжаться компенсаторами;

- крепление высоковольтных аппаратов к установочным элементам стоек осуществлять с помощью демпфирующих устройств;

- при установке высоковольтного аппарата на нескольких стойках последние целесообразно между собой жестко связывать;

- в определенных условиях следует рассматривать установку с соответствующим ограждением.

19.4.35. При применении на ОРУ 35 кВ и выше несейсмостойкого высоковольтного оборудования необходимо предусматривать складской резерв элементов аппаратов по рекомендациям заводов-изготовителей.

19.4.36. Установка трансформаторов напряжением 35 кВ и выше должна обеспечивать предотвращение смещения трансформаторов в горизонтальном и вертикальном направлениях. Трансформаторы могут устанавливаться на фундамент как на каретках, так и непосредственно основанием днища.

Разработка способа крепления трансформатора к рельсам или к фундаменту, разработка и поставка деталей крепления должны осуществляться заводом-изготовителем трансформатора на основании задаваемых спектров ответов для места установки трансформатора.

Присоединения экранированных токопроводов к вводам низшего напряжения трансформаторов должны снабжаться компенсаторами как для токоведущей жилы, так и для экрана токопровода.

19.4.37. Для электростанций в районах с интенсивностью землетрясений 8, 9 баллов следует предусматривать установку дизель-генератора для электроснабжения собственных нужд. Мощность дизель-генератора должна быть рассчитана на:

- запуск одного агрегата, к которому присоединен трансформатор собственных нужд;

- аварийное освещение;

- запуск пожарных насосов;

- другие потребители, определяемые проектом в зависимости от местных условий.

19.4.38. Комплектные распределительные устройства 6, 10 кВ, комплектные трансформаторные подстанции 0,4 кВ собственных нужд, низковольтные комплектные устройства управления, защиты, сигнализации, телемеханики рекомендуется устанавливать на отметках, не превышающих нулевую (отметку монтажной площадки), для районов сейсмичностью 6, 7 баллов - на 21 м и 8, 9 баллов - на 14 м. При установке указанного оборудования на более высоких отметках по отношению к нулевой (отметке монтажной площадки) следует дополнительно применять крепление верхних поясов шкафов, панелей к строительным конструкциям зданий.

Применение низковольтных комплектных устройств планшетнореечных конструкций до подтверждения их сейсмостойкости не допускается.

19.4.39. Для повышения сейсмостойкости аккумуляторных батарей необходимо выполнять следующие мероприятия:

- во всех возможных случаях следует применять сейсмостойкие аккумуляторы типа СИ с закрытыми банками;

- конструкция стеллажей и их крепление должны исключать их разрушение и деформацию; применение двухъярусных стеллажей не допускается;

- аккумуляторные банки рекомендуется устанавливать на стеллажи без изоляторов; поверхность стеллажей должна иметь стойкое к кислоте покрытие; крепления банок должны исключать их смещение и опрокидывание;

- соединения элементов аккумуляторной батареи должны выполняться гибким проводом.

19.4.40. Применение в системе постоянного тока элементных коммутаторов для аккумуляторных батарей не допускается.

19.4.41. Емкости с кислотой и электролитом должны храниться в таре с креплением, исключающим их перемещение и опрокидывание.

19.4.42. Токопроводы, а также экраны токопроводов всех напряжений в местах присоединения к аппаратам и в местах изменения трассы должны оснащаться компенсаторами.

19.4.43. Применение кабелей с горючей изоляцией и кабельных коробов не допускается.

19.4.44. Контрольные кабели управления, защиты, сигнализации оборудования и систем, участвующих в производстве электроэнергии и обеспечивающих выполнение противоаварийных мероприятий, должны применяться только с медными жилами.

19.4.45. На ЦПУ и в местах нахождения дежурного персонала электростанции должна предусматриваться отдельная световая и звуковая сигнализация о возникновении землетрясения. Источником сигнала может быть ближайшая сейсмическая станция или сейсмические приборы, устанавливаемые на самой электростанции. Электропитание сейсмических приборов должно осуществляться от автономных источников или от агрегатов бесперебойного питания.

Для электростанции в районах с интенсивностью сейсмического воздействия 8, 9 баллов проектом должна быть предусмотрена возможность использования сигналов расчетной интенсивности для автоматического отключения потребителей собственных нужд и прекращения технологических процессов, не связанных с производством электроэнергии и обеспечением противоаварийных мероприятий.

Использование сигналов о возникновении землетрясения, в том числе расчетной интенсивности, для автоматической остановки агрегатов не рекомендуется.

Связь

19.4.46. Аппаратные связи должны оборудоваться кабельными желобами (кабельростами), изготовленными из стальных конструкций. Расчет и выбор конструкции кабельроста осуществляется при конкретном проектировании.

Кабельные желоба устанавливаются над стойками аппаратуры связи и крепятся к полу, стенам и потолку помещения. Стойки аппаратуры связи крепятся к полу и кабельросту.

19.4.47. Аппаратура каналов телеинформации и передачи данных (модемы, разделительные фильтры), радиостанции и др. оборудование, имеющее габариты, отличные от стандартных стоек аппаратуры связи, должны устанавливаться на специальных конструкциях стоечного типа, имеющих высоту стоек аппаратуры связи. Стойки устанавливаются в общем ряду с аппаратурой связи на амортизаторах или крепятся к полу и кабельросту.

19.4.48. Стативы АТС крепятся аналогично аппаратуре каналов связи.

19.4.49. Коммутаторы диспетчерских телефонных станций, оборудование директорской связи, телетайпы, телефаксы специальных дополнительных мер крепления не требуют. После прохождения землетрясения необходимо провести визуальный осмотр и проверить их работоспособность.

19.4.50. Требования к установке аккумуляторных батарей 60 и 24 В аналогичны требованиям к аккумуляторной батарее оперативного тока.

19.4.51. Для резервирования диспетчерской телефонной связи электростанций с вышестоящим пунктом управления должна предусматриваться радиотелефонная связь (КB или УКВ). Радиостанции оснащаются автономными источниками электропитания.

Противопожарное водоснабжение

19.4.52. Противопожарное водоснабжение электростанций в сейсмических районах должно обеспечиваться от самостоятельных систем противопожарного водопровода.

19.4.53. Водозаборы противопожарного водоснабжения следует предусматривать в разных местах электростанции с забором воды непосредственно из верхнего или нижнего бьефов и из спиральных камер гидротурбин. Количество водозаборов определяется при конкретном проектировании из условия бесперебойного водоснабжения.

19.4.54. Дополнительно к водозаборам из поверхностного источника (река, водохранилище) следует рассматривать в качестве второго источника водоснабжения устройство водонапорных подъемных резервуаров с хранением необходимых пожарных объемов воды согласно требованиям СНиП 2.04.02-84 и РД 34.15.109-91.

19.4.55. Насосные станции противопожарного водоснабжения следует размещать в здании электростанции, предусматривая две отдельные взаиморезервируемые насосные станции с установкой резервных агрегатов в каждой насосной станции. При этом должны быть соблюдены следующие условия:

- насосные станции размещаются в разных местах электростанции с учетом безопасного доступа к ним персонала при пожаре;

- каждая насосная должна иметь самостоятельные линии забора воды;

- помещения насосных станций должны отделяться от других помещений ограждающими конструкциями с пределом огнестойкости не менее 0,75 часа.

19.4.56. Сеть противопожарного водоснабжения гидроузла (здание электростанции, пристанционная площадка, открытое (закрытое) распределительное устройство высокого напряжения) должна быть кольцевой с разделением зон питания от двух насосных станций и обеспечением подачи воды от каждой из них при аварии в одной из зон сети.

19.4.57. Системы противопожарного водопровода и автоматического водяного пожаротушения должны выполняться из стальных труб и стальной арматуры.

При проектировании внутренних и наружных сетей противопожарного водопровода должны выполняться дополнительные требования СНиП 2.04.01-85 и 2.04.02-84, относящиеся к прокладке трубопроводов и выполнению сварочных работ в сейсмических районах.

СОДЕРЖАНИЕ

1. Вводная часть. 1

2. Компоновка технологического оборудования. 2

3. Механическое оборудование. 16

4. Гидромашины, регулирование, предтурбинные затворы.. 19

5. Техническое водоснабжение. 29

6. Откачка воды из проточной части гидромашины и дренажных колодцев. 32

7. Масляное хозяйство. 34

8. Пневматическое хозяйство. 38

9. Измерение гидравлических параметров гидроузла. 42

10. Главные электрические схемы.. 43

11. Гидрогенераторы, генераторы-двигатели и их системы возбуждения. 46

12. Собственные нужды и оперативный ток. 51

13. Автоматизация. 55

14. Метрологическое обеспечение. 62

15. Связь. 63

16. Организация эксплуатации, техническое обслуживание и ремонт. 65

17. Противопожарные требования. 68

18. Охрана окружающей природной среды.. 74

19. Дополнительные требования к технологической части электростанций, сооружаемых в сейсмических районах. 82

 

 






ГОСТЫ, СТРОИТЕЛЬНЫЕ и ТЕХНИЧЕСКИЕ НОРМАТИВЫ.
Некоммерческая онлайн система, содержащая все Российские Госты, национальные Стандарты и нормативы.
В Системе содержится более 150000 файлов нормативно-технической документации, действующей на территории РФ.
Система предназначена для широкого круга инженерно-технических специалистов.

Рейтинг@Mail.ru Яндекс цитирования

Copyright © www.gostrf.com, 2008 - 2016