СТО РусГидро 01.01.78

Приложение
к приказу ОАО «РусГидро»
от 30.07.2012 № 665
ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО
«ФЕДЕРАЛЬНАЯ ГИДРОГЕНЕРИРУЮЩАЯ КОМПАНИЯ-РУСГИДРО»
(ОАО «РУСГИДРО»)
СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ
ГИДРОЭЛЕКТРОСТАНЦИИ.
НОРМЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ
СТО РусГидро 01.01.78-2012
Издание официальное
Москва 2012
СТО РусГидро 01.01.78-2012
Предисловие
Цели и принципы стандартизации в Российской Федерации установлены Федеральным законом от 27 декабря 2002 г. № 184 – ФЗ «О техническом регулировании», а правила применения Стандарта организации –
ГОСТ Р 1.4-2004 «Стандартизация в Российской Федерации. Стандарты организаций. Общие положения».
Сведения о стандарте
3
4
1
РАЗРАБОТАН
Некоммерческим партнерством «Гидроэнергетика
России», Ассоциацией «Гидропроект»
2
ВНЕСЕН
Департаментом стандартизации и ресурсного нормирования ОАО «РусГидро» в соответствии с рекомендацией Рабочей группы по техническому регулированию ОАО «РусГидро» (протокол от 15.09.11 № 41)
УТВЕРЖДЕН
И ВВЕДЕН В
ДЕЙСТВИЕ
ВВЕДЕН
Приказом ОАО «РусГидро» от 30.07.2012 № 665.
ВПЕРВЫЕ
Настоящий стандарт не может быть полностью или частично воспроизведен,
тиражирован и распространен в качестве официального издания
без разрешения ОАО «РусГидро»
II
СТО РусГидро 01.01.78-2012
Содержание
1 Область применения .......................................................................................................................1
2 Нормативные ссылки ......................................................................................................................4
3 Термины и определения ..................................................................................................................7
4 Сокращения ....................................................................................................................................13
5 Нормы и требования технологического проектирования .........................................................14
5.1 Основные нормативные положения ......................................................................................14
5.2 Основные требования обеспечения устойчивой и безопасной работы
оборудования ГЭС и ГАЭС....................................................................................................15
6 Исходные данные для проектирования технологической части ГЭС и ГАЭС .......................18
6.1 Общие требования ...................................................................................................................18
6.2 Климатическое обоснование ..................................................................................................19
6.3 Гидрологическое обоснование ...............................................................................................20
6.4 Водохозяйственное и водноэнергетическое обоснование...................................................21
7 Проектирование механического оборудования и металлоконструкций ..................................20
7.1 Состав механического оборудования и общие требования ................................................20
7.2 Механическое оборудование водопропускных устройств ГЭС и ГАЭС ...........................24
7.3 Оборудование и металлоконструкции напорных дериваций ..............................................28
7.4 Механическое оборудование зданий ГЭС и ГАЭС..............................................................30
7.5 Механическое оборудование водосбросных и водопропускных сооружений
гидроузлов ...............................................................................................................................34
8 Проектирование технологического оборудования.....................................................................38
8.1 Состав и общие требования ....................................................................................................38
8.2 Компоновка гидроагрегатов и здания электростанции .......................................................39
8.3 Компоновка вспомогательного оборудования .....................................................................43
9 Гидромашины, регулирование, предтурбинные затворы ..........................................................48
9.1 Гидромашины ..........................................................................................................................48
9.2 Регулирование ..........................................................................................................................59
9.3 Предтурбинные затворы .........................................................................................................63
9.4 Ограничения сейсмических воздействий на основное и вспомогательное
оборудование ...........................................................................................................................64
10 Водяное охлаждение ...................................................................................................................65
10.1 Общие требования .................................................................................................................65
10.2 Водозаборы ............................................................................................................................67
10.3 Теплообменные аппараты .....................................................................................................68
10.4 Трубопроводы и арматура ....................................................................................................69
10.5 Управление и контроль .........................................................................................................69
11 Откачка воды из проточной части гидромашины и дренажных колодцев ............................70
11.1 Общие требования .................................................................................................................70
11.2 Сливные трубопроводы ........................................................................................................70
11.3 Насосные установки ..............................................................................................................71
11.4 Дренажные колодцы..............................................................................................................70
11.5 Управление и контроль ........................................................................................................73
11.6 Меры по обеспечению надежности и безопасности систем откачки воды из
здания станции ........................................................................................................................74
12 Масляное хозяйство ....................................................................................................................75
12.1 Общие требования .................................................................................................................75
12.2 Состав и основные технологические операции масляного хозяйства .............................76
12.3 Маслохранилище ...................................................................................................................77
12.4 Аппаратная масляного хозяйства и химическая лаборатория ..........................................79
III
СТО РусГидро 01.01.78-2012
12.5 Технологические трубопроводы масляного хозяйства ......................................................80
12.6 Управление и контроль .........................................................................................................80
13 Пневматическое хозяйство .........................................................................................................81
13.1 Общие требования .................................................................................................................81
13.2 Выбор оборудования для пневматического хозяйства ......................................................80
13.3 Управление и контроль .........................................................................................................86
14 Измерение гидравлических параметров гидроузла ................................................................87
15 Гидрогенераторы и генераторы-двигатели ..............................................................................89
15.1 Общие требования .................................................................................................................89
15.2 Гидрогенераторы, генераторы-двигатели ...........................................................................89
16 Управление гидроагрегатом и вспомогательными системами ...............................................94
16.1 Автоматизация основного оборудования............................................................................94
16.2 Автоматизация вспомогательного оборудования ..............................................................95
17 Электротехническая часть ..........................................................................................................97
17.1 Общие положения ................................................................................................................97
17.2 Главная электрическая схема и электротехническое оборудование ................................99
17.3 Собственные нужды и оперативный ток ...........................................................................113
17.3.1 Источники питания собственных нужд переменного тока .......................................113
17.3.2 Схемы питания собственных нужд переменного тока ..............................................115
17.3.3 Система оперативного постоянного тока (СОПТ) .....................................................120
17.4 Релейная защита электрооборудования ГЭС/ГАЭС ........................................................124
17.5 Компоновка электротехнического оборудования ............................................................128
17.6 Электромагнитная совместимость .....................................................................................135
18 Системы отопления, вентиляции и кондиционирования воздуха ........................................136
18.1 Общие требования ...............................................................................................................136
18.2 Системы вентиляции ...........................................................................................................139
18.3 Противодымная вентиляция ...............................................................................................148
18.4 Противопожарные требования к системам отопления, вентиляции и
кондиционирования воздуха ................................................................................................156
18.5 Общие требования к обслуживанию систем отопления, вентиляции и
кондиционирования воздуха ................................................................................................164
19 Системы водоснабжения и канализации .................................................................................167
19.1 Системы водоснабжения.....................................................................................................167
19.2 Хозяйственно-питьевое водоснабжение ...........................................................................167
19.3 Производственное водоснабжение ....................................................................................170
19.4 Противопожарное водоснабжение .....................................................................................172
19.5 Системы канализации .........................................................................................................174
19.6 Бытовая канализация ...........................................................................................................175
19.7 Производственная канализация .........................................................................................176
19.8 Внутренние водостоки ......................................................................................................1797
19.9 Дождевая канализация ........................................................................................................180
19.10 Общие требования к обслуживанию систем водоснабжения и канализации.
Меры безопасности при эксплуатации ...............................................................................181
20 Средства связи и сигнализации ................................................................................................182
20.1 Общие требования ...............................................................................................................182
20.2 Требования по выбору аппаратуры внутриобъектной связи и сигнализации ...............184
21 Противопожарные системы ......................................................................................................190
21.1Общие положения ................................................................................................................190
21.2 Предотвращение возникновения и ограничение распространения пожара ..................191
21.3 Кабельные линии .................................................................................................................196
21.4 Станционное масляное хозяйство и маслонаполненное оборудование .........................198
21.5 Обеспечение безопасности персонала при пожарах ........................................................199
IV
СТО РусГидро 01.01.78-2012
21.6 Противодымная защита ......................................................................................................202
21.7 Обнаружение и тушение пожаров .....................................................................................203
21.8 Автоматические установки пожарной сигнализации и пожаротушения .......................203
21.9 Требования к автоматическим установкам пожаротушения при проектировании ......204
21.10 Управление насосной станцией пожаротушения ...........................................................207
22 Автоматизация и управление оборудованием ГЭС/ГАЭС ....................................................208
22.1 Общие положения ..............................................................................................................208
22.2 Станционный (верхний) уровень управления ГЭС/ГАЭС .............................................210
22.3 Технологический (нижний) уровень управления гидроагрегатом и
вспомогательным оборудованием ГЭС/ГАЭС ...................................................................216
22.4 Местный уровень управления оборудованием ................................................................218
23 Малые ГЭС ................................................................................................................................220
24 Водозаборные сооружения, отстойники, бассейны суточного регулирования ..................222
24.1 Водозаборные сооружения ................................................................................................222
24.2 Отстойники .........................................................................................................................222
24.3 Бассейны суточного регулирования… ............………………………………………… 221
25 Реконструкция ГЭС ...................................................................................................................224
26 Анализ риска технологических систем ...................................................................................225
27 Требования по обеспечению безопасности при эксплуатации ГЭС и ГАЭС ......................229
28 Требования по экологической безопасности оборудования при эксплуатации..................230
29 Организационные меры по обслуживанию и ремонту технологического ......................231
29.1 Службы эксплуатации .........................................................................................................231
29.2 Ремонтные и вспомогательные производственные помещения .....................................232
29.3 Оснащенность мастерских, лабораторий, служебных помещений ................................233
Приложение А (рекомендуемое) Природно-климатическая характеристика ..........................234
Приложение Б (рекомендуемое) Основные гидрологические характеристики .......................235
Приложение В(обязательное) Методика, исходные данные и результаты
водохозяйственных и водноэнергетических расчетов гидроэнергетических установок .236
Приложение Г (обязательное) Диспетчерские графики и правила управления водными
ресурсами .................................................................................................................................252
Приложение Д (рекомендуемое) Рекомендации по компоновке гидроагрегата и
вспомогательного оборудования в агрегатном блоке ГЭС и ГАЭС ..................................255
Приложение Е (справочное) Анализ риска технологических систем .......................................269
Приложение Ж(справочное) Перечень зданий, сооружений, помещений и оборудования
ГЭС и ГАЭС, подлежащих защите системами АУПТ и АУПС ........................................274
Приложение И (справочное) Методика предварительной оценки и распределения
численности персонала гидроэлектростанции по структурным подразделениям
эксплуатации технологического оборудования ...................................................................276
Приложение К (справочное) Состав и площади мастерских и вспомогательных
производственных помещений ..............................................................................................280
Приложение Л (справочное) Примерные перечни оборудования, аппаратуры, приборов,
инструмента лаборатории и мастерских ...............................................................................282
Библиография..................................................................................................................................288
V
СТО РусГидро 01.01.78-2012
Введение
Стандарт организации ОАО «РусГидро» «Гидроэлектростанции. Нормы технологического проектирования» (далее – Стандарт) разработан в соответствии с требованиями Федерального закона № 184-ФЗ «О техническом
регулировании».
Стандарт является нормативным техническим документом, устанавливающим требования к проектированию технологической части гидроэлектростанций и гидроаккумулирующих электростанций при новом строительстве и реконструкции с целью создания надежного, экономически эффективного оборудования, соответствующего требуемому уровню безопасности при
эксплуатации.
Стандарт относится к группе стандартов «Нормы и требования к
техническим характеристикам систем и процессов» (по классификации ОАО
«РусГидро»). Содержание Стандарта гармонизировано с другими
стандартами организации ОАО «РусГидро», содержащими требования к
надежности
и
экономической
эффективности
оборудования,
соответствующего требуемому уровню безопасности при эксплуатации. В
Стандарте учтены требования в сфере его применения, изложенные в
стандартах организации: СТО 17330282.27.140.001-2006 «Методики оценки
технического состояния основного оборудования гидроэлектростанций»,
СТО 17330282.29.240.003-2007 «Релейная защита и автоматика,
противоаварийная автоматика. Организация взаимодействия служб релейной
защиты и автоматики в ЕЭС России», СТО 17330282.27.140.004-2008
«Контрольно-измерительные системы и аппаратура гидротехнических
сооружений ГЭС. Условия создания. Нормы и требования», СТО
17330282.27.140.006-2008 «Гидрогенераторы. Организация эксплуатации и
технического обслуживания», СТО 17330282.27.140.007-2008 «Технические
системы гидроэлектростанций. Организация эксплуатации и технического
обслуживания. Нормы и требования», СТО 17330282.27.140.008-2008
«Системы питания собственных нужд ГЭС. Организация эксплуатации и
технического
обслуживания.
Нормы
и
требования»,
СТО
17330282.27.140.009-2008 «Автоматизированные системы управления
технологическими процессами ГЭС и ГАЭС. Организация эксплуатации и
технического
обслуживания.
Нормы
и
требования»,
СТО
17330282.27.140.010-2008 «Автоматизированные системы управления
технологическими процессами ГЭС и ГАЭС. Условия создания. Нормы и
требования»,
СТО
17330282.27.140.011-2008
«Гидроэлектростанции.
Условия создания. Нормы и требования», СТО 17330282.27.140.013-2008
«Механическое оборудование гидротехнических сооружений ГЭС. Условия
создания. Нормы и требования», СТО 17330282.27.140.014-2008
«Технические системы гидроэлектростанций. Условия создания. Нормы и
требования», СТО 17330282.27.140.017-2008 «Механическое оборудование
1
СТО РусГидро 01.01.78-2012
гидротехнических сооружений ГЭС. Организация эксплуатации и
технического
обслуживания.
Нормы
и
требования»,
СТО
17330282.27.140.018-2008 «Гидротурбинные установки. Условия поставки.
Нормы и требования», СТО 17330282.27.140.019-2008 «Гидрогенераторы.
Условия поставки. Нормы и требования», СТО 17330282.27.140.020-2008
«Система питания собственных нужд ГЭС. Условия создания. Нормы и
требования», СТО 17330282.27.140.022-2008 «Здания ГЭС и ГАЭС. Условия
создания. Нормы и требования», СТО 02.01.059-2011 (70238424.27.140.0232010) «Гидроэлектростанции. Мониторинг технического состояния
основного оборудования. Нормы и требования», СТО 02.01.062-2011
(70238424.27.140.031-2010) «Гидроэлектростанции. Ремонт и техническое
обслуживание оборудования, зданий и сооружений. Организация
производственных
процессов.
Нормы
и
требования»,
СТО
70238424.27.140.043-2009 «Гидроэнергетическое строительство. Инженерные
изыскания при разработке схем территориального планирования и проектной
документации. Нормы и требования».
В Стандарте учтены нормы законодательства и требования нормативных правовых актов федеральных органов исполнительной власти, действовавших в период его разработки.
2
СТО РусГидро 01.01.78-2012
Cтандарт организации ОАО «РусГидро»
ГИДРОЭЛЕКТРОСТАНЦИИ. НОРМЫ
ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ
Дата введения 07.08.2012
1 Область применения
1.1 Настоящий Стандарт организации (далее – Стандарт) является нормативным документом ОАО «РусГидро», устанавливающим единые нормы и
требования к проектированию технологического оборудования и технологических систем ГЭС и ГАЭС, и регулирует вопросы реализации требований к
оборудованию и системам, необходимых для надежной, безопасной и экономически эффективной эксплуатации гидроэлектростанций ОАО «РусГидро»
при оптимизации режимов энергетического использования возобновляемых
природных ресурсов и режимов выдачи электроэнергии и мощности, оказании услуг системного характера.
1.2 Стандарт регламентирует общие принципиальные требования к
проектированию технологической части ГЭС и ГАЭС и гидротехнических
сооружений и распространяется на регламентацию при проектировании:
- исходных данных для проектирования технологической части объекта
и выбора экономически эффективного режима использования гидроэнергоресурсов;
- режима эксплуатации объекта в энергосистеме или на изолированного
потребителя;
- выбора всего комплекса технологического оборудования и систем,
удовлетворяющих экономически эффективным и надежным режимам выработки электроэнергии и энергоотдачи;
- размещения всего технологического оборудования и систем, удовлетворяющего требованиям надежности, безопасности и обслуживанию при
эксплуатации;
- создания противопожарных систем;
- построения и функционирования АСУ ТП ГЭС, систем контроля и
предупреждения, обеспечивающих надежность и безопасность эксплуатации
оборудования и объекта в целом;
- размещения служебных и бытовых помещений, предназначенных для
эксплуатации технологических и инженерных систем станции;
3
СТО РусГидро 01.01.78-2012
- рекомендаций по эксплуатации оборудования и систем в нормальных
и чрезвычайных условиях;
- требований по обеспечению экологической безопасности оборудования при эксплуатации объекта
- требований по энергосбережению и энергоэффективности.
1.3 Стандарт предназначен для применения ОАО «РусГидро».
Дочерние и зависимые общества ОАО «РусГидро» применяют требования Стандарта после присоединения к нему в установленном порядке.
1.4 Требования Стандарта обязаны выполнять любые сторонние организации и физические лица, выполняющие работы (оказывающие услуги) в
области его применения по договорам с ОАО «РусГидро», если эти организации в установленном порядке присоединились к Стандарту, или если это
обязательство включено в заключаемый между сторонами договор (контракт).
1.5 Обязательность применения требований и норм Стандарта для
всех поименованных выше субъектов ограничена их деятельностью на объектах, расположенных в Российской Федерации, владельцами или инвесторами (застройщиками) которых являются ОАО «РусГидро» и (или) дочерние
зависимые общества ОАО «РусГидро».
1.6 Применение требований Стандарта для целей зарубежной экономической деятельности определяется соответствующим международным соглашением.
1.7 Стандарт устанавливает общие требования и нормы в сфере своего
применения. Стандарт не должен учитывать все возможные особенности
применения его требований при создании технологических систем для отдельных гидроэлектростанций.
1.8 При вводе в действие новых законодательных актов, технических
регламентов, нормативных правовых и методических документов, требования которых отличаются от приведенных в Стандарте, следует пользоваться
вновь введенными требованиями этих документов до внесения в Стандарт
соответствующих изменений.
2 Нормативные ссылки
В Стандарте использованы нормативные ссылки на следующие федеральные законы, постановления Правительства РФ и стандарты:
«Градостроительный кодекс Российской Федерации» Федеральный закон от 29.12.2004 № 190-ФЗ
4
СТО РусГидро 01.01.78-2012
«Водный кодекс Российской Федерации» Федеральный закон РФ от
03.06.2006 № 74-ФЗ
Федеральный Закон РФ «О техническом регулировании» от 27.12.2002
№ 184-ФЗ
Федеральный Закон РФ «Об электроэнергетике» от 26.03.2003 № 35ФЗ
Федеральный закон РФ «О безопасности гидротехнических сооружений» от 21.07.1997 № 117-ФЗ
Федеральный закон РФ «О защите населения и территорий от чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера» от 21.12.1994 № 68ФЗ
Федеральный закон РФ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» от 21.07.1997 № 116-ФЗ
Федеральный закон РФ «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации» от 23.11.2009 № 261-ФЗ
Федеральный Закон РФ «Технический регламент о безопасности зданий и сооружений» от 30.12.2009 № 384-ФЗ
Федеральный закон РФ «Технический регламент о требованиях пожарной безопасности» от 22.07.2008 № 123-ФЗ
Постановление Правительства РФ от 15.09.2009 № 753 «Технический
регламент о безопасности машин и оборудования»
Постановление Правительства РФ от 16.02.2008 № 87 «О составе разделов проектной документации и требований к их содержанию»
Постановление Правительства РФ от 27.12.2004 № 854 «Об утверждении Правил оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике»
Постановление Правительства РФ от 03.06.2008 № 426 «О квалификации генерирующего объекта, функционирующего на основе использования
возобновляемых источников энергии»
Постановление Правительства РФ от 25.04.2012 № 390 «О противопожарном режиме»
Постановление Правительства РФ от 20.10.2010 № 850 «Об утверждении критериев для предоставления из федерального бюджета субсидий в порядке компенсации стоимости технологического присоединения генерирующих объектов с установленной генерирующей мощностью не более 25 МВт,
признанных квалифицированными объектами, функционирующими на основе использования возобновляемых источников энергии, лицам, которым такие объекты принадлежат на праве собственности или на ином законном основании»
5
СТО РусГидро 01.01.78-2012
ГОСТ Р 1.4-2004 Стандартизация в Российской Федерации. Стандарты
организации. Общие положения
ГОСТ 27528-87 Турбины гидравлические поворотно-лопастные, радиально-осевые. Типы. Основные параметры
ГОСТ 27807-88 Турбины гидравлические вертикальные. Технические
требования и приемка
ГОСТ 8339-84 Установки маслонапорные для гидравлических турбин.
Технические условия
ГОСТ 22373-82 Затворы дисковые и шаровые для гидравлических турбин. Общие технические условия
ГОСТ 12.1.044-89 (ИСО 4589-84) Система стандартов безопасности
труда. Пожаровзрывоопасность веществ и материалов. Номенклатура показателей и методы их определения
ГОСТ 12.2.007.0-75 Система стандартов безопасности труда. Изделия
электротехнические. Общие требования безопасности
ГОСТ 12.2.007.1-75 Система стандартов безопасности труда. Машины
электрические вращающиеся. Требования безопасности
ГОСТ 286-82 Трубы керамические канализационные. Технические
условия
ГОСТ 5616-89 Генераторы и генераторы-двигатели электрические гидротурбинные. Общие технические условия
ГОСТ 16772-77 Трансформаторы и реакторы преобразовательные. Общие технические условия
ГОСТ 17516.1-90 Изделия электротехнические. Общие требования в
части стойкости к механическим внешним воздействующим факторам
ГОСТ 21046-86*. Нефтепродукты отработанные. Общие технические
условия
ГОСТ 21558-2000 Системы возбуждения турбогенераторов, гидрогенераторов и синхронных компенсаторов. Общие технические условия
ГОСТ 23791-79 Покрытие по стали фосфатное огнезащитное. Технические требования
ГОСТ 24.104-85 Единая система стандартов автоматизированных систем управления. Автоматизированные системы управления. Общие требования
ГОСТ 25131-82 Покрытие по стали вспучивающееся огнезащитное
ВПМ-2. Технические требования
ГОСТ 25665-83 Покрытие по стали фосфатное огнезащитное на основе
минеральных волокон. Технические требованияГОСТ Р 50571.3-2009 Элект6
СТО РусГидро 01.01.78-2012
роустановки низковольтные. Часть 4-41. Требования для обеспечения безопасности. Защита от поражения электрическим током
ГОСТ 12405-81 Регуляторы электрогидравлические для гидравлических турбин. Технические условия
ГОСТ 11677-85 Трансформаторы силовые. Общие технические условия
ГОСТ 26881-86 Аккумуляторы свинцовые стационарные. Общие технические условия ГОСТ 27584-88 Краны мостовые и козловые электрические. Общие технические условия
ГОСТ Р 22.1.12-2005 Безопасность в чрезвычайных ситуациях. Структурированная система мониторинга и управления инженерными системами
зданий и сооружений. Общие требования
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на
автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания
ГОСТ Р 51241-2008 Средства и системы контроля и управления доступом. Классификация. Общие технические требования. Методы испытаний
ГОСТ Р 51558-2008 Cредства и системы охранные телевизионные.
Классификация. Общие технические требования. Методы испытаний
ГОСТ Р 51901.1-2002 Менеджмент риска. Анализ риска технологических систем
ГОСТ Р 53296-2009 Установка лифтов для пожарных в зданиях и сооружениях. Требования пожарной безопасности
ГОСТ Р 53302-2009 Оборудование противодымной защиты зданий и
сооружений. Вентиляторы. Метод испытаний на огнестойкость
ГОСТ Р 53303-2009 Конструкции строительные. Противопожарные
двери и ворота. Метод испытаний на дымогазопроницаемость
ГОСТ Р МЭК 60332-3-22-2005 Испытания электрических и оптических
кабелей в условиях воздействия пламени. Часть 3-22. Распространение пламени по вертикально расположенным пучкам проводов или кабелей. Категория А
ГОСТ Р МЭК 60896-1-95 Свинцово-кислотные стационарные батареи.
Общие требования и методы испытания. Часть 1. Открытые типы
ГОСТ Р МЭК 60896-2-99 Свинцово-кислотные стационарные батареи.
Общие требования и методы испытаний. Часть 2. Закрытые типыСТО
17330282.27.140.001-2006 Гидроэлектростанции. Методики оценки технического состояния основного оборудования гидроэлектростанций
СТО 17330282.29.240.003-2007 Релейная защита и автоматика, противоаварийная автоматика. Организация взаимодействия служб релейной защиты и автоматики в ЕЭС России
7
СТО РусГидро 01.01.78-2012
СТО 17330282.27.140.004-2008 Контрольно-измерительные системы и
аппаратура гидротехнических сооружений ГЭС. Условия создания. Нормы и
требования
СТО 17330282.27.140.006-2008 Гидрогенераторы. Организация эксплуатации и технического обслуживания. Нормы и требования
СТО 17330282.27.140.007-2008 Технические системы гидроэлектростанций. Организация эксплуатации и технического обслуживания. Нормы и
требования
СТО 17330282.27.140.008-2008 Системы питания собственных нужд
ГЭС. Организация эксплуатации и технического обслуживания. Нормы и
требования
СТО 17330282.27.140.009-2008 Автоматизированные системы управления технологическими процессами ГЭС и ГАЭС. Организация эксплуатации
и технического обслуживания. Нормы и требования
СТО 17330282.27.140.010-2008 Автоматизированные системы управления технологическими процессами ГЭС и ГАЭС. Условия создания. Нормы и
требования
СТО 17330282.27.140.011-2008 Гидроэлектростанции. Условия создания. Нормы и требования
СТО 17330282.27.140.013-2008 Механическое оборудование гидротехнических сооружений ГЭС. Условия создания. Нормы и требования
СТО 17330282.27.140.014-2008 Технические системы гидроэлектростанций. Условия создания. Нормы и требования
СТО 17330282.27.140.015-2008 Гидроэлектростанции. Организация
эксплуатации и технического обслуживания. Нормы и требования
СТО 17330282.27.140.017-2008 Механическое оборудование гидротехнических сооружений ГЭС. Организация эксплуатации и технического обслуживания. Нормы и требования
СТО 17330282.27.140.018-2008 Гидротурбинные установки. Условия
поставки. Нормы и требования
СТО 17330282.27.140.019-2008 Гидрогенераторы. Условия поставки.
Нормы и требования
СТО 17330282.27.140.020-2008 Системы питания собственных нужд
ГЭС. Условия создания. Нормы и требования
СТО 17330282.27.140.022-2008 Здания ГЭС и ГАЭС. Условия создания.
Нормы и требования
СТО 02.01.059-2011 (70238424.27.140.023-2010) Гидроэлектростанции.
Мониторинг технического состояния основного оборудования. Нормы и требования
8
СТО РусГидро 01.01.78-2012
СТО 02.01.062-2011 (70238424.27.140.031-2010) Гидроэлектростанции.
Ремонт и техническое обслуживание оборудования, зданий и сооружений.
Организация производственных процессов. Нормы и требования
СТО 70238424.27.140.043-2009 Гидроэнергетическое строительство.
Инженерные изыскания при разработке схем территориального планирования и проектной документации. Нормы и требования
СТО 04.02.75-2011 Гидроэлектростанции. Энергоэффективность и
энергосбережение. Основные требования
СТО 06.02.76-2011 Гидроэлектростанции. Охрана окружающей среды.
Оценка воздействия на окружающую среду. Методические указания
П р и м е ч а н и е – При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов (и классификаторов) на территории государства по
соответствующему указателю стандартов (и классификаторов), составленному по состоянию на 1 января текущего года, и по соответствующим информационным указателям,
опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен (изменен), то при
пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться замененным (измененным) стандартом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.
3 Термины и определения
В Стандарте применены понятия в соответствии с Федеральными законами РФ от 27.12.2002 № 184–ФЗ, от 26.03.2003 № 35-ФЗ, от 03.06.2006
№ 74-ФЗ, от 21.07.97 № 117-ФЗ, от 21.07.97 № 116-ФЗ, термины – в соответствии с СТО 17330282.27.010.001–2008, а также следующие термины с соответствующими определениями:
3. 1 агрегатная секция: Часть здания ГЭС, ГАЭС, отделенная межсекционными швами, в которой располагается один или несколько гидроагрегатов.
3. 2 автоматизированная система управления технологическим
процессом: Система, состоящая из системы оперативного управления и комплекса средств автоматизации, как основного, так и вспомогательного оборудования ГЭС и ГАЭС, обеспечивающая процесс производства и выдачи электроэнергии.
3. 3 анализ риска катастрофы: Процесс идентификации опасностей
и оценки (качественной и/или количественной) частоты (вероятности) и последствий катастрофы для здоровья, жизни людей, имущества и окружающей
природной среды.
3. 4 безопасность эксплуатации: Состояние, при котором отсутствует недопустимый риск, связанный с причинением вреда жизни или здоровью граждан, имуществу физических или юридических лиц, государствен9
СТО РусГидро 01.01.78-2012
ному или муниципальному имуществу, окружающей среде, жизни или здоровью животных и растений.
3. 5 безопасность ГЭС в условиях аварийных и катастрофических
ситуаций: Состояние защищенности ГЭС от внутренних и внешних опасностей и угроз.
3. 6 блок агрегата: Часть здания ГЭС, включая турбинное и генераторное помещение, в котором располагается один гидроагрегат со вспомогательным оборудованием.
3. 7 высота отсасывания: Разность отметки установки гидравлической турбины и отметки нижнего бьефа.
3. 8 гидроагрегат: Агрегат, состоящий из гидравлической турбины и
электрического гидрогенератора.
3. 9 гидравлический удар: Повышение или понижение гидродинамического давления в напорном трубопроводе, вызванное резким изменением во времени скорости движения жидкости.
3. 10 гидроэлектростанция малая (малая ГЭС): ГЭС с
установленной мощностью от 100 до 25 000 кВт.
3. 11 гидроэлектростанция микро (микро ГЭС): ГЭС с
установленной мощностью до 100 кВт.
3. 12 гипотетическая катастрофическая ситуация: Исключительно
опасное сочетание событий и обстоятельств, выходящие за рамки
возможностей парирования наиболее тяжелых последствий и ущерба.
3. 13 головной узел: Комплекс водоподпорных, водозаборных,
водосбросных и других сооружений начальной части деривации.
3. 14 затвор аварийный: Затвор, закрываемый в текущую воду при
аварийных ситуациях.
3. 15 здание ГЭС: Сооружение, подземная выработка или помещение
в плотине, в котором устанавливается основное энергетическое,
электротехническое и вспомогательное оборудование ГЭС.
3. 16 запроектная аварийная ситуация: Предельно опасное
сочетание событий и обстоятельств, характеризуемое отсутствием защитных
мер и средств (системы безопасности, организационные мероприятия),
предусматривающие
остановку
эксплуатации
ГЭС,
ремонтновосстановительные работы и работы по ликвидации последствий аварии.
3. 17 идентификация опасностей катастрофы: Процесс выявления и
признания существования опасностей возникновения катастрофы и
определения характеристик выявленных опасностей.
3. 18 инженерные системы зданий и сооружений: Функционально
законченный комплекс технических средств, предназначенный для создания
10
СТО РусГидро 01.01.78-2012
и поддержания условий, при которых наиболее эффективно осуществляется
работа оборудования и жизнедеятельность людей.
3. 19 катастрофа: Наиболее опасное техногенное происшествие,
повлекшее за собой человеческие жертвы, ущерб здоровью людей и (или)
разрушение и уничтожение объектов, материальных и природных ценностей
в крупных размерах.
3. 20 катастрофическая ситуация: Сравнительно редкое сочетание
условий и обстоятельств, способствующих быстрому переходу аварии в
катастрофу.
3. 21 комплекс технических средств: Продукция, представляющая
собой функционально определенную совокупность технических средств и
монтажных изделий.
3. 22 коэффициент мощности: Отношение активной мощности, к
полной.
3. 23 мощность ГЭС гарантированная: Наибольшая мощность ГЭС,
выдаваемая при расходе воды и напоре обеспеченностью 90…95%.
3. 24 мощность
гидроагрегата
установленная:
Наибольшая
мощность гидроагрегата при расчетном напоре.
3. 25 надежность: Способность машины (оборудования) безотказно
выполнять заданные функции при определенных условиях и в заданном
временном отрезке.
3. 26 напор: Давление воды, выражаемое высотой водного столба в
метрах над рассматриваемым уровнем.
3. 27 напор расчетный: Наименьший напор гидравлической турбины,
при котором она развивает номинальную мощность
3. 28 номинальная
частота
вращения:
Частота
вращения,
обеспечивающая заданную переменную частоту тока в сети.
3. 29 обеспеченность гидрологической характеристики: Вероятность того, что рассматриваемое значение гидрологической характеристики
может быть превышено.
3. 30 объем стока: Количество воды, протекающее через рассматриваемый створ водотока за какой либо период времени.
3. 31 оценка риска катастрофы: Процесс, используемый для определения частоты (вероятности) и степени тяжести последствий реализации
опасностей катастрофы для здоровья, жизни людей, имущества и окружающей природной среды; оценка риска катастрофы включает оценку частоты
(вероятности) и последствий возможной катастрофы и сравнение полученных результатов с допустимым уровнем риска катастрофы.
11
СТО РусГидро 01.01.78-2012
3. 32 приемлемый риск катастрофы: Риск, уровень которого допустим и обоснован, исходя из социально-экономических соображений.
3. 33 проектная аварийная ситуация: Опасное сочетание условий и
обстоятельств, включенное в проект, предусматривающее срабатывание систем безопасности с ограничением последствий до заданного уровня.
3. 34 программно-технический комплекс: Средство автоматизации
в составе АСУТП, выполненное на микропроцессорной (процессорной) базе
с установленным на нем программным обеспечением.
3. 35 предприятие-разработчик: Предприятие, разрабатывающее
проектную продукцию для изготовления технологического оборудования.
3. 36 предприятие-изготовитель (завод-изготовитель): Предприятие, изготавливающее оборудование в соответствии с проектной документацией предприятия-разработчика.
3. 37 предприятие-поставщик: Предприятие, поставляющее заказчику оборудование изготовленное предприятием-изготовителем.
3. 38 расчетный расход воды: Расход воды заданной вероятности
превышения, принимаемый в качестве исходного значения для определения
размеров проектируемого сооружения.
3. 39 сценарии катастрофы: Последовательность возникновения, развития и перехода аварийных ситуаций в катастрофические с указанием их
причин и источников.
3. 40 техническая система: Объект техники, агрегат, состоящий из
элементов и независимых узлов, предназначенный для выполнения функций,
обеспечивающих работоспособность единиц оборудования (в целях настоящего Стандарта – система автоматического регулирования, система смазки и
др.).
3. 41 технологическая задача: Функция или совокупность функций,
выполнение которых приводит к результату заданного вида.
3. 42 управление риском катастрофы: Реализация оптимальной системы законодательных, экономических, технических, организационных и
социально-психологических мер, направленных на снижение риска катастрофы.
3. 43 функция: Совокупность упорядоченных действий, направленная на достижение определенной цели.
3. 44 эксплуатационная документация системы: Часть рабочей документации, предназначенная для использования при эксплуатации системы,
определяющая правила действия персонала и пользователей системы при ее
функционировании, проверке и обеспечении ее работоспособности.
12
СТО РусГидро 01.01.78-2012
4 Сокращения
АРЧ – автоматическое регулирование частоты;
АСУ ТП – автоматизированная система управления технологическими
процессами;
АЩУ – агрегатный щит управления;
ГРАМ – групповое регулирование активной мощности;
ДЭС-дизельная электростанция;
ИУ – измерительное устройство;
КЗ – короткое замыкание;
КРУ – комплектное распределительное устройство;
КРУЭ – комплектное распределительное устройство элегазовое;
МНУ – маслонапорная установка;
НА – направляющий аппарат;
НПУ – нормальный подпорный уровень водохранилища;
НТД – нормативно техническая документация;
ОРУ – открытое распределительное устройство;
ПЛ – поворотнолопастная (-ое) (гидротурбина, рабочее колесо);
ПБВ – устройство переключения ответвлений обмоток трансформатора
без возбуждения;
ПТК – программно-технический комплекс;
РЗА – релейная защита и автоматика;
РК – рабочее колесо гидротурбины;
РО – радиально-осевая (-ое) (гидротурбина, рабочее колесо);
РПН – устройство регулирования, предназначенное для регулирования
напряжения без перерыва нагрузки и без отключения обмоток
трансформатора от сети;
РЧВ – регулятор частоты вращения гидротурбины;
САР – система автоматического регулирования;
СН – собственные нужды;
СПК – служебно-производственный корпус;
СРКМ – средства компенсации реактивной мощности;
СТО ГЭС – стандарт организации ГЭС;
СК – синхронный компенсатор;
ТВС – техническое водоснабжение;
УВБ – уровень верхнего бьефа;
УНБ – уровень нижнего бьефа;
УМО – уровень мертвого объема;
УПС – уровень предполоводной сработки;
УС – уровень сработки водохранилища;
ФПУ – форсированный уровень водохранилища;
ЦПУ - центральный пульт управления;
ХХ – холостой ход.
13
СТО РусГидро 01.01.78-2012
5 Нормы и требования технологического проектирования
5.1 Основные нормативные положения
5.1.1 В соответствии с Градостроительным кодексом РФ и регламентами ОАО «РусГидро» разработка технологической части объекта капитального строительства осуществляется с различной степенью детализации на всех
этапах проектного обоснования объекта:
- материалов по обоснованию проектов схем территориального планирования;
- обоснований инвестиций в строительство объекта (стадия проектного
обоснования разрабатывается по решению заказчика с целью уточнения технических и экономических показателей объекта, включенного в утвержденную схему территориального планирования);
- проектной документации;
- рабочей документации;
- конкурсной документации на закупку оборудования.
5.1.2 На всех этапах проектного обоснования технологической части
объекта, как и объекта в целом, должны неукоснительно соблюдаться следующие основополагающие принципы, заложенные в законодательство о градостроительной деятельности:
- обеспечение сбалансированного учета экологических, экономических,
социальных факторов при осуществлении строительной деятельности;
- осуществление строительной деятельности с соблюдением требований безопасности территорий, инженерно-технических требований, требований гражданской обороны, обеспечения предупреждения чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера, принятия мер по противодействию террористическим актам;
- учета интересов населения, проживающего на территориях, подверженных изменению.
5.1.3 Применяемые технологические процессы и оборудование должны
в полной мере соответствовать:
- установленному экономически эффективному режиму использования
возобновляемых гидроэнергетических ресурсов конкретного гидроузла;
- функциональному назначению и ответственности процесса и оборудования в этом процессе;
- обеспечению требуемого уровня контроля за функционированием
процесса и оборудования;
- требуемому уровню управления в штатных и нештатных ситуациях;
14
СТО РусГидро 01.01.78-2012
- требованиям по энергоэффективности и энергосбережению.
5.1.4 Весь технологический процесс объекта должен иметь единую систему управления и контроля, изолированную от негативных воздействий
при возникновении возможных чрезвычайных ситуаций различного масштаба.
5.1.5 На утверждаемой стадии проектного обоснования - проектной документации объем и детализация технологического проектирования должны
соответствовать требованиям постановления Правительства РФ от 16.02.2008
№ 87.
5.1.6 Поставляемые на строящийся объект технологическое оборудование и технологические материалы должны в полной мере соответствовать
установленным для них в утвержденной проектной документации требованиям.
5.1.7 Поставляемое технологическое оборудование должно сопровождаться требованиями (инструкциями) по эксплуатации, которые в обязательном порядке должны соблюдаться в период эксплуатации.
5.1.8 Размещение технологического оборудования (компоновка оборудования) и технологических коммуникаций должно осуществляться с соблюдением требований по их защите, обслуживанию и ремонтопригодности.
5.2 Основные требования обеспечения устойчивой и безопасной
работы оборудования ГЭС и ГАЭС
5.2.1 Секционирование зданий станций с большим числом агрегатов,
исключающее распространение аварийных событий любого характера на всю
станцию. Размер секции (количество агрегатов в секции) устанавливается в
каждом конкретном случае в зависимости от количества агрегатов, мощности
станции и ее роли в энергосистеме.
5.2.2 Электропомещения в зданиях ГЭС должны быть отделены от машинного зала капитальной стеной. Системы управления, связи и защиты
должны устанавливаться на безопасных отметках или в помещениях, защищенных от затопления в аварийной ситуации, должно быть обеспечено автономное аварийное электроснабжение указанных систем.
5.2.3 Административные, бытовые помещения и ремонтные мастерские
с постоянным пребыванием персонала не должны располагаться в помещениях агрегатной части и/или монтажной площадки, расположенных ниже
уровня нижнего бьефа с вероятностью превышения 1%.
Галереи в зданиях ГЭС и ГАЭС, расположенные ниже уровня нижнего
бьефа, должны иметь не менее двух выходов. Все производственные поме15
СТО РусГидро 01.01.78-2012
щения должны быть оборудованы самозакрывающимися дверями, открывающимися из помещения.
При необходимости размещения таких помещений в здании ГЭС ниже
уровня нижнего бьефа, эти помещения должны иметь запасные выходы на не
затапливаемые отметки, позволяющие осуществить эвакуацию работников в
случае угрозы затопления, а также должны быть оборудованы автономными
установками жизнеобеспечения, способными защитить работников в случае
затопления здания ГЭС.
5.2.4 Основные технологические помещения ГЭС (машинный зал,
электропомещения, места установки устройств автоматизированной системы
управления и защит, площадка трансформаторов, ГРУ, ОРУ, КРУЭ) должны
быть оборудованы системой видеонаблюдения с выводом информации на
центральный пост управления и с архивированием записей. В составе АСУ
ТП ГЭС должна быть предусмотрена подсистема регистрации и архивирования параметров безопасности и состояний электрических и гидромеханических защит. Конструктивное исполнение и размещение регистратора должно
предусматривать его функционирование и сохранность в условиях катастрофических аварий.
5.2.5 Турбина должна обеспечивать эффективную, надежную и безопасную работу гидроагрегата в эксплуатационной зоне напоров и мощности.
При заказе оборудования на ГЭС заказчик должен иметь официальное
уведомление от завода-изготовителя и предприятия-поставщика оборудования о неблагоприятных и запрещенных зонах работы турбины и генератора с
целью определения целесообразности закупки оборудования.
5.2.6 Для резервирования питания аварийно-ремонтных затворов водоприемников ГЭС, затворов глубинных и поверхностных водосбросов, кранов
верхнего бьефа и других механизмов, обеспечивающих безопасность гидротехнических сооружений, должна предусматриваться установка автоматизированных резервных источников питания (в том числе ДЭС), запуск которых
осуществляется автоматически при исчезновении электропитания по постоянной схеме.
Электропитание потребителей собственных нужд особой группы ответственности (по требованиям безопасности) должно обеспечиваться
надежностью общестанционной системы питания собственных нужд ГЭС с
обязательным резервированием, а также наличием дополнительного автономного резервного источника, автоматически вводимого в действие при потере питания от общестанционной системы собственных нужд ГЭС.
16
СТО РусГидро 01.01.78-2012
5.2.7 Все технологическое оборудование должно быть оборудовано автоматическими защитами, функционирующими во всех стационарных и переходных режимах работы оборудования и предусматривающими автоматическое отключение (блокировку управляющих воздействий при изменении
режима работы) оборудования при возникновении условий, соответствующих технологическим ограничениям работы оборудования, предусмотренным документацией завода-изготовителя.
Все функции защиты технологического оборудования (блокировка
управляющих воздействий, изменения режима работы) должны исполняться
в автоматическом режиме, без вмешательства оперативного персонала станции.
5.2.8 Гидроагрегаты должны быть оснащены регистрирующими приборами контроля их состояния. По каждому каналу измерения контролируемых
параметров должны быть выбраны уставки предупредительной и аварийной
сигнализации и реализована система мониторинга основного и вспомогательного оборудования (гидротурбин, гидрогенераторов, силовых трансформаторов, автотрансформаторов), позволяющая фиксировать и сохранять значения контролируемых параметров.
5.2.9. Все указанные в эксплуатационной документации на технологическое оборудование ограничения должны быть реализованы в технологических защитах, действующих на отключение (блокировку управляющего воздействия, изменение режима работы) автоматически, без вмешательства персонала.
5.2.10 В системах АСУ ТП и противоаварийной защиты должна быть
предусмотрена блокировка против несанкционированного отключения предупредительной сигнализации и аварийной защиты гидроагрегата. Автоматический пуск гидроагрегата при отключенных системах защиты должен
блокироваться средствами автоматики, а факт отключения защит должен
фиксироваться регистраторами систем защит.
5.2.11 Быстродействующие аварийно-ремонтные затворы водоприемников турбин и ремонтные затворы отсасывающих труб должны обладать
100-процентной всесезонной готовностью в климатических и природных
условиях места размещения и режима работы гидроэлектростанции.
5.2.12 Внесение изменений в конструкцию основного и вспомогательного оборудования допускается только при согласовании с предприятиемразработчиком, заводом-изготовителем и предприятием-поставщиком оборудования.
17
СТО РусГидро 01.01.78-2012
Внесение изменений в проектные режимы работы гидроагрегатов допускается только при согласовании с предприятием-разработчиком, заводомизготовителем и предприятием-поставщиком оборудования.
5.2.13 В составе проектной документации должны быть указаны вероятные причины возникновения чрезвычайных (аварийных) ситуаций природного и техногенного происхождения и разработаны мероприятия по предупреждению таких ситуаций, по снижению ущерба в случае их возникновения, по ликвидации их последствий, а также рекомендации по действию персонала в указанных условиях.
5.2.14 Требования настоящего Стандарта должны быть дополнены требованиями других стандартов ОАО «РусГидро», указанных в соответствующих главах настоящего Стандарта.
6 Исходные данные для проектирования технологической
части ГЭС и ГАЭС
6.1 Общие требования
6.1.1 Исходными данными для проектирования технологического оборудования (технологических процессов) ГЭС и ГАЭС являются характеристика водноэнергетических ресурсов, сконцентрированных на данном гидроузле, намечаемый режим использования энергоотдачи ГЭС и ГАЭС, состав
сооружений гидроузла, природно-климатические условия района их размещения [2].
6.1.2 Характеристика водноэнергетических ресурсов определяется:
- экономически обоснованным объемом стока, используемого на ГЭС в
различные периоды года;
- диапазоном изменения действующего напора;
- экономически обоснованным полезным оборотным объемом воды,
используемой на ГАЭС в различные периоды года.
6.1.3 Принятая схема использования водноэнергетических ресурсов,
состав и расположение сооружений гидроузла определяют тип ГЭС (приплотинная, деривационная, подземная), возможные ее компоновки, потребности
и особенности разного вида технологического оборудования.
6.1.4 Природно-климатические условия района размещения сооружений определяют температуру воздуха и воды, ледовый режим верхнего и
нижнего бьефов, режим работы сороочистных сооружений, требования по
пропуску твердого стока реки, условия эксплуатации отдельных технологических объектов ГЭС и ГАЭС, параметры водосбросных сооружений.
18
СТО РусГидро 01.01.78-2012
6.1.5 Исходные данные для проектирования технологической части
ГЭС и ГАЭС требуют сбора, анализа и обработки природно-климатических
данных и данных о стоке реки.
6.1.6 При использовании материалов настоящей главы следует дополнить их требованиями стандарта ОАО «РусГидро» СТО 17330282.27.140.0112008.
6.2 Климатическое обоснование
6.2.1 Природно-климатическая характеристика района сооружений
гидроузла (водохранилищ, плотин, каналов, зданий ГЭС или ГАЭС и др.)
приводится на основании обобщения данных наблюдений метеорологических станций в виде многолетних данных и расчетных показателей основных
метеорологических элементов по нижеприведенному перечню:
- температура воздуха: среднемесячная, среднегодовая, экстремальные
температуры (максимальная и минимальная за период наблюдений по месяцам и за год; расчетная самой холодной пятидневки и др.);
- влажность воздуха (абсолютная, относительная), сочетание температуры и влажности воздуха;
- повторяемость направлений ветра и штилей (в том числе по сезонам и
по градациям скоростей), скорость ветра: средняя месячная, средняя годовая,
максимальная наблюденная, максимальная при порывах; расчетная максимальная скорость ветра различной обеспеченности;
- осадки по месяцам и за год многолетнего периода, максимальные суточные осадки, расчетные максимальные суточные осадки заданной вероятности превышения. При необходимости, сведения о снежном покрове:
наибольшая толщина снега, снегоперенос и др.;
- температура воды в водохранилище, распределение температуры воды по глубине вблизи водоприемника ГЭС;
- особые метеорологические явления (для ОРУ и подстанций): число
гроз и их продолжительность; град, туманы, гололедно-изморозевые образования - толщина гололедно-изморозевых отложений;
- глубина промерзания почвы.
Необходимо также иметь данные о степени различного загрязнения
(например, радиационного).
6.2.2 Набор необходимых метеорологических элементов и их расчетных характеристик может изменяться при проектировании конкретного гидроузла. Пример природно-климатической характеристики и основные метеорологические элементы для конкретной ГЭС приводятся в Приложении А.
19
СТО РусГидро 01.01.78-2012
6.3 Гидрологическое обоснование
6.3.1 Характеристика гидрологических условий района сооружений
гидроузла приводится на основании обработки в соответствии с [3] данных
гидрологических наблюдений опорных гидрологических станций и постов
Росгидромета
с
использованием
результатов
инженерногидрометеорологических изысканий и должна обеспечивать получение необходимых и достаточных материалов для определения водохозяйственных и
водноэнергетических показателей ГЭС и ГАЭС; обоснования и выбора технологического оборудования, разработки эффективного и безопасного режима использования водноэнергетических ресурсов.
6.3.2 В разделе проектной документации по гидрологическому обоснованию в сокращенном виде отражаются:
- общие сведения о реке (характеристика реки и ее бассейна), орография, гидрография, особенности, влияющие на величину и режим стока, наличие гидротехнических сооружений, влияющих на сток;
- гидрологические характеристики - гидрологическая изученность, изменение уровня воды в реке в течение года, время прохождения половодий и
паводков, факторы, обуславливающие их формирование, максимальные и
минимальные уровни; кривые связи расходов с уровнями в опорных гидрометрических створах, створах сооружений, в зоне распространения подпора и
в нижнем бьефе;
- сток в створах сооружений, боковая приточность, увязка стока по
длине реки, внутригодовое распределение стока, параметры годового и сезонного стока, кривые распределения вероятностей максимального стока;
расчетные гидрографы; минимальные расходы летнего и осеннего периодов;
параметры минимальных расходов;
- твердый сток: взвешенные и влекомые наносы, их гранулометрический и минералогический состав, объем твердого стока; сведения о строении
русла и русловых процессах; характеристика грунтов, слагающих русло;
- зимний режим: термический режим, даты появления ледовых образований, установления ледяного покрова, вскрытия реки, толщины льда, размеры и сток льда и шуги при осенних ледоходах-шугоходах и весенних ледоходах, зажоры и заторы, причины их образования, зажорные и заторные уровни, зимние коэффициенты;
- химический и бактериологический состав воды.
Основные расчетные гидрологические характеристики при необходимости могут быть представлены в табличной форме, как показано в Приложении Б.
20
СТО РусГидро 01.01.78-2012
6.4 Водохозяйственное и водноэнергетическое обоснование
6.4.1 Расчетные водохозяйственные и водноэнергетические показатели
гидроэнергетической установки определяются для всего диапазона исследуемых параметров. К основным параметрам, подлежащим экономическому
обоснованию в процессе проектирования, относятся:
- отметка НПУ водохранилища;
- полезный объем или глубина предельно-допустимой отметки
сработки водохранилища (отметка УМО);
- параметры гидросилового оборудования, в т.ч. расчетный по мощности напор на ГЭС, диаметр рабочего колеса турбины;
- установленная мощность ГЭС, в т.ч. число и номинальная мощность
каждого гидроагрегата;
- параметры всех водосбросных гидротехнических сооружений.
6.4.2 Водохозяйственные и водноэнергетические показатели представляют в виде средней многолетней годовой выработки электроэнергии, гарантированной и располагаемой мощности расчетной обеспеченности, средних
за расчетные интервалы времени (декады, месяцы) всего многолетнего календарного ряда – расходов воды через турбины ГЭС и в нижнем бьефе гидроузла, уровней воды в верхнем и нижнем бьефах, напоров-нетто и мощностей (средних и располагаемых). Должно быть определено влияние проектируемого гидроузла на существующие выше и нижележащие гидроузлы каскада. Методику, исходные данные и представление основных результатов
водохозяйственных и водноэнергетических расчетов следует принимать в соответствии с Приложением В.
6.4.3 При выполнении водохозяйственных и водноэнергетических расчетов используют диспетчерские графики и правила использования водных
ресурсов водохранилищ для ГЭС и других водопользователей (водоснабжение, водный транспорт, рыбное и сельское хозяйство и пр.). Общая характеристика диспетчерских графиков и правил в сопровождении примера диспетчерского графика для водохранилища преимущественно энергетического
назначения приведены в Приложении Г.
6.4.4 Расчетные максимальные расходы воды в нижнем бьефе принимают вероятностью превышения, принятой в соответствии с классом гидроузла, и уровни воды в верхнем бьефе гидроузла при пропуске половодий и
паводков (например, для 1-го класса расчетная вероятность превышения
0,1% поверочная – 0,01 % с гарантийной поправкой). При этом приток к проектируемому гидроузлу определяют с учетом регулирования стока в вышележащих водохранилищах.
21
СТО РусГидро 01.01.78-2012
6.4.5 В составе проекта должны быть разработаны модели суточных
графиков электрической нагрузки электроэнергетической системы и ГЭС,
определяются рабочая, используемая и резервная мощности, в том числе при
оказании системных услуг по регулированию мощности и перетоков.
7 Проектирование
металлоконструкций
механического
оборудования
и
7.1 Состав механического оборудования и общие требования
7.1.1 Требования настоящего Стандарта распространяются на следующие виды механического оборудования, входящего в технологический комплекс ГЭС и ГАЭС:
- оборудование водоприемных устройств ГЭС и ГАЭС;
- оборудование и металлоконструкции напорных дериваций;
- оборудование зданий станций;
- оборудование водосбросных и водопропускных сооружений гидроузлов.
7.1.2 Нормы и требования настоящего Стандарта в части механического оборудования дополняются нормами и требованиями, изложенными в
стандарте ОАО «РусГидро» СТО 17330282.27.140.013-2008.
7.1.3 Состав, размещение, типы и параметры, технологические функции и режим эксплуатации механического оборудования в целом и каждого
его вида задаются в проекте объекта и станции и определяются типом сооружений, их составом и компоновкой, параметрами и количеством основного
энергетического оборудования, режимом работы оборудования, природноклиматическими условиями.
7.1.4 Состав, параметры, условия и режим эксплуатации механического
оборудования разрабатываются на период постоянной эксплуатации объекта
с учетом этапности возведения отдельных сооружений и временной эксплуатации сооружений и объекта.
7.1.5 Расчетные нормы, применяемые при проектировании конструкций оборудования, не зависят от класса капитальности объекта, для которого
предназначается проектируемое оборудование.
7.1.6 Компоновка и конструктивные особенности каждого вида механического оборудования для каждого сооружения объекта должны разрабатываться с учетом:
- обеспечения надежной работы оборудования в штатных и аварийных
условиях эксплуатации, в любых погодных условиях, наблюдаемых в районе
гидроузла, в том числе в условиях минусовых температур;
22
СТО РусГидро 01.01.78-2012
- удобства, доступности и безопасности эксплуатационного обслуживания оборудования, зданий и сооружений, механизации ремонтных работ,
монтажа, демонтажа, транспортировки;
- соблюдения санитарных и экологических требований;
7.1.7 При расчете механического оборудования всех типов и их
элементов, за расчетное сочетание нагрузок и воздействий должно
приниматься такое сочетание, и при таком положении изделия, которое
является наиболее невыгодным для рассчитываемого элемента или детали.
Основное сочетание составляется из нагрузок и воздействий, которые
могут иметь место при нарушении нормальных условий эксплуатации,
возможность возникновения которых выявляется при проектировании
сооружений и оборудования.
В результате анализа и вычисления нагрузок в указанных сочетаниях
должны быть установлены:
- величины наибольшей постоянной и временной нагрузки;
- режим нагружения, закон (пределы) изменения переменной во
времени нагрузки.
Все исходные данные и сведения, необходимые и достаточные для
определения нагрузок на оборудование от действия воды, водного потока и
других факторов, должны быть указаны в техническом задании на
разработку конструкции механического оборудования.
7.1.8 Электроснабжение приводов затворов верхнего бьефа ГЭС и
ГАЭС любого назначения должно предусматривать аварийное резервное
питание от автономных источников (аккумуляторных батарей, дизельных
электростанций и иных источников), отвечающих требованию их
гарантированного использования в аварийных ситуациях, сложившихся на
гидроузле. Автономные источники должны располагаться либо на
незатапливаемых при гидродинамических авариях отметках, либо в
помещениях, защищенных от затопления в аварийных ситуациях. Включение
резервных источников должно осуществляться автоматически по факту
отключения собственных нужд станции.
7.1.9 При проектировании механического оборудования следует
учитывать опыт эксплуатации аналогичных сооружений и оборудования в
аналогичных природно-климатических условиях действующих гидроузлов и
предпринимать необходимые меры, направленные на ликвидацию
выявленных негативных факторов.
23
СТО РусГидро 01.01.78-2012
7.2 Механическое оборудование водопропускных устройств ГЭС и
ГАЭС
7.2.1 В состав механического оборудования водоприемных устройств
(водоприемников) ГЭС и ГАЭС входят:
- сороудерживающие решетки и средства их очистки;
- ремонтные затворы;
- аварийно-ремонтные затворы.
7.2.2 При проектировании объекта гидравлические формы
конструктивных элементов водоприемника, определяющие гидравлические
параметры потока – направление течений, величин средней и местных
скоростей течения, распределение давлений по стенкам, величины
гидравлических потерь определяются на основании гидравлических расчетов
или моделирования и технико-экономического сравнения вариантов с учетом
опыта эксплуатации аналогичных сооружений.
Для водоприемников ГЭС и ГАЭС при гидравлических и техникоэкономических расчетах определяющим является целесообразный минимум
потерь энергии на входе в турбинный водовод станции.
7.2.3 С целью максимально-возможного снижения потерь энергии на
сороудерживающих решетках (опыт работы ГЭС показывает, что
наибольшие потери энергии происходят на сороудерживающих решетках) и
снижения затрат на сороочистку в период эксплуатации необходимо:
- изучение возможных источников сора в период наполнения
водохранилища и эксплуатации объекта (торфяные и дерновые поля,
водоросли, древесина всех видов, строительный мусор, шуга, лед и др.), в
том числе и изучение опыта эксплуатации объектов в аналогичной ситуации;
- разработка мер перехвата сора на подходах к ГЭС и его удаление от
перехватывающих устройств;
- прогноз шугообразования и подплывания льда;
разработка
конструкции
сороудерживающих
решеток
(сороудерживающих устройств), в наибольшей степени соответствующих
характеристикам ожидаемого поступления сора, льда, ледовых образований и
гидравлически
обоснованной
конфигурации
проточной
части
водоприемника.
7.2.4 Положение и габариты ремонтного и аварийно-ремонтного затворов в водоприемнике устанавливаются после определения геометрической
конфигурации водоприемника, исходя из требований гидравлической целесообразности, расположения и конструкции сороудерживающей решетки и
сороочистных устройств.
24
СТО РусГидро 01.01.78-2012
7.2.5 Конструкция сороудерживающей решетки
7.2.5.1 Параметры сороудерживающих решеток определяются исходя
из назначения скорости течения воды на решетках в пределах от 1,2 до
0,8 м/с с меньшей скоростью течения при ожидании большого объема потока
сора к водоприемникам. При глубинных водоприемниках с затрудненной
очисткой решеток и мало засоренных водохранилищах могут применяться не
очищаемые решетки с параметрами скорости воды на решетках не более
0,4 м/с.
7.2.5.2 Расчетный перепад на решетках принимается равным 2 м при их
заглублении до 20 м и 3 м при заглублении более 20 м.
7.2.5.3 Расстояние между стержнями решетки в свету не должно
превышать наименьшего зазора между лопастями турбины, и подлежит
согласованию с поставщиком турбины.
П р и м е ч а н и е: для поворотнолопастных и пропеллерных турбин расстояние в
свету между стержнями сороудерживающей решетки 1/20 диаметра рабочего колеса, и не
более выходного диаметра сопла ковшовой турбины. См. также СТО 17330282.27.140.0132008.
7.2.5.4 С целью сокращения гидравлических потерь напора на
сороудерживающих решетках в ее конструкции следует предусмотреть:
- обтекаемую форму поперечного сечения стержней;
- ориентацию стержней и ригелей по линиям тока воды; для гидроузлов
с глубокой сработкой водохранилища и для горизонтов верхнего бьефа, при
которых обеспечивается максимальная выработка электроэнергии, или
обеспечивается
максимум
отдаваемой
мощности
на
пиковых
электростанциях;
- применения несущих конструкций решетки в виде ригеля-фермы
(каркас из сквозных элементов).
7.2.5.5 При возникновении условий образования шуги перед
водоприемником (для низконапорных ГЭС) должен быть предусмотрен
электрообогрев решеток, обеспечивающий прохождение шуги через решетку
без прилипания к ней (поддержание положительной температуры стержней и
ригелей решетки).
7.2.5.6 Управление решетками производится передвижными
грузоподъемными механизмами.
7.2.6 Сороочистные устройства.
Тип сороочистного устройства (передвижное, подвесное, ковшовое,
грейферное) определяется в зависимости от ожидаемой характеристики сора,
общей компоновки водоприемника и типам грузоподъемных механизмов,
которыми оборудуется водоприемник. При ожидании значительных объемов
25
СТО РусГидро 01.01.78-2012
сора с разнообразным составом целесообразно предусмотреть сороочистные
устройства различных типов.
При любом типе сороочистных устройств должна быть возможность
извлечения решетки для ее очистки.
7.2.7 Ремонтные затворы водоприемников
7.2.7.1 Ремонтные затворы водоприемника, применяемые для
перекрытия отверстий при отсутствии течения, при ремонте находящихся за
ними аварийно-ремонтных затворов, их закладных частей, водоводов и
гидроагрегатов, должны обеспечить перекрытие отверстий при любом
уровне верхнего бьефа, включая нагонные и волновые явления в
водохранилище.
7.2.7.2 Ремонтные затворы должны иметь байпасы для заполнения
нижележащих водопроводных трактов. Время заполнения и параметры
байпаса определяются параметрами турбинных водоводов (деривации) и
определяется проектной документацией и в задании на разработку
конструкции затвора.
7.2.7.3 Уплотнения ремонтного затвора должны предотвратить
протечки до объемов, позволяющих выполнить необходимые ремонтные
работы. В зависимости от параметров деривации объем протечек задается
проектировщиком объекта (справочно: не более 0,3 л/с на 1 м периметра
уплотнения).
7.2.7.4 Маневрирование ремонтными затворами осуществляется
передвижными грузоподъемными механизмами.
7.2.7.5 При отсутствии на водоприемнике аварийно-ремонтных
затворов, число ремонтных затворов должно быть равно числу
водоприемных отверстий.
7.2.8 Аварийно-ремонтные затворы
7.2.8.1 Для каждого аварийно-ремонтного затвора в проектной
документации должны быть четко определены требования к выполняемым
им функциям в аварийных ситуациях, условия и алгоритм
функционирования, включая действующий напор, скорость потока (в том
числе и при разрыве водовода), источники и последовательность
прохождения импульса на закрытие.
7.2.8.2 Аварийно ремонтный затвор должен иметь байпас для
заполнения нижележащих водопроводных трактов или иметь возможность
быть поднятым частично или полностью при незаполненном водоводе.
Данные байпасы могут использоваться также для поддержания трубопровода
в заполненном состоянии в объеме протечек направляющего аппарата
турбины.
26
СТО РусГидро 01.01.78-2012
7.2.8.3 Для маневрирования аварийно-ремонтными затворами во всех
случаях предпочтительны индивидуальные подъемные механизмы. Этот тип
механизмов
управления
является
обязательным
для
затворов,
осуществляющих функции защиты гидроагрегатов от разгона и перед
открыто уложенными металлическими турбинными водоводами.
7.2.8.4 Время закрытия аварийно-ремонтного затвора (время
опускания) в зависимости от выполняемых им функций задается в проектной
документации и в задании на разработку конструкции затвора.
П р и м е ч а н и е: Время опускания затвора с индивидуальным механизмом от 2 до
5 минут.
7.2.8.5 Система управления аварийно-ремонтных затворов помимо
автоматического закрытия под действием противоаварийных защит, должна
включать возможность выдачи команд на закрытие затворов с местного и
центрального пультов управления ГЭС, а также возможность закрытия
затворов вручную.
7.2.8.6 За аварийно-ремонтным затвором обязательно устройство для
подвода воздуха (аэрационное устройство) при опорожнении трубопроводов
и выпуска воздуха при его заполнении. Параметры аэрационного устройства
и его конструкция определяются в проектной документации.
7.2.8.7 Если водоприемник выполнен сифонного типа, то функции
аварийно-ремонтных затворов выполняют устройства (клапаны) для срыва
вакуума, действующие также автоматически от независимых источников
энергоснабжения.
7.2.9 Механизмы для обслуживания водоприемников
7.2.9.1 Маневрирование сороудерживающими решетками, ремонтными
затворами, сороочистными устройствами и выполнение ремонтных операций
на аварийно-ремонтных затворах и их индивидуальных грузоподъемных
механизмах, должно осуществляться мостовыми или козловыми кранами,
которые должны иметь, кроме главного подъемного механизма,
вспомогательные подъемные механизмы для обслуживания всего
технологического оборудования водоприемника.
7.2.9.2 Тип крана мостовой или козловой определяется наличием или
отсутствием закрытого отапливаемого помещения водоприемника, а также
использованием этого крана для обслуживания другого оборудования
гидроузла.
7.2.9.3 На площадках в верхнем и нижнем бьефах зданий ГЭС и ГАЭС,
расположенных в климатических зонах с продолжительным периодом
минусовых температур, должны быть предусмотрены помещения,
приспособленные
для
круглогодичного
проведения
ремонта
27
СТО РусГидро 01.01.78-2012
сороудерживающих решеток, ремонтных и аварийно-ремонтных затворов и
средств удаления сора.
7.2.9.4 Система энергосбережения приводов затворов водоприемников
должна полностью отвечать требованиям, изложенным в п.7.1.8 настоящей
главы.
7.3 Оборудование и металлоконструкции напорных дериваций
7.3.1 Стальные трубопроводы должны проектироваться с техникоэкономическим обоснованием возможных вариантов и обеспечением
несущей способности конструкций, а также с учетом требований:
- соответствия конструкции условиям эксплуатации, в том числе
температурным условиям;
- соответствия конструкции и несущей способности технологическим
режимам функционирования гидроагрегата и действию его защит в
нештатных ситуациях;
- обеспечения условий эксплуатации трубопровода, в том числе его
противокоррозийной защиты.
7.3.2 Конструктивные требования
7.3.2.1 Открытые стальные трубопроводы должны проектироваться
разрезными с компенсаторами. Отсутствие компенсаторов на отдельных
конструктивных
участках
трубопроводов
подлежат
расчетному
обоснованию.
7.3.2.2 Каждый прямолинейный участок разрезного трубопровода
между анкерными опорами должен опираться на ряд промежуточных
подвижных опор и иметь температурный компенсатор.
При прокладке трубопровода на осадочных грунтах в конструкции
трубопровода должны быть либо температурно-осадочный, либо осадочный
и температурный, либо температурно-осадочный и осадочный компенсаторы.
7.3.2.3 Трубопроводы с изменяющимися по длине диаметрами должны
быть разделены на участки с постоянными диаметрами. Переход от одного
диаметра к другому должен осуществляться конусными звеньями,
располагаемыми в пределах анкерных опор.
7.3.2.4 Трасса трубопровода должна исключать образование в
трубопроводе значительного вакуума (кроме отдельных специальных
участков в виде арки или дюкера).
7.3.2.5 Анкерные опоры должны устанавливаться:
- в местах изменения направления оси трубопровода;
28
СТО РусГидро 01.01.78-2012
- на прямолинейных участках большой длины при расчетном
обосновании величины температурных деформаций и нагрузок на анкерную
опору.
7.3.2.6 Конструкция опорных устройств промежуточных опор
трубопроводов должна обеспечить возможность осевого перемещения
трубопровода, а также его высотную регулировку. Высотная регулировка
трубопровода на промежуточных опорах должна осуществляться
посредством прокладок или клиновых устройств в зависимости от
ожидаемой осадки грунта.
Для открытых трубопроводов должны применяться катковые
промежуточные опоры с противоугонными устройствами.
Опирание трубопровода на промежуточные опоры должно
осуществляться посредством жесткого кольца на оболочке трубы с
опиранием на две опорные точки.
7.3.2.7 Компенсаторы должны обеспечить осевую (температурный или
температурно-осадочный) и, при специальных условиях, угловую
(температурно-осадочный, осадочный) подвижность трубопровода при его
деформациях.
7.3.2.8 В начале каждого открыто проложенного трубопровода должны
устанавливаться аварийный или аварийно-ремонтный затвор. Трубопровод
должен быть оборудован датчиками, реагирующими на превышение
скорости в трубопроводе свыше расчетной или изменения направления
потока воды (при работе обратимых агрегатов ГАЭС в насосном режиме) для
аварийного отключения трубопровода от водозабора.
7.3.2.9 Для внутренних осмотров и ремонта в трубопроводах должны
предусматриваться лазы, которые подлежит располагать на расстоянии не
более 200 м друг от друга.
В начале трубопровода необходимо устройство патрубка для
возможности отвода из трубопровода, профильтровавшейся в него воды
через уплотнения затвора.
7.3.3. Гидравлический расчет трубопровода должен включать:
- определение потерь напора и построение линии пьезометрического
давления по длине трубопровода;
- определения нагрузок от действия гидравлического удара на
конструкцию трубопровода и вакуума (в случае возможности его
образования).
Основными задачами расчета трубопровода на гидравлический удар
являются определение следующих параметров:
- величин максимального давления по длине напорного трубопровода;
29
СТО РусГидро 01.01.78-2012
- величин минимальных давлений по длине напорного трубопровода с
выявлением зон возможного образования вакуума;
- рационального режима регулирования потока.
В случае, если приемлемым режимом регулирования регулирующих и
защитных устройств турбины (направляющий аппарат, предтурбинный
затвор), не удается снизить величину гидравлического удара до приемлемого
для трубопровода уровня, возникает необходимость устройства на
трубопроводе уравнительного резервуара.
7.3.4 Теплотехнические требования
7.3.4.1 В районах с суровым климатом, в случае возможности
нежелательного обмерзания внутренней поверхности оболочки, подлежит
предусматривать конструктивные (например, утепления) или режимные
мероприятия, исключающие обмерзание.
7.3.4.2 Теплотехнический расчет – расчет возможного обледенения –
производится с целью определения:
- возможности образования льда на внутренней поверхности стального
открытого трубопровода и его параметров;
- допустимости длительного прекращения потока в трубопроводе;
- минимальной скорости потока;
- необходимости тепловой изоляции наружней поверхности
трубопровода.
Тепловой расчет трубопроводов проводится с использованием данных
о температуре воды, поступающей в трубопровод из водохранилища,
водотока, полученных в результате расчета температурной стратификации
воды в водохранилище в периоды с отрицательной температурой воздуха,
или замеренной расчетной температуры воды в водотоке.
7.3.5 Детальные расчеты и конструирование металлических
трубопроводов
осуществляют
специализированные
конструкторские
организации на основании технического задания, выдаваемого генеральной
проектной организацией, разработавшей проектную документацию.
7.3.6 Деривационные трубопроводы ГЭС и ГАЭС из других материалов
должны проектироваться и изготавливаться в соответствии с нормативными
требованиями к этим материалам и конструкциям.
7.4 Механическое оборудование зданий ГЭС и ГАЭС
7.4.1 В состав механического оборудования здания ГЭС и ГАЭС
входят:
- грузоподъемные краны всех типов и назначений с устройствами для
их испытаний с подкрановыми путями и их элементами;
30
СТО РусГидро 01.01.78-2012
- грузовые тележки, тельферы, тали;
- защитные металлоконструкции – герметические двери, люки и
крышки, металлические крышки и решетки над пазами, отверстиями,
приемниками.
7.4.2 Крановое оборудование машинного зала ГЭС и ГАЭС
7.4.2.1 В машинном зале ГЭС и ГАЭС устанавливается основное крановое оборудование станции, предназначенное для выполнения всех грузоподъемных операций и перемещения грузов внутри машинного зала и монтажной площадки, связанных с обслуживанием основного гидроэнергетического оборудования – турбины и генератора, а также вспомогательного оборудования, размещенного ниже машинного зала, при ремонтах агрегатов.
При обслуживании главных трансформаторов на монтажной площадке
станции также используется крановое оборудование машзала.
7.4.2.2 В машинном зале при постоянной эксплуатации применяется
один или два крана 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 тонн или числе агрегатов более
пяти, а также в подземных залах, следует применять два крана с
грузоподъемностью каждого, равной половине массы наиболее тяжелого
монтажного узла с учетом массы приспособления для переноса.
7.4.2.3 Для обеспечения точности и безопасности монтажных работ
сложного оборудования при заказе кранов необходимо устанавливать
скорости механизмов подъема/опускания и передвижения.
7.4.2.4 Грузоподъемность и количество вспомогательных механизмов
подъема кранов определяются планами монтажа, обслуживания и ремонта
основного и вспомогательного оборудования и назначаются при заказе
кранов.
7.4.2.5 При заказе крана должны быть также определены:
- ширина полосы, обслуживаемой главным и вспомогательными
крюками крана;
- высота подъема груза главным и вспомогательными крюками;
- режим работы крана;
- сейсмичность;
- температурные условия, в которых кран будет эксплуатироваться.
7.4.2.6 Строительные конструкции помещения машзала и габариты
помещения должны учитывать габариты крана, минимальные приближения к
его элементам, а также дополнительные требования по его обслуживанию и
31
СТО РусГидро 01.01.78-2012
ремонту. Эти требования указываются заводами-изготовителями в
зависимости от конструкции крана и условий его работы.
7.4.3 Подъемные средства малой механизации
Потребность в подъемных средствах малой механизации определяется
требованиями эксплуатации технологического оборудования станции, их
конструктивных элементов и составных частей. В качестве таковых могут
быть подвесные однобалочные мостовые краны, электрические тали и, в
крайних случаях, автомобильные и гусеничные краны (в основном для
наружних работ), а также грузовые тележки – автокары.
Потребность в этих механизмах серийного производства и их
параметры определяются в проектной документации.
7.4.4 Защитные металлоконструкции зданий ГЭС и ГАЭС
Необходимые защитные металлоконструкции – герметические двери,
люки, крышки определяются компоновкой технологического оборудования,
его конструктивными особенностями, требованиями по эксплуатации и
обслуживанию оборудования; конструкцией строительной части станций с
наличием в ней технологических и иных помещений с пребыванием
эксплуатационного персонала, расположенных в зонах возможного
затопления и требующих защиты; технологических и коммуникационных
потерн и галерей, способных служить источниками затопления, различных
потерн и люков, соединяющих отдельные помещения и коммуникации и др.
Требования к каждой защитной конструкции определяются в
проектной документации.
Каждая защитная конструкция должна быть рассчитана на восприятие
максимальной возможной нагрузки на нее при нормальных условиях
эксплуатации и максимально-возможной аварии.
7.4.5 Затворы отсасывающих труб
7.4.5.1 Затворы, устанавливаемые на выходе из каждого отверстия
отсасывающих труб турбин, предназначаются для осушения проточного
тракта турбины при выполнении ремонтных работ и имеют функцию
ремонтных. Число затворов на объекте должно быть равно числу отверстий.
7.4.5.2 Расчет несущей способности затворов производится на
максимальный уровень воды в нижнем бьефе, включая уровень воды,
устанавливаемый при пропуске через гидроузел паводка с обеспеченностью,
соответствующей поверочному сбросному расходу.
7.4.5.3 Конструкция уплотнений затвора должна обеспечить
необходимую плотность, позволяющую выполнить ремонтные работы, в том
числе и приемных элементов системы откачки воды из проточной части
агрегата.
32
СТО РусГидро 01.01.78-2012
7.4.5.4 Наличие в конструкции затвора байпаса определяется в
проектной документации.
7.4.5.5 При напорной отводящей деривации и наличии уравнительного
резервуара на отводящей деривации место расположения ремонтного затвора
(до или за уравнительным резервуаром) определяется в проектной
документации.
7.4.5.6 При управлении ремонтными затворами из специальных
помещений (например, при подземном расположении станции) должны быть
приняты меры, исключающие затопление этих помещений через элементы
затвора при высоком уровне воды в нижнем бьефе.
7.4.5.7 Тип механизма для маневрирования затворами определяется в
проектной документации применительно к типу станции (открытая,
подземная, совмещенная) и конструкции ее нижнего бьефа, и могут быть
козловые, полукозловые, мостовые краны, стационарные канатные
механизмы, подвесные тележки на монорельсах. Опускание и поднятие
ремонтного затвора происходит в стоячей воде.
7.4.6 Предтурбинные затворы
7.4.6.1
Предтурбинные
затворы
на
турбинных
водоводах
предназначаются для:
- прекращения доступа воды к гидротурбине при нормальных условиях
эксплуатации в том числе при использовании одного турбинного водовода
для нескольких гидротурбин, для обслуживания и ремонта гидроагрегата,
включая направляющий аппарат без опорожнения трубопровода;
- прекращения доступа воды к гидроагрегату в аварийных ситуациях
(при разгоне турбины, выходе из строя направляющего аппарата, разрыве
турбинного водовода);
- для осуществления смены технологического режима обратимого
гидроагрегата ГАЭС.
7.4.6.2 Предтурбинные затворы рекомендуется устанавливать на ГАЭС
при индивидуальных водоводах гидротурбин:
-при напорах более 300 м для предохранения направляющего аппарата
от щелевой кавитации и чрезмерных протечек;
- при напорах от 200 до 300 м при работе станции в пиковом режиме –
числе часов использования не менее 3000 в год;
- при особом обосновании, в том числе для повышения уровня
безопасности
гидроэлектростанции
высокой
экономической
ответственности;
- при открытой деривации из металлических трубопроводов большой
длины;
33
СТО РусГидро 01.01.78-2012
- интенсивном режиме участия агрегатов станции в регулировании
мощности.
Предтурбинные затворы могут устанавливаться и в других случаях при
наличии соответствующего обоснования.
7.4.6.3 Предтурбинные затворы должны закрываться при скоростях
течения воды, соответствующей возможной аварии (разрыв турбинного
водовода, разгон гидроагрегата и др.).
7.4.6.4 Максимальное время аварийного закрытия предтурбинного
затвора в оперативном режиме устанавливается в пределах от 30 с до 120 с и
должно определяться по допустимому значению гидравлического удара в
турбинном водоводе.
7.4.6.5 Время закрытия и открытия предтурбинного затвора, имеющего
ремонтное назначение, может задаваться более продолжительным (от 120 с
до 300 с).
7.4.6.6 Предтурбинные затворы любого назначения должны иметь
следующее управление:
- дистанционное с центрального пульта ГЭС;
- ручное с местного поста управления;
- автоматическое аварийное закрытие при выходе гидротурбины в
разгонный режим, отказе в работе направляющего аппарата, разрыве
трубопровода.
Надежность энергосбережения механизмов управления затвором
должна быть аналогичной энергообеспечению аварийно-ремонтного затвора
водоприемника.
7.4.6.7 Предтурбинные затворы устанавливаются на турбинном
водоводе перед входом в спиральную камеру гидротурбины в специальном
помещении, объединенным с машзалом, или в индивидуальном. Помещение
затвора обслуживается либо кранами машзала, либо индивидуальными
грузоподъемными механизмами.
7.5 Механическое оборудование водосбросных и водопропускных
сооружений гидроузлов
7.5.1 Состав, параметры, расположение водосбросных сооружений
гидроузла, режим их эксплуатации определяются объемом и режимом
пропуска паводков через гидроузел, топографическими и инженерногеологическими условиями гидроузла, а также условиями пропуска
строительных расходов и последовательностью (этапами) возведения
основных сооружений.
34
СТО РусГидро 01.01.78-2012
7.5.2 Количество и размеры пролетов водосбросных сооружений
гидроузла, перекрываемых затворами, должны назначаться, руководствуясь
следующими положениями:
- пропуск расходов воды основного расчетного случая на гидроузлах,
где все водосбросы оборудованы затворами, осуществляется через
водопропускные сооружения гидроузла при уровнях верхнего бьефа на
отметке НПУ. При количестве водосбросных пролетов более шести, следует
учитывать вероятную невозможность открытия одного затвора и исключить
один пролет при расчете пропуска паводка;
- пропуск поверочного расчетного расхода должен осуществляться при
наивысшем технически и экономически обоснованном форсированном
подпорном уровне всеми водопропускными сооружениями гидроузла.
Фактор форсировки уровня верхнего бьефа должен быть учтен при
компоновке и в конструкции всего комплекса механического оборудования
водосбросных и водозаборных сооружений гидроузла.
7.5.3 Компоновка механического оборудования водосбросных и
водопропускных сооружений гидроузлов должна разрабатываться с
соблюдением следующих требований:
- обеспечение пропуска необходимого расхода воды в заданном
проектом режиме, в том числе и с регулированием сбрасываемого расхода;
- удобства эксплуатационного обслуживания оборудования, в том
числе и в зимний период;
- предотвращения оледенения элементов затворов, расположенных на
поверхностных водосбросных сооружений, для обеспечения надежной
работы механического оборудования в условиях минусовых температур.
7.5.4 При проектировании водосбросов в компоновке механического
оборудования предусматриваются основные и аварийно-ремонтные затворы.
7.5.4.1 Перед основными плоскими поверхностными затворами, и
перед основными затворами эксплуатационных и строительных глубинных
водосбросов (независимо от типа затворов) предусматриваются аварийноремонтные затворы.
7.5.4.2 На поверхностных сооружениях при установке в качестве
основного сегментного затвора при однотипных отверстиях допускается
установка аварийно-ремонтных или ремонтных затворов (их число может
быть меньше числа отверстий). Ремонтные затворы, как правило, – плоские,
скользящие, опускаемые в стоячую воду.
7.5.4.3 В качестве основных затворов используются плоские или
сегментные затворы. При необходимости регулирования сбрасываемого
35
СТО РусГидро 01.01.78-2012
потока с большим диапазоном регулирования следует применять сегментные
затворы.
7.5.5 Для обеспечения входа в туннели глубинных водосбросов и
обеспечения эксплуатационного обслуживания основного и аварийноремонтного затворов в высоконапорных сооружениях предусматривается на
входном оголовке установка ремонтных затворов. В случае расположения
порогов выходных оголовков глубинных отверстий ниже уровня НБ за
основными затворами предусматривается установка ремонтных затворов
(переносных).
7.5.6 Маневрирование основными затворами поверхностных
водосбросов может осуществляться стационарными канатными механизмами
и гидроприводами, а также передвижными механизмами – козловыми или
полукозловыми кранами.
Выбор типа грузоподъемного оборудования водосбросных сооружений
определяется режимом наполнения и сработки (сброса) водохранилища,
назначением и режимом работы затвора, климатическими условиями района
гидроузла.
Затворы с регулируемым сбросом воды предпочтительно оснащать
гидроприводом.
7.5.7
Маневрирование
ремонтными
(установка)
затворами
поверхностных водосбросов осуществляется передвижными кранами, с
помощью
которых
осуществляются
ремонтные
операции
всего
механического оборудования водосбросного сооружения.
7.5.8 На водосбросных сооружения гидроузлов, расположенных в
климатических зонах с продолжительным периодом отрицательных
температур воздуха, должны быть предусмотрены отапливаемые помещения
для круглогодичного проведения ремонта механического оборудования
водосбросных сооружений.
7.5.9 Механизмы индивидуальных приводов затворов, маслонасосные
установки гидроприводов и аппаратура управления должны быть защищены
от атмосферных осадков, а в районах с холодным климатом – располагаться в
закрытых, отапливаемых помещениях.
7.5.10 Механическое оборудование глубинных водосбросов в общем
случае, включает в себя оборудование:
- камеры верхового ремонтного затвора;
- камеры аварийно-ремонтного затвора;
- камеры основного регулирующего затвора;
- камеры низового ремонтного затвора.
36
СТО РусГидро 01.01.78-2012
7.5.11. Выбор компоновки затворных камер глубинных водосбросов
должен производиться при сопоставлении вариантов:
- типов глубинных водосбросов;
- гидравлических режимов за регулирующими затворами (напорный,
безнапорный);
- состав и расположение механического оборудования по длине
глубинных водосбросов;
- форм и размеров отверстий, перекрываемых аварийно-ремонтными и
основными затворами;
- мер по предотвращению негативного влияния наносов в случае
прогноза их попадания в глубинный водосброс;
7.5.12 Учитывая большую нагруженность затворного оборудования
глубинных водосбросов, особенно высоконапорных гидроузлов, сложный
гидравлический режим течения, при конструировании элементов
механического оборудования этих сооружений необходимо вариантное
рассмотрение следующих конструктивных решений:
- опорно-ходовых частей плоских и сегментных затворов;
- уплотнений затворов;
- перепускных устройств и систем управления уплотнениями затворов;
- пролетных строений плоских и сегментных затворов;
- грузоподъемных механизмов.
7.5.13 Конструкция камер затворов всех назначений могут быть
шахтные и с гермокрышкой, с соответствующим размещением
грузоподъемного оборудования. Выбор типа каждой камеры подлежит
обоснованию по надежности функционирования, безопасности и
ремонтопригодности.
7.5.14 Для затворных камер глубинных водосбросов гидроузлов
рекомендуется применение плоских затворов в качестве ремонтных и
аварийно-ремонтных затворов и сегментных в качестве основных,
регулирующих затворов с гидроприводом.
7.5.15 Подвод воздуха в отводящий тракт глубинного водосброса ниже
основного затвора при безнапорном гидравлическом режиме в нем
обязателен.
7.5.16 При многопролетных затворных камерах основных затворов
глубинного водосброса подлежат анализу гидравлический режим и
возникающие нагрузки на конструкции камеры при несинхронной работе
пролетов камеры.
7.5.17 Для глубинных водосбросов за основными затворами должен
обеспечиваться безнапорный гидравлический режим течения.
37
СТО РусГидро 01.01.78-2012
8 Проектирование технологического оборудования
8.1 Состав и общие требования
8.1.1 Функциональное назначение технологического оборудования,
устанавливаемого на гидроэлектростанции: обеспечение выработки
электроэнергии заданных параметров с тpeбyeмoй надежностью,
наилучшими
технико-экономическими
показателями;
обеспечивать
выполнение предусмотренных проектом водохозяйственных функций,
обеспечивая защиту жизни и здоровья граждан, имущества физических и
юридических лиц.
8.1.2 В комплекс технологического оборудования входят:
а) гидротурбина (насос-турбина);
б) гидрогенератор;
в) вспомогательное оборудование;
д) средства эксплуатации и ремонта, оборудование мастерских и
лабораторий, необходимые для обслуживания оборудования и сооружений.
8.1.3 Размещение технологического оборудования на объектах
гидроузла и в здании электростанции должно обеспечить:
а) надежную работу технологического оборудования;
б) удобство, экономичность и безопасность 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 безопасной эвакуации
персонала в аварийных условиях;
и) выполнение требований по промышленной эстетике и архитектуре.
8.1.4 В проекте здания электростанции должна быть исключена
возможность совпадения частот собственных колебаний строительных
конструкций (перекрытий, стен, балок и т.д.) с частотами возмущающих сил,
действующих на корпуса подшипников ротора, на стенки напорных
водоводов, отсасывающей трубы и донных водосбросов.
8.1.5 Конструкция здания электростанции должна исключать
затопление помещений при авариях и ремонтах проточной части
38
СТО РусГидро 01.01.78-2012
гидромашин и водоводов, а также в процессе регулирования гидроагрегатов
при повышении уровня воды в шахте затворов и аэрационных трубах.
При многоагрегатных станциях должна быть рассмотрена
необходимость секционирования станции с изоляцией отдельных секций от
затопления.
8.1.6 Технические и энергетические характеристики используемого
оборудования должны в максимальной степени удовлетворять требованиям
надежности и энергоэффективности при эксплуатации.
8.1.7 Нормы и требования настоящего Стандарта в части
технологического оборудования дополняются нормами и требованиями
стандартов ОАО «РусГидро» СТО 17330282.27.140.022-2008; СТО
17330282.27.140.007-2008 и СТО 04.02.75-2011.
8.2 Компоновка гидроагрегатов и здания гидроэлектростанции
8.2.1 Гидротурбина и гидрогенератор (насос-турбина и генератордвигатель), в дальнейшем турбина и генератор, должны конструироваться
как части единого гидроагрегата.
При определении параметров, типоразмеров и конструкции турбины и
генератора следует руководствоваться пунктами 9.1.3 и 9.1.6 Стандарта.
Высотное положение гидроагрегата определяется отметкой заложения
рабочего колеса гидротурбины (см. п.9.1.17 Стандарта).
8.2.2 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.
8.2.3 В спиральных камерах и отсасывающих трубах турбин следует
предусматривать люки для доступа персонала при проведении осмотров и
ремонтных работ в проточной части турбины. Рядом с люками для персонала
должны предусматриваться люки для ввода кабельных, газовых и прочих
коммуникаций, необходимых при ремонтных работах.
Люки должны открываться внутрь проточной части.
Конструкция облицовки конуса отсасывающей трубы должна быть
оснащена устройствами для установки инвентарных подмостей под рабочим
колесом.
8.2.4 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
маслонасосным
агрегатом
и
гидроаккумулятором в зоне действия крана машинного зала.
39
СТО РусГидро 01.01.78-2012
8.2.5 Установка предтурбинных или встроенных кольцевых затворов
предусматривается:
а) в случае присоединения двух и более гидроагрегатов к одному
водоводу;
б) для турбин с напором от 200 до 300 м при числе часов
использования менее 3000;
в) для турбин с напором 300 м и более;
г) для насос – турбин;
д) в других случаях при достаточном обосновании.
8.2.6 Для подземных зданий ГЭС место расположения предтурбинных
затворов должно определяться технико-экономическим сопоставлением
вариантов с предтурбинными затворами, размещенными в общем машинном
зале или отдельном помещении.
8.2.7 Дисковый предтурбинный затвор должен располагаться от
входного сечения спиральной камеры турбины на расстоянии не менее двух
диаметров ее входного сечения. Это расстояние согласовывается с
предприятием-разработчиком турбины.
8.2.8 Монтажный патрубок и компенсатор предтурбинного затвора
должны располагаться со стороны спиральной камеры. Расположение
компенсатора с верховой стороны предтурбинного затвopa допускается
только при наличии специального обоснования.
8.2.9 Размеры зданий ГЭС (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.
При компоновке и определении размеров подводной части здания
электростанции и других производственных и служебных помещений
следует руководствоваться также СТО 17330282.27.140.022-2008.
8.2.10 Компоновка помещений, проездов и проходов в здании должна
обеспечить
безопасную
эвакуацию
персонала
и
возможность
транспортировки оборудования и его узлов кранами, средствами малой
механизации и напольным транспортом к монтажным площадкам и
ремонтным зонам, мастерским и складским помещениям.
40
СТО РусГидро 01.01.78-2012
8.2.11 В здании ГЭС должны быть предусмотрены машинный зал,
оборудованный кранами для монтажа и демонтажа агрегата, а также ремонта
(при необходимости) главных трансформаторов и монтажная площадка.
8.2.12 Высоту и пролет машинного зала, 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 к строительной конструкции следует
принимать в соответствии с [34].
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 (при необходимости).
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.
8.2.13 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 два крана
41
СТО РусГидро 01.01.78-2012
грузоподъемностью, равной половине массы наиболее тяжелого монтажного
узла (с учетом массы приспособления для переноса).
При применении двух кранов они устанавливаются 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.
Управление кранами необходимо предусматривать как из кабин, так и
при помощи переносных пультов управления.
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.
8.2.14 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 от 200 до 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 [34, п. 228]».
8.2.15
Размеры
монтажной
площадки
определяются
эксплуатационными условиями ремонта одного гидроагрегата и одного
главного повышающего трансформатора (при необходимости).
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.
42
СТО РусГидро 01.01.78-2012
В подземных зданиях целесообразно сокращать площадь монтажной
площадки за счет использования площадей на дневной поверхности.
8.2.16 Монтажная площадка должна быть оборудована металлическими
монтажными плитами для рабочих колес гидромашин (поворотно-лопастных
и разъемных радиально-осевых), закладными частями для стенда сборки
железа обода ротора или статора генератора, а также для укладки обмотки в
стыковых зонах статора.
8.2.17 На монтажной площадке в зоне проведения ревизии и
ремонтных работ с повышающими трансформаторами должны быть
предусмотрены приямки с решетками для сбора и отвода протечек масла и
замасляных стоков при мойке полов и тушении пожара.
8.2.18 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.
8.2.19 В полу монтажной площадки и машинного зала должны быть
предусмотрены трапы для приема стока при мойке полов.
8.2.20 Пол машинного зала и монтажной площадки выполняется на
одной отметке.
8.3 Компоновка вспомогательного оборудования
8.3.1 Функциональное назначение вспомогательного оборудования:
обеспечивать нормальное функционирование основного технологического
оборудования и профилактического обслуживания элементов сооружений.
К вспомогательному оборудованию относится оборудование
следующих систем (хозяйств):
а) водяного охлаждения;
б) откачки воды из проточного тракта гидромашины, водоводов и
дренажных колодцев;
в) масляного хозяйства;
г) пневматического хозяйства;
д) измерение гидравлических параметров гидроузла;
ж) пожаротушения генераторов и двигатель-генераторов.
8.3.2 Размещение систем и элементов вспомогательного оборудования
должно обеспечивать возможность замены и ремонта отдельных узлов без
нарушения работы системы в целом.
8.3.3 Оборудование одной какой-либо системы или хозяйства следует
располагать на одной отметке здания электростанции или монтажной
площадки. Должны быть предусмотрены удобные подходы, подъезды для
43
СТО РусГидро 01.01.78-2012
возможности применения средств малой механизации при производстве
ремонтных работ.
8.3.4 Оборудование системы водяного охлаждения размещается в
зависимости от принятой схемы водоснабжения (см.раздел 10):
а) при насосной или эжекторной схемах насосы (эжекторы)
располагаются со стороны нижнего бьефа, за пределами пролета машинного
зала, на отметке турбинного помещения или ниже;
б) при самотечной схеме фильтры и регуляторы давления, если в них
есть необходимость, располагаются на генераторной или турбинной отметке;
в) при применении агрегатной (групповой) схемы водяного охлаждения
оборудование располагается в пределах агрегатного блока (группы
агрегатов);
г) при применении централизованной схемы водяного охлаждения
оборудование располагается в блоке монтажной площадки;
д) при применении эжекторной схемы водяного охлаждения, эжекторы
следует располагать в специальных изолированных помещениях с целью
снижения уровня шума.
8.3.5 На электростанциях с синхронными машинами, имеющими
непосредственное водяное охлаждение обмоток, должно предусматриваться
помещение для размещения общестанционной установки приготовления и
хранения дистиллированной воды необходимого качества.
8.3.6 Для системы откачки воды должны быть предусмотрены
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 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
персонала для осмотра и механизмов для чистки и ремонта.
На водоприемных емкостях, располагаемых вдоль здания
электростанции, при их протяженности 100 м и менее, в торцевых зонах
44
СТО РусГидро 01.01.78-2012
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 станции
следует рассчитывать на давление, определяемое максимальным уровнем
нижнего бьефа. Крышки люков должны быть механизированы.
б) насосные станции системы откачки оборудуются стационарно
установленными насосами или эжекторами и грузоподъемными средствами.
Насосы необходимо применять погружные или артезианские, а также
центробежные насосы в горизонтальном или вертикальном исполнении.
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
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 станций, 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 станции следует
предусмотреть на входе в насосную станцию защитную герметическую
дверь. Лестничная клетка из помещения насосной станции должна быть
незадымляемой.
45
СТО РусГидро 01.01.78-2012
Технологические коммуникации в насосную станцию откачки для
подвода электропитания, вентиляции, масло-, водо- и воздухоснабжения
также должны иметь изолированный выход на незатопляемую отметку,
чтобы обеспечить работоспособность насосной станции откачки при
аварийном затоплении помещений здания электростанции до отметки
максимального уровня нижнего бьефа.
Объединение дренажной системы насосной станции откачки и «сухой»
потерны с системой дренажа здания ГЭС 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 11.
8.3.7 Масляное хозяйство состоит из резервуаров маслохранилища,
резервуаров аварийного слива масла, аппаратной масляного хозяйства с
передвижными
и
стационарными
установками,
маслохимической
лаборатории, приемных колонок, трубопроводов (раздел 12 Стандарта).
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.
В районах с минимальной расчетной температурой окружающего
воздуха (средней, наиболее холодной пятидневки) минус 10°С целесообразно
размещать масляные резервуары в закрытых отапливаемых помещениях, а
при установке масляных резервуаров на открытом воздухе, они должны быть
оборудованы системой электроподогрева 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 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;
46
СТО РусГидро 01.01.78-2012
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. Колонку приема и
выдачи масла следует располагать в непосредственной близости от
железнодорожных или автодорожных путей на специально выделенной
площадке;
д) не допускается размещение помещений масляного хозяйства над и
под кабельными сооружениями, аккумуляторными, щитовыми помещениями
и ЗРУ.
8.3.8 Пневматическое хозяйство включает компрессорные установки и
воздухосборники (раздел 13 Стандарта).
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 плюс 10° до 35°С.
Производительность и количество устанавливаемых в одном
помещении компрессоров не ограничивается.
Размещать компрессорные станции необходимо на незатапливаемых
отметках.
Помещение компрессорной должно быть оборудовано грузоподъемными устройствами соответствующей грузоподъемности 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 с пневматическим
хозяйством;
б) воздухосборники 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 предотвращения замерзания конденсата.
Разрешается устанавливать воздухосборники в специально выделенных
не отапливаемых помещениях электростанции, стены и перекрытия которых
47
СТО РусГидро 01.01.78-2012
должны быть капитальными с пределом огнестойкости не менее 2,5 часа.
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 открываться наружу.
В случае аварии с одним наибольшим воздухосборником легкосбрасываемые панели устанавливаются при расчетном избыточном давлении более
5 кПа (0,05 бар).
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 площадками обслуживания.
Расстояние между воздухосборниками принимается не менее 1,5 м, а
между воздухосборником и стеной - не менее 1 м.
При необходимости в качестве горизонтальных воздухосборников разрешается использовать воздухопроводы-коллекторы из труб диаметром до
1,4 м и давлением до 10 МПa (100 бар). Такой воздухосборник не допускается закладывать в бетон.
8.3.9 Рекомендации по компоновке гидроагрегата и вспомогательного
оборудования приводятся в Приложении Д.
9 Гидромашины, регулирование, предтурбинные затворы
9.1 Гидромашины
9.1.1 Выбор системы, мощности и типоразмера гидромашины и модификации рабочего колеса следует производить на основе государственных
стандартов на гидравлические турбины. Для гидромашин, не вошедших в
государственные 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.
При поставках гидромашин, поставщик должен четко обозначить неблагоприятные и запрещенные зоны работы гидромашины с целью предупреждения возможных аварийных ситуаций.
48
СТО РусГидро 01.01.78-2012
9.1.2 Гидромашины, системы регулирования и вспомогательное оборудование должны обеспечить надежную работу во всех режимах без вмешательства оперативного персонала.
9.1.3 Систему гидромашины для конкретной гидроэлектростанции рекомендуется выбирать в зависимости от максимального напора по таблице
9.1 с учетом заданных режимов работы и диапазона изменения напора.
Т а б л и ц а 9.1
Напор максимальный, м
Гидротурбины
Система
гидромашин
Вариант исполнения
до 25
Осевая
от 25 до 45
Радиально-осевая
Осевая
от 45 до 80
от 80 до 170
от 150 до 600
свыше 100
Поворотнолопастная и пропеллерная в вертикальном и горизонтальном исполнении, в том числе капсульная и прямоточная
В вертикальном исполнении
Радиально-осевая
Поворотнолопастная и пропеллерная в вертикальном исполнении
В вертикальном исполнении
Осевая и диагональная
Поворотнолопастная и пропеллерная в вертикальном исполнении
Радиально-осевая
В вертикальном исполнении
Диагональная
Поворотнолопастная в вертикальном исполнении
Радиально-осевая
В вертикальном исполнении
Радиально-осевая
В вертикальном и горизонтальном
исполнении
В вертикальном и горизонтальном
исполнении
Ковшовая
Насосы-турбины
до 25
до 30
Диагональная
осевая
То же
и Поворотнолопастная в вертикальном и горизонтальном исполнении
Поворотнолопастная в вертикальном исполнении
49
СТО РусГидро 01.01.78-2012
Напор максимальный, м
от 30 до 80
от 80 до 600
свыше 600
свыше 1200
Система
гидромашин
Диагональная
Вариант исполнения
Поворотнолопастная в вертикальном исполнении
В вертикальном исполнении
В вертикальном и горизонтальном
исполнении
В вертикальном исполнении
Радиально-осевая
Радиально-осевая
одноступенчатая
Радиально-осевая
многоступенчатая
Трехмашинный
В вертикальном и горизонтальном
агрегат, включа- исполнении
ющий насос и
ковшовую турбину
50
СТО РусГидро 01.01.78-2012
В отдельных случаях возможно применение РО турбин на напорах от 15
до 25 м по согласованию с заводом-изготовителем.
9.1.4 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
;
(1)
- для осевых и диагональных поворотно-лопастных турбин
- для радиально-осевых турбин
- для ковшовых турбин
; (2)
;
(3)
;
- для насосов-турбин радиально-осевых
(для
=100 350 мин );
(4)
;
(5)
- для насосов - турбин диагональных
.
….(6)
(для
=200 400 мин ).
При большем диапазоне изменения напоров следует рассматривать применение двухскоростных гидроагрегатов.
Величины сопрягаемых частот вращения должны определяться с учетом
рекомендаций разработчиков оборудования.
9.1.5 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.
9.1.6 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
51
СТО РусГидро 01.01.78-2012
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.
9.1.7 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.
9.1.8 Применение генератора мощностью выше 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.
9.1.9 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 менее указанных в таблицах 9.2, 9.3, 9.4, 9.5, 9.6. Значения максимального коэффициента полезного действия, приведенные в таблицах 9.2, 9.3,
9.4, 9.5, отнесены к модели рабочего колеса турбины диаметром 460 мм.
Т а б л и ц а 9.2 - Осевые поворотнолопастные гидротурбины в горизонтальном (капсульном) исполнении
Напор максимальный, м
Коэффициент
мин,
7
10
15
20
быстроходности, 1000 900 900 800 800 750 750 700
25
750 670
Расход приведенный, м /с:
Коэффициент полезного действия модели, %,
Частота вращения приведенная,
мин
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
92,7
92,7
92,2
91,9
91,9
150 190
145 180 140 170 135 165
135 160
,
52
СТО РусГидро 01.01.78-2012
Т а б л и ц а 9.3 - Осевые поворотнолопастные гидротурбины в
вертикальном исполнении
Напор максимальный,
м
Коэффициент быстроходности, мин ,
10
15
20
30
40
50
60
70
80
773
640
669
585
493,4
517
436
482
384
457
373
413
346
383
327
353
561
300
Расход приведенный,
м /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 0,9
1,2 1,1
1,25
1,15
1,05
1,0
1,2
1,0
1,2
0,95
0,9
1,05
0,85 0,8
1,0 0,95
1,45
1,35
1,25
Коэффициент полезного действия модели,
%,
90,5
91,4
91,4
91,7
91,6
90,8
90,6
80,7
89,4
Частота вращения
приведенная, мин ,
165
185
150
138
150
125
135
115
126
110
120
105
116
102
110
100
1,15
165
105
Т а б л и ц а 9.4 - Диагональные поворотнолопастные гидротурбины
Напор максимальный, м
50
60
70
Коэффициент быстроход-
430
380
420
370
410
353
1,25
1,5
1,2
1,4
0,9
1,15
Коэффициент полезного
действия модели, %,
Частота вращения приве-
ности, мин
,
90
115
140
170
370
410
300
280
280
260
240
219
1,1
1,3
1,0
1,2
0,85
1,05
0,75
0,95
0,7
0,8
0,9
1,1
0,85
1,05
0,8
1,0
0,76
0,9
0,72
0,85
0,55
0,65
91,3
89,8
91,3
92,2
92,1
92,5
91,5
105
115
100
115
100
110
85 8
3
95 9
1
82 8
7
77 85
Расход приведенный, м /с:
(по
)
денная, мин
,
53
СТО РусГидро 01.01.78-2012
Т а б л и ц а 9.5 - Радиально-осевые гидротурбины
Напор мак45
симальный, м
Коэффициент 360
быстроход300
ности,
75
115
140
170
230
310
400
500
600
315
250
250
220
240
210
220
170
175
140
115
123
93
113
110
100
86
140
мин ,
Расход приведенный,
м /с:
(5% запаса)
1,35
1,15
0,95
0,85
1,55
1,4
1,15
1,0
1,15
1,0
1,15
0,85
1,0
1,3
0,7
0,85
0,5
0,65
0,35
0,5
0,3
0,37
0,25
0,3
0,2
0,26
0,75
0,55
0,4
0,55
0,30
0,40
0,20
0,18
0,15
0,9
0,70
0,30
0,25
0,20
Коэффициент
полезного
действия модели, %,
92,4
92,2
93,1
93,3
93,0
93,0
92,2
90,3
90,2
90,0
Частота вращения приведенная,
80
90
70
83
68
77
66
74
64
72
62
68
60
66
60
65
58
65
56
65
мин
,
Т а б л и ц а 9.6 - Ковшовые гидротурбины
Напор максимальный, м
400
600
1000
1500
Количество сопел, шт.
Коэффициент быстроходности
4
25,5
4
23
4
18,5
4
13
0,135
0,110
0,070
0,035
0,085 0,125
0,07 0,1
0,04 0,055
0,02 0,025
90,4
90,8
90,5
-
на одно сопло, мин
,
Расход приведенный, м /с:
Коэффициент полезного действия модели, %,
П р и м е ч а н и е к таблицам 9.2 9.6: - Оптимальные значения приведенного расхода
и приведенной частоты вращения
соответствуют режиму максимального
54
СТО РусГидро 01.01.78-2012
коэффициента полезного действия
стики.
для рассматриваемой универсальной характери-
9.1.10 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:
(7)
где - , мин ; , м /с; , м.
Для предварительной оценки быстроходности следует использовать
эмпирическую зависимость nsh=
Значение показателя уровня быстроходности следует принимать не меньше 2500.
При выборе параметров обратимой гидромашины следует учитывать,
что наибольший КПД имеют насос-турбины быстроходностью 170-230. Использование машин с <110 ведет к резкому снижению КПД агрегата.
Для турбинного режима величина быстроходности вычисляется по
формуле:
(8)
где - n, мин ; , кВт; , м.
Зависимость коэффициента быстроходности по насосному режиму от
напора на предварительной стадии определяется по таблице 9.7.
Т а б л и ц а 9.7 - Радиально-осевые насос-турбины
Напор максимальный, м
45-60
80
115
150
Коэффициент быстроходности, мин , насосный
режим
320
300
280
270
250
230
Показатель уровня быстроходности (сред.)
2500
2500
2500
Значения
,
и
210
200
170
200
190
175
300
400
145
125
500
600
110
95
2500
2500
2500
2500
принимаются для расчетного режима
9.1.11 Приведенный расход при расчетном по мощности напоре и номинальной мощности должен определяться, как экономически целесообразная величина, по минимуму капитальных вложений и эксплуатационных за55
СТО РусГидро 01.01.78-2012
трат для конкретных условий размещения электростанции и выбранной модификации рабочего колеса с учетом изменения габаритов блока, веса оборудования, показателей надежности и требуемых высот отсасывания.
9.1.12 Технические задания на разработку новых систем турбин, обратимых гидромашин, а также новых модификаций существующих систем гидромашин следует выдавать только при наличии соответствующего техникоэкономического обоснования и подтверждения завода-разработчика оборудования прогнозных характеристик разрабатываемого оборудования.
9.1.13 Основными расчетными параметрами гидромашин при заданных
максимальном, расчетном по мощности и средневзвешенном по выработке
напорах и мощности следует считать:
- номинальный диаметр рабочего колеса Д (м);
- диаметр осей лопаток направляющего аппарата Д (м) (для гидромашин вертикального исполнения);
- номинальную частоту вращения
- угонную частоту вращения
(мин );
(мин );
- коэффициент полезного действия максимальный
- коэффициент полезного действия в расчетной точке
- требуемая высота отсасывания
- коэффициент быстроходности
(%);
(%);
(м);
(мин );
- показатель уровня быстроходности
.
9.1.14 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.
9.1.15 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.
56
СТО РусГидро 01.01.78-2012
Номинальная частота вращения обратимых агрегатов определяется по
насосному режиму исходя из условий размещения рабочего диапазона напоров в оптимальной зоне характеристики и заглубления рабочего колеса.
9.1.16 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.
9.1.17 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.
9.1.18 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 №60
609).
9.1.19 Пусковой напор на ГЭС ограничивается пределами поля универсальной характеристики и принимается по согласованию с заводамиразработчиками оборудования.
9.1.20 Необходимость ввода гидроагрегатов на пониженных напорах
должна быть специально обоснована с учетом длительности наполнения водохранилища или строительного периода.
9.1.21 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:
а) применение турбин двойного регулирования, в том числе диагональных поворотно-лопастных (для напоров до 150 м);
б) использование радиально-осевых гидротурбин со сменными рабочими колесами с большей быстроходностью, чем у штатных (при этом долж57
СТО РусГидро 01.01.78-2012
но быть обеспечено соответствие разгонной частоты вращения сменного рабочего колеса с разгонной частотой вращения штатного генератора);
в) 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;
г) комплексное использование временных рабочих колес и временных
генераторов;
д) использование двухскоростного генератора, если это возможно по
кратности применяемых частот вращения;
е) применение преобразователей частоты переменного тока, обеспечивающих возможность работы агрегата с переменной частотой вращения;
ж) применение асинхронизированных генераторов;
Принятая в проекте схема ввода электростанции на пониженных пусковых напорах должна быть подтверждена технико-экономическим расчетом.
9.1.22 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.
9.1.23 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 выполнять с металлической облицовкой.
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
58
СТО РусГидро 01.01.78-2012
спиральной камере на диаметр входного сечения спирали (в метрах) равно
или больше 12 000, следует рассматривать в сталежелезобетонном исполнении с передачей части нагрузки на железобетон.
Спиральные камеры гидротурбин при площади входного сечения менее
2
3 м независимо от величины действующего напора должны выполняться металлическими круглого сечения.
9.1.24 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.
9.1.25 Тип, форма и габариты отсасывающей трубы должны соответствовать стандартам.
Высоту изогнутых отсасывающих труб для насосов-турбин следует
принимать не менее 2,5 Д .
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
прямоугольное сечение.
9.1.26 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.
9.1.27 Отсасывающая труба должна иметь металлическую облицовку
конуса, а в обоснованных случаях - и колена.
9.2 Регулирование
9.2.1 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 син59
СТО РусГидро 01.01.78-2012
хронного 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.
9.2.2 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 аварийно ремонтные затворы на водоприемнике.
При наличии нескольких видов противоразгонных защит их действие
должно быть селективным.
9.2.3 Регулятор для поворотно-лопастных гидротурбин должен иметь
комбинаторное устройство, а также устройство, обеспечивающее функции
программного управления регулирующими органами при нормальных и аварийных сбросах нагрузки.
9.2.4 Система управления должна обеспечивать:
а) автоматический пуск одного из гидроагрегатов электростанции в
условиях отсутствия напряжения переменного тока в системе собственных
нужд электростанции и наличия давления в МНУ;
б) автоматическую остановку, пуск и повторную 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.
9.2.5 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 и 2,0 полных ходов сервомотора рабочего колеса и, при
необходимости, полного хода сервомотора предтурбинного затвора.
При наличии в гидроагрегате встроенного цилиндрического 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.
60
СТО РусГидро 01.01.78-2012
9.2.6 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.
9.2.7 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.
9.2.8 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.
9.2.9 Основными показателями, определяющими условия регулирования, являются:
а) постоянная инерции (времени) напорных водоводов :
Tw=Q0/gH0x∑Lk/Fk,с…………………………(9)
где:
Q0 – расход установившегося режима, м3/с
H0 – напор установившегося режима, м
61
СТО РусГидро 01.01.78-2012
g – ускорение свободного падения, м/с2
Lk – длина участка проточного тракта, м
Fk– площадь сечения участка проточного тракта, м2
k – обозначение участков проточного тракта.
При значениях >2 с система считается высокоинерционной и необходимы более детальный анализ и расчеты по выбору мероприятий, обеспечивающих соблюдение гарантий регулирования.
При
>3 5 с следует рассматривать необходимость применения
уравнительных резервуаров на напорной деривации.
б) постоянная инерции гидроагрегата :
Ta=2,74 x mDa2 /Ps x (n/100)2,с…………………………(10)
где:
mD2 – маховой момент гидроагрегата, тм2
Ps – полная мощность гидрогенератора, кВА
n–номинальная частота вращения гидроагрегата, об/мин.
При значениях
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;
г) в целях обеспечения устойчивости технологически изолированных
энегосистем, обеспечить быстродействие регулирования частоты и мощности
таких энергосистем.
9.2.10 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 предприятиямиразработчиками гидравлической и электрической машины.
9.2.11 Максимальное относительное повышение давления в спиральной
камере при сбросе номинальной нагрузки и исправной работе системы регулирования не нормируется и должно быть выбрано путем техникоэкономического сопоставления вариантов:
а) использование гидромашины повышенной прочности;
62
СТО РусГидро 01.01.78-2012
б) применение программного управления закрытием направляющего
аппарата;
в) применение холостых выпусков;
г) использование гидрогенератора с увеличенным маховым моментом;
д) применение уравнительных резервуаров.
9.2.12 При питании нескольких гидромашин от одного водовода максимальные повышение давления и заброс частоты вращения определяются
для условия отключения всех гидроагрегатов.
9.2.13 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.
9.3 Предтурбинные затворы
9.3.1 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 (см. также п. 7.4.6 настоящего Стандарта).
9.3.2 Предтурбинные затворы должны обеспечивать:
а) возможность проведения ремонтных работ в проточной части гидромашины под их защитой без опорожнения напорных водоводов;
б) защиту гидроагрегата от разгона в соответствии с командой от системы регулирования гидромашины;
в) защиту направляющего аппарата высоконапорных гидромашин от
щелевой кавитации;
г) 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.
9.3.3 Предтурбинные затворы в соответствии с ГОСТ 22373-82 следует
принимать:
а) дисковые с плоскоскошенным диском - на статический напор до 115 м;
б) дисковые с диском типа "биплан" - на статический напор до 230 м;
в) шаровые - на статический напор до 900 м;
г) кольцевые - встроенные в радиально-осевую гидротурбину.
Предтурбинные затворы должны оснащаться панелями управления.
В качестве источников питания гидропривода предтурбинного затвора
следует использовать маслонапорную установку гидромашины при соответ63
СТО РусГидро 01.01.78-2012
ствующем ее выборе и согласовании с заводом-разработчиком гидротурбинного оборудования либо отдельную МНУ или МНА.
9.3.4 Для повышения надежности работы предтурбинных затворов следует предусматривать использование грузового привода на «закрытие» в
пределах технически возможных решений или постоянной подачей давления
от МНУ в полость гидропривода «на закрытие».
9.3.5 При закрытии предтурбинного затвора в текучей воде, его закон
закрытия должен иметь замедление на участке последних 25% хода гидропривода.
9.4 Ограничения сейсмических воздействий на основное и
вспомогательное оборудование
9.4.1 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.
9.4.2 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.
9.4.3 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.
9.4.4 Применение гидрогенераторов с непосредственным водяным
охлаждением должно иметь специальное обоснование в проекте.
9.4.5 Применение выносных маслоохладителей с принудительной циркуляцией масла на подшипниках и подпятнике агрегата не рекомендуется.
9.4.6 Откачку воды с крышки турбины, там, где это возможно, следует
осуществлять с помощью эжекторов.
9.4.7 Во всех вспомогательных системах, обеспечивающих технологический процесс производства и выдачи электроэнергии, следует применять
стальные трубопроводы и арматуру.
64
СТО РусГидро 01.01.78-2012
9.4.8 Прочность трубопроводов и их крепления определяется на основании статического расчета с учетом спектра ответов.
9.4.9 Жесткая заделка труб в стенках и фундаментах не допускается.
Размеры отверстий для прохода труб должны обеспечивать зазор по периметру трубы не менее 10 см.
9.4.10 Прокладку трубопроводов рекомендуется осуществлять в каналах и лотках. Крепление трубопроводов на прямолинейных участках следует
выполнять способом, исключающим поперечную подвижку.
9.4.11 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.
9.4.12 Воздухоснабжение колонок торможения агрегата и воздушных
выключателей рекомендуется выполнять кольцевыми коллекторами с секционными запорными вентилями.
9.4.13 При выборе схемы системы водяного охлаждения гидроагрегата
следует отдавать предпочтение самотечному поагрегатному водоснабжению.
10 Водяное охлаждение
10.1 Общие требования
10.1.1 Функциональное назначение системы водяного охлаждения обеспечение надежной подачи очищенной воды к потребителям для поддержания заданного температурного режима и смазки работающего оборудования электростанции во всех стационарных и переходных режимах агрегата,
включая насосный режим и режим синхронного компенсатора.
10.1.2 Потребителями водяного охлаждения являются:
а) воздухоохладители генератора;
б) теплообменники системы подготовки дистиллята для генератора с
непосредственным 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;
65
СТО РусГидро 01.01.78-2012
к) маслоохладители трансформаторов;
л) теплообменники и узлы вспомогательного оборудования и другие
технологические водопотребители (компрессоры, воздуходувки, артезианские насосы и т.п.).
10.1.3 В зависимости от располагаемых напоров на электростанциях
следует применять следующие системы водяного охлаждения:
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.
10.1.4 Допускается применение систем с водозабором воды из-под
крышки турбины, использующих давление воды системы разгрузки крышки
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.
10.1.5 Систему водяного охлаждения ГАЭС следует выполнять с
насосной станцией с забором воды из нижнего бьефа.
10.1.6 Водяное охлаждения выполняется по следующим схемам:
а) поагрегатная;
б) централизованная;
в) групповая.
10.1.7 Окончательный выбор системы и схемы водяного охлаждения
определяется технико-экономическим сравнением возможных вариантов.
При наличии в воде дрейсены должны предусматриваться мероприятия
по борьбе с ней. В качестве одного из простых мероприятий по борьбе с
дрейсеной следует предусматривать применение скорости воды в трубопроводах более 2,5 м/с, а также возможность изменения направления потока воды в системе при ее работе и промыве.
10.1.8 Расчетный расход воды в системе принимается по суммарному
расходу всех потребителей при максимальной мощности гидроагрегата и
максимальной расчетной температуре воды на уровне водозабора.
66
СТО РусГидро 01.01.78-2012
10.1.9 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.
10.1.10 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.
10.1.11 Необходимо применять как автоматическое, так и ручное (по
сезонам) регулирование расхода охлаждающей воды в зависимости от температурного режима узлов агрегата и температуры воды.
Регулирование расхода частичным открытием задвижек запрещается.
Для этой цели следует применять регулирующую арматуру.
10.1.12 Для экономии расхода водяного охлаждения и предотвращения
отпотевания трубопроводов и воздухоохладителей рекомендуется предусматривать возможность применения рециркуляции воды.
10.1.13 Для предотвращения отпотевания трубопроводов необходимо
выполнять теплоизоляцию трубопроводов.
10.1.14 Для непрерывной подачи воды к потребителям должно быть
предусмотрено 100%-ное резервирование по водозаборам, фильтрам, насосам, обеспечивающим расчетную подачу.
10.2 Водозаборы
10.2.1 Водозаборы предназначены для надежной подачи воды в систему и должны располагаться в местах, доступных для обслуживания. Водозаборы устанавливаются в туннеле, трубопроводе, спиральной камере, напорных стенках верхнего и нижнего бьефов.
10.2.2 Водозаборы должны быть установлены в зонах, не подверженных закупорке шугой, льдом или мусором.
10.2.3 Устройство водозаборов в верхних и нижних точках туннелей,
трубопроводов или спиральных камер не допускается.
10.2.4. Водозаборы должны быть оборудованы съемными решетками.
10.2.5 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.
67
СТО РусГидро 01.01.78-2012
10.2.6 В случае забора аэрированного потока воды из нижнего бьефа
следует рассматривать необходимость применения деаэраторов.
10.2.7 На электростанциях, расположенных на реках с большим количеством наносов, следует рассматривать возможность забора воды из гидроциклонов, отстойников, уравнительных резервуаров, артезианских скважин и
других источников.
10.2.8 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.
10.2.9 Насосы следует устанавливать ниже минимального уровня воды
у водозабора. При необходимости установки насосов выше уровня воды
должен быть предусмотрен автоматический залив насосов при пуске.
10.2.10 Фильтры должны иметь фильтрующие элементы из коррозионностойкого материала. Тонкость фильтрации определяется требованиями потребителя воды.
Конструкция фильтра должна обеспечить автоматическую или ручную
промывку.
10.3 Теплообменные аппараты
10.3.1 Компоновка системы питания теплообменных аппаратов должна
обеспечивать полное и постоянное заполнение водой теплообменников во
всех режимах работы, включая длительную остановку системы.
10.3.2 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.
10.3.3 В теплообменниках должен быть предусмотрен контроль за протечками масла
10.3.4 Материал трубок теплообменных аппаратов выбирается в соответствии с химическим составом воды и одной марки для всех теплообменников электростанции.
10.3.5 При заборе технической воды из водохранилищ, имеющих дрейсену, материал трубок теплообменников должен быть не склонен к обрастанию.
10.3.6 Система должна предусматривать возможность обратного промыва теплообменных аппаратов и распределительных коллекторов.
68
СТО РусГидро 01.01.78-2012
10.4 Трубопроводы и арматура
10.4.1 Диаметры трубопроводов и скорости воды в них определяются
на основании технико-экономического расчета. Скорость воды принимается
в пределах 1-8 м/с.
10.4.2 Сливные трубопроводы следует выводить под минимальный
уровень воды в бьефе с учетом ледового режима.
10.4.3 При расположении потребителей системы ниже отметки выхода
сливной трубы необходимо предусмотреть на выходе возможность установки
заглушки либо обратные клапаны и скобы для водолазных работ.
10.4.4 Трубопроводы, прокладываемые в бетоне, должны устанавливаться с учетом глубины промерзания открытого бетона.
10.4.5 Для трубопроводов открытой прокладки в системе следует применять нержавеющие трубы или электросварные трубы. Для закладных трубопроводов – нержавеющие трубы или горяче-деформированные с запасом
на ржавление не менее 2 мм. Фасонные части трубопроводов (отводы, тройники) должны применяться в основном промышленного изготовления.
10.4.6 При разности расчетных температур окружающего воздуха и
наружной стенки трубы более 10°С в помещениях с относительной влажностью свыше 80% следует предусматривать теплоизоляцию трубопроводов.
10.4.7 Запорная и запорно-регулирующая арматура должна применяться общепромышленного изготовления. Арматура, отсекающая систему непосредственно от бьефов, должна быть стальной независимо от действующего
напора.
Автоматическую подачу воды в систему следует осуществлять с помощью арматуры с электро-, гидро или пневмоприводом.
10.4.8 На гидро- или пневмоприводах арматуры должны устанавливаться дроссели с целью повышения времени срабатывания для предотвращения гидравлического удара в системе водяного охлаждения.
10.5 Управление и контроль
10.5.1 Управление и контроль работы системы водяного охлаждения
должны быть автоматизированы. Управление системой должно быть в ручном и автоматическом режимах; отклонение от нормального режима должно
передаваться в АСУ ТП.
10.5.2 Автоматическому контролю подлежат:
а) расход воды в маслоохладителях подпятника;
б) расход воды в воздухоохладителях генератора;
в) расход воды в маслоохладителях подшипников генератора;
г) расход воды через подшипник гидротурбины;
69
СТО РусГидро 01.01.78-2012
д) расход воды через уплотнение вала гидротурбины;
е) расход воды на охлаждение уплотнений рабочего колеса при работе
в режиме синхронного компенсатора;
10.5.3 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.
10.5.4 Необходимо предусматривать возможность установки камерных
дроссельных диафрагм, контрольных манометров и термометров для испытания и наладки системы водяного охлаждения.
11 Откачка воды из проточной части гидромашины и
дренажных колодцев
11.1 Общие требования
11.1.1 Система откачки воды из проточной части гидромашин предназначена для удаления 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.
11.1.2 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.
11.2 Сливные трубопроводы
11.2.1 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 арматурой или тарельчатым клапаном.
Расположение водозаборного устройства должно обеспечить полное
удаление воды из проточной части.
70
СТО РусГидро 01.01.78-2012
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.
11.2.2 Слив воды из каждой полости 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.
11.2.3 Водоприемная емкость должна иметь объем, необходимый для
создания перепада уровней на затворе от 1,5 до 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.
11.3 Насосные установки
11.3.1 Откачку воды из водоприемных емкостей следует производить
стационарно установленными погружными или артезианскими насосами, а
также центробежными насосами в горизонтальном или вертикальном исполнении.
Погружные скважинные насосы не применяются.
На высоконапорных гидроузлах допускается применение эжекторов.
Тип насосной установки обосновывается технико-экономическим расчетом.
11.3.2 На всасывающих патрубках горизонтальных и вертикальных
насосов должны устанавливаться приемные клапаны и ремонтная арматура.
При диаметрах всасывающих патрубков насосов, превышающих диаметры
приемных клапанов, имеющихся в каталоге, следует применять сороудерживающие решетки вокруг приямка всасывающего патрубка.
На напорной линии каждого насоса следует устанавливать стальные
обратные клапаны и запорную арматуру, 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 арматуру.
Всю запорную арматуру диаметром более 250 мм рекомендуется снабжать
гидравлическим или электрическим приводом, облегчающим их открытие и
закрытие.
В климатических зонах, где в зимнее время температура воздуха снижается ниже 0°С, во избежание замерзания трубопроводов и образования
71
СТО РусГидро 01.01.78-2012
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 обратные клапаны. Для удобства работы водолаза при
установке заглушек или осмотре обратных клапанов предусматриваются
скобы.
11.3.3 В помещении насосной должно быть установлено не менее двух
насосов (эжекторов). Резерв на период откачки основных объемов воды не
предусматривается.
Суммарная производительность откачивающих устройств должна
обеспечивать откачку воды из проточной части гидроагрегата за время не более 6 часов, 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 часов.
11.3.4 Управление и контроль работы системы откачки должен быть
автоматизирован. 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.
11.3.5 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.
11.4 Дренажные колодцы
11.4.1 Насосные установки дренажных колодцев должны обеспечивать
автоматическую откачку только дренажной воды.
11.4.2 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.
72
СТО РусГидро 01.01.78-2012
11.4.3 Объем дренажного колодца рассчитывается из условия постоянного притока воды в пределах от минимального до максимального уровня в
колодце за время не менее 20 мин.
11.4.4 Периодичность включения насоса рекомендуется принимать не
более трех раз в час. Длительность работы насоса следует принимать не менее 6 мин.
11.4.5 В качестве стационарных откачивающих устройств допускается
применять погружные, горизонтальные, вертикальные насосы или эжекторы.
Двигатели к насосам следует применять во влагостойком исполнении. Установка стопроцентного резерва откачивающего устройства обязательна.
11.4.6 Всасывающие патрубки откачивающих устройств должны снабжаться приемными клапанами с сеткой.
Напорные линии от откачивающих устройств выводятся 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.
11.4.7 Работа насосов или эжектора должна быть автоматизирована в
зависимости от уровней воды в дренажном колодце. Обязательно выполнять
сигнализацию о минимальном и максимальном уровнях воды.
11.4.8 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.
11.4.9 В обоснованных случаях следует предусматривать соединение
дренажного колодца с вертикальными закладными трубами, выходящими на
незатопляемую отметку, для возможной установки временных откачивающих устройств.
11.5 Управление и контроль
11.5.1 Управление и контроль работы систем откачки воды из проточной части гидромашины и дренажных колодцев должны быть автоматизированы. Управление системами должно быть в ручном и автоматическом режимах; отклонение от нормального режима должно передаваться в АСУ ТП.
11.5.2 Автоматическому контролю подлежат:
а) текущий уровень в сливной потерне;
б) уровни включения рабочих и резервных насосов;
73
СТО РусГидро 01.01.78-2012
в) уровни отключения рабочих и резервных насосов;
г) аварийно-низкий уровень для исключения сухого хода насосов;
д) аварийно-высокий уровень для исключения затопления помещений;
е) расход откачиваемой воды (при необходимости по требованию заказчика);
ж) расход воды, подаваемой для охлаждения и смазки промежуточных
опор насосных агрегатов (при необходимости).
11.5.3 Визуально контролируется:
а) давление на напорных и сливных трубопроводах;
б) давление до и после насосов.
11.6 Меры по обеспечению надежности и безопасности систем
откачки воды из здания станции
11.6.1 При компоновке оборудования в насосных осушения должна
быть обеспечена возможность замены и ремонта отдельных узлов оборудования без нарушения работы системы в целом. Для возможности демонтажа
насосов предусмотреть герметические промежуточные распределительные
шкафы для коммуникации отходящих от насосов силовых и контрольных кабелей. При этом питающие кабели от распределительных шкафов до незатопляемой отметки и до насосов должны быть выполнены в герметичном исполнении.
11.6.2 С целью осушения аварийно затопленных помещений гидроэлектростанции, из помещений и производственных отметок, расположенных
в зоне возможного затопления, должны быть проложены трубопроводы в
мокрую потерну. Трубопроводы должны быть оборудованы запорной арматурой с автоматизированным приводом и дистанционным управлением.
11.6.3 Для обеспечения возможности осушения помещений насосных
откачки, в случае возможного затопления, должны быть предусмотрены специальные дренажные насосы с выбросом воды в нижний бьеф по резервным
трубопроводам, независимым от трубопроводов основных насосов.
11.6.4 Шкафы управления, автоматики и сигнализации насосов откачки
должны располагаться на незатопляемых отметках.
11.6.5 В помещениях насосных осушения должны быть установлены
дублирующие шкафы управления, автоматики и сигнализации, выполненные
в герметичном исполнении и способные выдержать давление воды при максимальном уровне нижнего бьефа.
11.6.6 Управление насосами откачки в штатном режиме должно осуществляться:
- с местного пульта управления насосами;
74
СТО РусГидро 01.01.78-2012
- удаленно с АРМ дежурного персонала;
- с ячеек питания насосов.
11.6.7 Расположенные в зоне возможного затопления автоматизированные приводы задвижек трубопроводов насосных осушения должны быть
выполнены в герметическом исполнении.
11.6.8 Система измерения уровня воды должна обеспечивать возможность измерения в диапазоне, исключающем уровни в период подтопления.
12 Масляное хозяйство
12.1 Общие требования
12.1.1 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.
121.2 Масляное хозяйство электростанции должно проектироваться с
учетом организации масляного хозяйства в энергосистеме, каскаде или группе электростанций.
12.1.3 Масляное хозяйство в зависимости от состава и выполняемых
функций следует подразделять на:
а) станционное масляное хозяйство электростанции (СМХ), рассчитанное на полный объем технологических операций, обеспечивающих нормальное функционирование технологического оборудования электростанции;
б) центральное масляное хозяйство энергосистемы, каскада или группы
электростанций (ЦМХ), рассчитанное на полный объем технологических
операций, обеспечивающих нормальное функционирование технологического оборудования обслуживаемых электростанций;
в) филиальное масляное хозяйство (ФМХ), рассчитанное на сокращенный объем технологических операций и обеспечивающее нормальное функционирование технологического оборудования электростанции совместно с
ЦМХ.
12.1.4 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.
Маслохозяйство ГЭС и ГАЭС следует по возможности располагать на
пристанционной площадке на отметках выше возможного затопления.
75
СТО РусГидро 01.01.78-2012
12.2 Состав и основные технологические операции масляного
хозяйства
12.2.1 Состав масляного хозяйства в зависимости от его вида представлен в таблице 12.1.
Т а б л и ц а 12.1
Наименование
Маслохранилище
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.
1.
2.
Виды масляного хозяйства
СМХ
+
+
ЦМХ
+
+
ФМХ
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
-
-
-
+
-
-
+
+
-
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
12.2.2 Основные технологические операции масляного хозяйства в зависимости от его вида представлены в таблице 12.2.
Т а б л и ц а 12.2
Наименование операций
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
Виды масляного хозяйства
СМХ
ЦМХ ФМХ
+
+
+
+
+
-
+
+
76
СТО РусГидро 01.01.78-2012
Наименование операций
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 маслонанолненном
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
Виды масляного хозяйства
СМХ
ЦМХ ФМХ
+
-
-
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
-
+
+
-
+
+
+
-
+
+
+
+
+
+
+
+*
-
+
+
+*
П р и м е ч а н и я: 1. Операции, отмеченные индексом*, выполняются оборудованием из парка ЦМХ.
2. Для ФМХ представлен минимально необходимый объем технологических
операций.
12.3 Маслохранилище
12.3.1 Маслохранилище СМХ (ЦМХ) предназначено для приема, длительного хранения и выдачи различных марок и групп масла и должно включать в себя резервуары:
- "свeжeго 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.
77
СТО РусГидро 01.01.78-2012
12.3.2 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 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.
12.3.3 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.
12.3.4 В мастерских электро- и машинного цехов, гараже, компрессорных и на монтажной площадке следует предусматривать посты сбора отработанных нефтепродуктов по группам согласно ГОСТ 21046*.
12.3.5 Маслохранилище ЦМХ при соответствующем обосновании может быть дополнительно оборудовано резервуарами свежего и эксплуатационного масла каждой марки.
12.3.6 Объем каждого резервуара, кроме доливочного, 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 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 масла гидроприводов должен соответствовать 110%
объема масла, заливаемого в гидропривод одного затвора, включая маслонасосный агрегат.
12.3.7 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.
78
СТО РусГидро 01.01.78-2012
12.3.8 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.
12.3.9 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.
12.4 Аппаратная масляного хозяйства и химическая лаборатория
12.4.1 Аппаратная масляного хозяйства с входящими в нее оборудованием и коммуникациями должна обеспечивать, как минимум, выполнение
всех технологических операций, предусмотренных таблице12.2.
В аппаратной предусматриваются две отдельные системы трубопроводов с соответствующей аппаратурой, предназначенные для раздельной обработки турбинного и трансформаторного масел.
12.4.2 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.
12.4.3 Операции по приему и выдаче масла следует производить на
специальной колонке, оборудованной четырьмя штуцерами (по два для турбинного и трансформаторного масел).
12.4.4 Химическая лаборатория помимо анализов, связанных с маслом,
должна иметь оборудование для проведения анализов воды, включая дистиллированную.
12.4.5 На многоагрегатных ГЭС, либо занимающих ведущее место в
энергосистеме, имеющих силовые трансформаторы напряжением 330-750 кВ,
в химических лабораториях должны быть предусмотрены хроматографы для
анализа газов, растворенных в трансформаторном масле.
79
СТО РусГидро 01.01.78-2012
12.5 Технологические трубопроводы масляного хозяйства
12.5.1 Технологические трубопроводы масляного хозяйства должны
выполняться только из стальных бесшовных труб. Материал трубопроводов
– нержавеющая сталь.
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.
12.5.2 Технологические трубопроводы масляного хозяйства должны
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.
12.5.3 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.
12.5.4 Технологические трубопроводы масляного хозяйства в местах
подсоединения передвижной маслоочистительной аппаратуры или насосного
оборудования должны быть снабжены заглушками.
12.5.5 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 не прокладываются кроме случая, когда проектом
предусматривается ревизия трансформаторов на месте его установки.
12.6 Управление и контроль
12.6.1 Управление и контроль работы оборудования маслохозяйства
автоматизируется. Управление оборудованием должно быть в ручном и автоматическом режимах; отклонение от нормального режима должно передаваться в АСУ ТП.
80
СТО РусГидро 01.01.78-2012
12.6.2 Автоматическому контролю подлежат:
а) текущий уровень в маслобаках;
б) объем масла принимаемый и выдаваемый маслохозяйством;
12.6.3 Визуально контролируется:
а) давление на напорных и сливных трубопроводах;
б) давление до и после насосов.
13 Пневматическое хозяйство
13.1 Общие требования
13.1.1 Пневматическое хозяйство предназначено для надежного обеспечения сжатым воздухом требуемых параметров (давление, расход, влагосодержание) потребителей и включает следующие системы:
а) механического торможения гидроагрегатов с давлением 0,8 МПа (8
бар);
б) технических нужд (пневматические инструменты, пескоструйная
очистка и окраска металлоконструкций и т.п.) с давлением 0,8 МПа (8 бар);
в) создания полыньи перед затворами водосбросов плотины с давлением 0,8 МПа (8 бар);
г) пневмогидравлической аппаратуры с давлением от 0,8 до 4,0 МПа
(от 8 до 40 бар), а также регулирующей или запорной арматуры с пневматическим мембранным или сильфонным исполнительными механизмами с давлением от 0,15 до 1,0 МПа (от 1,5 до 10 бар);
е) пневматического ремонтного уплотнения вала турбины с давлением
0,8 МПа (8 бар);
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 от 0,8 до 4,2 МПа (от 8 до 42
бар);
ж) первичного заполнения и периодической автоматической подкачки
гидроаккумуляторов МНУ с давлением от 4,2 до 7,0 МПа (от 42 до 70 бар);
з) электрических коммутационных аппаратов - воздушных выключателей и пневматических приводов маломасляных выключателей, а также разъединителей высокого напряжения с пневматическим приводом, с рабочими
давлениями от 2 до 4 МПа (от 20 до 40 бар);
и) уплотнения предтурбинных затворов с давлением от 0,8 до 4,0 МПа
(от 8 до 40 бар);
81
СТО РусГидро 01.01.78-2012
к) впуска воздуха в камеру рабочего колеса гидротурбины при работе в
нестационарных режимах с давлением 0,8 МПа (8 бар), при наличии специального обоснования необходимости работы в нестационарных режимах;
л) впуск воздуха в камеру рабочего колеса обратимой насос-турбины
при останове агрегата из насосного режима.
13.1.2 Воздухоснабжение водолазных скафандров, ввиду специфичности требований к воздуху, обеспечивается специальными передвижными
компрессорными установками.
Воздух к пневматическим инструментам при подводных работах подается из систем технических нужд.
13.1.3 Целесообразно создание объединенной компрессорной станции с
компрессорными установками для обслуживания нескольких потребителей
сжатого воздуха, а также резервирование систем с применением автоматических редуцирующих устройств.
13.1.4 Питание сжатым воздухом каждой из систем, перечисленных в
п.8.1 должно осуществляться по самостоятельной магистрали, подключенной
к соответствующему воздухосборнику.
Допускается, при соответствующем обосновании, осуществлять питание от одной системы воздуховодов:
а) пневматических уплотнений предтурбинных затворов высоконапорных электростанций и зарядки гидроаккумуляторов МНУ;
б) системы собственных нужд и майнообразователя;
в) системы торможения, ремонтного уплотнения вала турбины и предтурбинного затвора при давлении до 0,8 МПа (8 бар).
13.1.5 Работа компрессорных установок для поддержания заданного
уровня давления и в воздухосборниках и магистралях, а также управление и
контроль состояния оборудования должны быть полностью автоматизированы. Управление должно быть ручное и автоматическое; отклонение от нормального режима должно передаваться в АСУ ТП.
Эксплуатация установок должна производиться без постоянного присутствия дежурного персонала.
13.2 Выбор оборудования для пневматического хозяйства
13.2.1 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 (7 бар), а конечное - 0,6 МПа (6 бар).
82
СТО РусГидро 01.01.78-2012
Расход воздуха на один цикл торможения принимается по техническим
условиям на поставку гидрогенераторов.
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.
13.2.2 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 м /мин - при числе агрегатов на ГЭС от 2 до 4;
20 м /мин - при 5-8 агрегатах;
25 м /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 м /мин.
13.2.3 В системе создания полыньи подача компрессоров должна обеспечить расход воздуха от 0,02 до 0,03 м /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 один
резервный компрессор.
Давление в воздухосборниках и их местоположение должны приниматься с учетом не менее 50% термодинамической осушки сжатого воздуха,
поступающего в магистральный воздухопровод.
13.2.4 В системе воздухоснабжения пневмогидравлической аппаратуры
устанавливается один воздухосборник вместимостью, обеспечивающей работу аппаратуры в течение не менее двух-трех часов без включения компрессора.
83
СТО РусГидро 01.01.78-2012
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.
13.2.5 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 (от 8 до 64 бар). 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 (30 бар)
не допускается осуществлять его подвод в разгрузочную полость радиальноосевой 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 (8 бар), следует применять воздуходувки или компрессоры низкого давления.
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.
13.2.6 В системе зарядки гидроаккумуляторов МНУ необходимо устанавливать рабочее давление на 0,2 0,7 МПа (от 2 до 7 бара) выше номинального давления в системе регулирования.
Производительность компрессорного оборудования должна осуществлять первоначальное заполнение гидроаккумуляторов МНУ не более чем за 4
ч.
При этом допускается зарядка гидроаккумуляторов до давления 0,8
МПа (8 бар) от систем низкого давления.
В системе зарядки гидроаккумуляторов МНУ обязательна установка
резервного компрессора.
84
СТО РусГидро 01.01.78-2012
Вместимость воздухосборника (в м3) принимается равной расходу воздуха на утечки в системе за 8 часов, но не менее значения минутной производительности рабочих компрессоров. Необходимо предусматривать байпас
для подачи воздуха в гидроаккумуляторы, минуя воздухосборник на период
его периодического осмотра и испытания.
13.2.7 Выбор оборудования системы воздухоснабжения высоковольтных воздушных выключателей и приводов разъединителей должен производиться в соответствии с ПУЭ, раздел IV [1].
13.2.8 Магистральные воздухопроводы следует выполнять по 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.
85
СТО РусГидро 01.01.78-2012
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.
13.2.9 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.
13.2.10 В качестве воздухопроводов должны применяться стальные
бесшовные трубы из материалов, соответствующих рабочим давлению и
температуре.
Для соединения фильтров, устанавливаемых в шкафах управления
электрическими выключателями и разъединителями, с резервуарами этих аппаратов следует применять медные или латунные трубы.
13.2.11 Оперативные переключения в системах торможения и воздухоснабжения электрических распределительных устройств не должны допускать даже кратковременного перерыва в питании указанных систем.
13.2.12 Сброс масляноводяного конденсата при продувке компрессоров, воздухосборников, магистралей должен осуществляться через маслоулавливающие устройства.
Масляноводяной конденсат должен сбрасываться в системы замасленных стоков.
13.3 Управление и контроль
13.3.1 Управление и контроль работы системы пневматического хозяйства должны быть автоматизированы. Управление системой должно быть в
ручном и автоматическом режимах; отклонение от нормального режима
должно передаваться в АСУ ТП.
13.3.2 Режим работы компрессорных агрегатов (пуск и остановка) выполняется в пределах рабочего давления системы.
13.3.3 Функции компрессорных агрегатов – рабочий и резервный –
должны меняться в автоматическом или ручном режиме по наработке в моточасах.
13.3.4 Алгоритм управления компрессорами выполняется в соответствии с инструкцией завода-изготовителя.
86
СТО РусГидро 01.01.78-2012
13.3.5 Автоматическому контролю подлежат:
а) максимальное и минимальное давления в коллекторах каждой системе;
б) давление пуска и остановки рабочих и резервных компрессоров;
в) давление и расход воды при водяном охлаждении компрессоров;
13.3.6 Визуально контролируется:
а) давление в коллекторах;
б) давление после компрессора;
в) давление в воздухосборнике;
г) температура воздуха (при необходимости).
14 Измерение гидравлических параметров гидроузла
14.1 Система измерений гидравлических параметров гидроузла предназначена для непрерывного представления информации об уровнях, напорах и
расходах воды на гидроузле, в том числе для ее использования в автоматизированных системах управления и защиты гидроагрегатов.
14.2 Указанная система должна обеспечить:
а) измерение и регистрацию уровней верхнего и нижнего бьефов;
б) определение и регистрацию напоров нетто на гидромашинах;
в) определение и регистрацию расхода воды на каждой гидромашине и
водосбросных сооружениях, суммирование расхода воды через гидроузел;
г) контроль перепада давления на сороудерживающих решетках;
д) выдачу унифицированного сигнала на систему управления гидроагрегатами, а также в систему АСУ ТП;
е) контроль осушения и заполнения водоводов;
ж) контроль уровня воды в конусе отсасывающей трубы турбины при
работе агрегата в режиме синхронного компенсатора или переводе его в
насосный режим.
14.3 Для измерения указанных параметров следует применять аппаратуру с унифицированным выходом. Отбор давления в точках измерения допускается 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.
14.4 Для отбора давления барботажным способом применяется измерительная стальная бесшовная трубка диаметром от 8 до 20 мм. Допускается
при соответствующем обосновании применять трубки полиэтиленовые или
из нержавеющей стали.
87
СТО РусГидро 01.01.78-2012
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 от 5 до 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 от 0,8 до
4,0 МПа (8-40 бар).
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.
14.5. 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.
14.6 Отбор давления для измерения уровней следует предусматривать в
местах, наименее подверженных влиянию изменения расхода через гидроузел.
14.7 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.
14.8 Управление и контроль
14.8.1. Управление и контроль работы системы измерения гидравлических параметров должны быть автоматизированы. Управление системой
должно быть в автоматическом режиме; отклонение от нормального режима
должно передаваться в АСУ ТП.
14.8.2. Режим работы системы – непрерывный.
88
СТО РусГидро 01.01.78-2012
14.8.3. Допускается, с целью экономии воздуха, автоматически отключать подачу воздуха на агрегатную пневмогидравлическую систему измерения на остановленном агрегате.
14.8.4. Функции датчиков (при необходимости резервирования) – рабочий и резервный – должны меняться в автоматическом или ручном режиме
по сигналу неисправности датчика.
14.8.4. Автоматическому контролю подлежат:
а) давление в коллекторе
14.8.6. Визуально контролируется:
а) давление воздуха в коллекторе пневмогидравлической системы измерения;
15 Гидрогенераторы и генераторы-двигатели
15.1 Общие требования
15.1.1 Гидрогенераторы и генераторы-двигатели 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.
15.1.2 Электрические машины, системы возбуждения и вспомогательное оборудование должны обеспечивать надежную работу гидроагрегата во
всех режимах без вмешательства дежурного персонала.
15.1.3 Конструкция электрической машины, отдельных ее узлов и
вспомогательные системы должны обеспечивать условия пуска и останова
гидроагрегата при отсутствии напряжения собственных нужд переменного
тока.
15.2 Гидрогенераторы, генераторы-двигатели
15.2.1 Номинальная мощность и вид конструктивного исполнения
электрической машины принимаются исходя из типа и параметров гидромашины.
89
СТО РусГидро 01.01.78-2012
15.2.2 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 и других нормативных документов на синхронные машины, гидрогенераторы и их комплектующие устройства.
15.2.3 Синхронные машины должны разрабатываться 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.
15.2.4 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) угонная частота вращения;
д) индуктивные сопротивления;
е) масса;
ж) стоимость.
15.2.5 В качестве гидрогенераторов и генератор-двигателей применяются синхронные явнополюсные машины с вертикальным или гopизoнтaльным валом.
На гидроузлах, где в период постоянной эксплуатации происходят систематические значительные изменения напора (
), при
наличии в их составе длинной деривации, а также на малых ГЭС следует рассматривать другие варианты электрической машины, допускающие работу
гидроагрегата с частотой вращения, отличающейся от номинальной (асинхронизированные, многоскоростные с переключением количества полюсов, с
работой через преобразователь частоты, синхронные индукторные генераторы). Применение в проектах ГЭС таких электрических машин должно быть
экономически эффективно и обосновано конструкторской документацией
предприятий-изготовителей.
90
СТО РусГидро 01.01.78-2012
15.2.6 Выбор конструктивного исполнения вертикальной синхронной
машины производится по частоте и мощности гидроагрегата на основании
следующих показателей: габариты агрегата (стоимость машинного зала),
масса, коэффициент полезного действия и стоимость электрической машины.
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.
15.2.7 На малоагрегатных электростанциях (до четырех) целесообразно
рассматривать применение гидрогенераторов с разъемным ротором с целью
снижения грузоподъемности и количества кранов машзала.
15.2.8 Сборку активной стали статора уникальных по мощности или
габаритам синхронных машин «в кольцо» с целью повышения их эксплуатационной надежности, следует производить на месте монтажа.
15.2.9 Для повышения надежности работы подпятников следует применять сегменты с эластичным металлопластмассовым покрытием.
15.2.10 Номинальное напряжение статора синхронной машины выбирается из ряда стандартизированных значений: 3,15; 6,3; 10,5; 13,8; 15,75;
18,0; 20 кВ.
Значение напряжения в зависимости от мощности машины должно соответствовать данным таблице 15.1.
Т а б л и ц а 15.1
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.
91
СТО РусГидро 01.01.78-2012
Проектировщик электростанций принимает значение номинального
напряжения с учетом технико-экономических показателей всего тракта от
электрической машины до трансформатора.
15.2.11 Коэффициент мощности синхронной машины принимается по
условиям работы гидрогенераторов и генераторов-двигателей в энергосистеме и согласовывается с ОАО «СО ЕЭС».
15.2.12 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.
15.2.13 Маховой момент (постоянная инерции) синхронной машины
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.
15.2.14 Повышение частоты вращения синхронной машины при сбросе
номинальной нагрузки задается на основании расчетов гарантий регулирования (см. п.9.2.8 и 9.2.10).
15.2.15. Индуктивные сопротивления синхронной машины 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.
15.2.16 Коэффициент полезного действия синхронной машины при номинальной нагрузке и номинальном коэффициенте мощности следует задавать не ниже значений, указанных в таблице 15.2.
Т а б л и ц а 15.2
Диапазоны номинальных мощностей, МВА
Диапазон частоты вращения, об/мин
92
СТО РусГидро 01.01.78-2012
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
-
15.2.17 В электрических машинах должна применяться система косвенного воздушно-водяного охлаждения с замкнутым циклом охлаждения.
Охлаждение воздуха обеспечивается водяными охладителями, при этом:
а) рекомендуется, по согласованию с разработчиком, использовать отбор до 20% горячего воздуха для обогрева машинного зала электростанции.
При отборе более 15% горячего воздуха в тракте восполнения объема охлаждающего воздуха необходимо устанавливать пылеулавливающие фильтры;
б) применять, как правило, систему самовентиляции, где вентилятором
служит ротор.
Допускается применение принудительной системы косвенного или
непосредственного 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.
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.
15.2.18 Гидрогенераторы вертикального исполнения мощностью более
50 МВт, с большими маховыми массами вращающихся частей (с механической постоянной времени более 8 с), а также работающих в остропиковом
режиме, и генераторов-двигателей при нормальных остановах должны иметь
систему электрического торможения, основанную на методе короткого замыкания.
Механическая система торможения используется в качестве резервной
при отказе системы электроторможения, при аварийных остановах агрегата, а
93
СТО РусГидро 01.01.78-2012
также для исключения длительного вращения ротора на малых оборотах и
для подъема ротора на тормозах.
15.2.19 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.
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.
16 Управление гидроагрегатом и вспомогательными
системами
16.1 Автоматизация основного оборудования
16.1.1 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.
16.1.2 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.
16.1.3 Средства автоматического управления основным оборудованием
в нормальных, аварийных и послеаварийных режимах в энергосистеме и на
электростанции должны обеспечивать:
94
СТО РусГидро 01.01.78-2012
а) поддержание активной мощности в соответствии с заданным графиком и автоматической коррекцией по частоте (статизмом по частоте) согласно ПУЭ п.3.3.68[4];
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.
16.1.4 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.
16.1.5 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.
16.1.6 Технологические и электрические защиты разрабатываются в
соответствии с требованиями заводов-изготовителей оборудования и ПУЭ.
16.1.7 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.
16.2 Автоматизация вспомогательного оборудования
16.2.1 К вспомогательному оборудованию и общестанционным технологическим системам относятся техническое водо- и воздухоснабжение, мас95
СТО РусГидро 01.01.78-2012
ляное хозяйство, система осушения 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.
16.2.2 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 в пределах прямой видимости от обслуживаемых механизмов.
Трансформаторы с РПН собственных нужд электростанций должны
оснащаться системой автоматического регулирования коэффициента трансформации.
16.2.3 Локальные устройства автоматического управления должны
иметь:
а) световую сигнализацию о нахождении системы в автоматическом
режиме при отсутствии режимных ключей;
б) обобщенную световую сигнализацию о неисправном состоянии;
в) сигнализацию, световую или блинкерную, фиксирующую каждую
неисправность и повреждение контролируемых элементов вспомогательного
оборудования и технологических систем;
г) 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.
16.2.4 Оборудование, предназначенное для пропуска паводковых вод,
для попуска воды на нужды водопотребителей (затворы холостых водосбросов, затворы плотин) оснащаются местным управлением.
96
СТО РусГидро 01.01.78-2012
Оснащение указанного оборудования централизованным дистанционным управлением или автоматическими системами управления определяется
технологической характеристикой режимов попусков воды для конкретной
электростанции.
16.2.5 Для оборудования водоприемников должны предусматриваться
устройства сигнализации возможности появления шуги и устройства автоматического включения обогрева решеток, пазов водоприемников с сигнализацией о таком включении.
16.2.6 Контроль за состоянием гидротехнических сооружений (ГТС)
должен выполняться в виде самостоятельных систем, в том числе и АСУ
ГТС, обеспечивающих измерения контролируемых параметров, их регистрацию и передачу в соответствующие службы электростанции.
16.2.7 Локальные системы и устройства автоматического управления
вспомогательным оборудованием и общестанционными технологическими
системами размещаются вблизи управляемого оборудования и путей обхода
оборудования эксплуатационным персоналом.
17 Электротехническая часть
17.1 Общие положения
17.1.1 Разработка проекта электротехнической части ГЭС и ГАЭС
должна осуществляться в соответствии с действующими нормативными документами в области электроэнергетики России, Российскими государственными стандартами на электрооборудование, Правилами устройства электроустановок (ПУЭ) [1], Правилами технической эксплуатации (ПТЭ) [2], правилами охраны труда при эксплуатации электрооборудования.
17.1.2 Проект также должен соответствовать требованиям действующих стандартов ОАО «РусГидро» и Технической политике ОАО «РусГидро» [33].
17.1.3 Проектирование электротехнической части ГЭС (ГАЭС)
должно осуществляться на основе использования прогрессивного, надежного, высокоэкономичного оборудования, которое на момент ввода в действие
объекта должно соответствовать высокому техническому уровню.
17.1.4 Если для осуществления принятых в проекте технических решений необходимо выполнение научно-исследовательских, экспериментальных или опытных работ, в материалах проекта приводится их перечень с
краткой характеристикой и обоснованием необходимости выполнения этих
работ.
97
СТО РусГидро 01.01.78-2012
17.1.5 Проектирование электротехнической части выполняется на
основании исходных данных, получаемых от смежных отделов, организаций
и заказчика.
17.1.6 Необходимость разработки в составе проектной документации
пусковых комплексов устанавливается заказчиком и указывается в задании
на проектирование.
17.1.7 При применении импортного оборудования необходимо руководствоваться стандартами международного электротехнического комитета
(МЭК) и требованиями ГОСТ для данного вида оборудования.
17.1.8 В составе электротехнической части должны быть разработаны следующие разделы:
- главная электрическая схема, включая расчет токов короткого замыкания, уровней перенапряжений, выбор параметров основного электротехнического оборудования на высоком среднем и низком напряжении;
- координация и увязка главной электрической схемы с проектами сетевых объектов, связанных с РУ ГЭС, ГАЭС;
- система собственных нужд переменного тока;
- электроснабжение основных и вспомогательных технологических систем, включая оборудование связи и сигнализации;
- система оперативного постоянного тока;
- релейная защита основного и вспомогательного электротехнического
оборудования;
- координация и увязка с проектами систем РЗА, противоаварийной автоматики и внешней связи сетевых объектов;
- системы управления, контроля, сигнализации, измерений, учета электроэнергии;
- комплексная АСУ ТП технологического и электротехнического оборудования объекта;
- интеграция комплексной АСУ ТП объекта с диспетчерским центром
филиала;
- система диагностики и мониторинга состояния гидроагрегата, электротехнического и технологического оборудования;
- автоматизация агрегатных и общестанционных технологических систем;
- задания заводам на изготовление нетипового электрооборудования;
- пожаротушение и пожарная сигнализация (электрическая часть);
- компоновка и установка электрооборудования в сооружениях и зданиях ГЭС, ГАЭС;
98
СТО РусГидро 01.01.78-2012
- кабельные трассы, воздушные переходы и токопроводы до РУ высокого напряжения;
- кабельные трассы, воздушные переходы, токопроводы низкого и
среднего напряжения;
- задания на строительную часть проекта на фундаменты, закладные
детали, отверстия и т.д.;
- наружное и внутреннее электроосвещение;
- система заземления и молниезащиты;
- исследование электромагнитной обстановки и обеспечение электромагнитной совместимости;
- ремонт и реконструкция ЭТО;
- спецификации на оборудование и материалы;
- сметная документация;
- техническое сопровождение и координация документации поставщиков по всему электротехническому оборудованию и технологическим системам.
17.2 Главная
оборудование
электрическая
схема
и
электротехническое
17.2.1 Состав и характеристики основного электротехнического оборудования, участвующего в процессе передачи электроэнергии, вырабатываемой ГЭС или ГАЭС в энергосистему, определяются при разработке главной
электрической схемы станции.
17.2.2 Исходными данными для начала работ по проектированию
главной электрической схемы ГЭС или ГАЭС является количество и энергетические характеристики (установленная мощность, номинальное напряжение, номинальная частота вращения, коэффициент мощности) генераторов
(генераторов-двигателей).
Кроме того для разработки главной электрической схемы ГЭС или
ГАЭС необходимы исходные данные по энергосистеме, к которой будет присоединяться электростанция. Эти данные предоставляются заказчиком на основании работы «Схема выдачи мощности проектируемой ГЭС (ГАЭС) в
энергосистему». Данная работа должна выполняться специализированной
организацией, занимающейся проектированием энергосистемы, к которой
предполагается присоединить ГЭС (ГАЭС). Проектная организация, с которой заключен договор на проектные работы по электростанции, составляет и
согласовывает с заказчиком техническое задание на выполнение работы
«Схема выдачи мощности проектируемой ГЭС (ГАЭС) в энергосистему».
Работа должна быть выполнена для каждого из принятых в проекте этапов
99
СТО РусГидро 01.01.78-2012
развития станции, с учетом перспективного развития энергосистемы на ближайшие 10-15 лет.
Для реконструируемых объектов необходимость пересмотра схемы выдачи мощности или пересмотра главных электрических схем блоков и распределительных устройств определяет Заказчик по согласованию с ОАО «СО
ЕЭС». Работа «Схема выдачи мощности реконструируемой ГЭС (ГАЭС) в
энергосистему» должна, как правило, выполняться при увеличении установленной мощности станции, укрупнении блоков, изменении количества присоединяемых линий электропередач.
17.2.3 В составе работы «Схема выдачи мощности проектируемой
ГЭС (ГАЭС) в энергосистему» для каждого этапа развития станции должны
быть определены следующие данные:
а) напряжения, на которых выдается энергия электростанции в энергосистему (их должно быть не более двух), число и направление линий электропередач на каждом напряжении; мощность, передаваемая по каждой линии в нормальном (максимальном и минимальном) режиме, а также в аварийных и послеаварийных режимах; рекомендуемое распределение гидроагрегатов между напряжениями, коридоры линий электропередач при подходе
их к гидроузлу;
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, режимы заземления
нейтралей силовых трансформаторов и автотрансформаторов на ГЭС;
в) величина перетоков мощности между распределительными устройствами разных повышенных напряжений электростанции в максимальном и
минимальном режиме;
г) графики активной нагрузки электростанции и участие ее в общем
графике активной нагрузки энергосистемы по характерным периодам года на
каждом напряжении, участие ГЭС во вторичном регулировании частоты в
энергосистеме;
д) наибольшая мощность, потеря которой допустима по условию сохранения устойчивости энергосистемы, 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 энергосисте100
СТО РусГидро 01.01.78-2012
мы); необходимость работы гидроагрегатов в режиме синхронных компенсаторов, а также в режиме потребления реактивной мощности; необходимость
установки шунтирующих реакторов и установок продольной емкостной компенсации, их мощность, номинальное напряжение и схема присоединения,
рекомендуемое значение номинального коэффициента мощности гидрогенераторов (генераторов-двигателей) по условиям работы энергосистемы;
ж) токи трехфазного и однофазного короткого замыкания по каждой
линии электропередачи и индуктивные сопротивления прямой и нулевой последовательности энергосистемы на шинах распределительных устройств
повышенных напряжений для максимального и минимального режимов
нагрузки энергосистемы, а также требования к параметрам восстанавливающихся напряжений на контактах выключателей соответствующего распределительного устройства;
з) требования к месту установки и характеристикам ограничителей
перенапряжения для защиты электрооборудования станции от грозовых и
коммутационных перенапряжений; уровни грозовых и коммутационных перенапряжений на оборудовании распределительных устройств повышенного
напряжения;
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);
к) технические решения по противоаварийной автоматике; расчеты
статической и динамической устойчивости для определения режимов, требующих противоаварийного управления; требования системной противоаварийной автоматики (максимально допустимое время отключения выключателей, необходимость секционирования шин повышенного напряжения, величина отключаемой мощности для разгрузки линий электропередачи);
л) технические решения по выполнению РЗА присоединяемых линий
электропередач
м) величина напряжения и частоты на шинах распределительных
устройств повышенного напряжения станции в нормальных и аварийных режимах работы энергосистемы, допустимые колебания напряжения на шинах
повышенных напряжений при различных режимах работы обратимых агрегатов ГАЭС, в том числе при прямом пуске (в случае использования такого
способа пуска агрегатов);
н) структура и организация диспетчерского управления станции в
энергосистеме. Территориальное расположение диспетчерского пункта си101
СТО РусГидро 01.01.78-2012
стемы, объем передаваемой информации; схема организации внешней связи,
количество и наименование обрабатываемых фаз для организации высокочастотных каналов связи и наличие волоконно-оптических каналов связи для
телемеханики, для защит каждой линии, подходящей к шинам ГЭС (ГАЭС);
о) взаимосвязь АСУ ТП ГЭС (ГАЭС) с АСУ ТП энергосистемы, каналы связи, в/ч или оптоволокно (в тросе или фазном проводе); объем и вид
требуемой информации для приема/передачи, вид протокола; количество и
виды входных сигналов в АСУ от устройств РЗ линий;
п) наличие в районе ГЭС (ГАЭС) местной подстанции напряжением
635кВ (110кВ для ГЭС большой мощности). Возможность резервирования
электроснабжения собственных нужд ГЭС (ГАЭС) от этой подстанции, мероприятия по выполнению резервного электроснабжения; схема электрических соединений местной подстанции, режим заземления нейтралей трансформаторов подстанции; уровни рабочих напряжений, а также токи трехфазного и однофазного короткого замыкания на шинах местной подстанции.
17.2.4 На основании полученных данных о режимах работы станции
в энергосистеме и количестве, напряжении и направлении присоединяемых
линий электропередач и автотрансформаторов (трансформаторов) связи повышенных напряжений разрабатывается главная электрическая схема ГЭС
(ГАЭС) и производится выбор параметров основного электротехнического
оборудования.
17.2.5 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.
17.2.6 В соответствии с Федеральным законом от 26.03.2003 № 35Ф3 присоединение ГЭС (ГАЭС) к энергосистеме должно выполняться на основании договора об осуществлении технологического присоединения к объектам электросетевого хозяйства, заключаемого между сетевой организацией
и заказчиком проектируемой электростанции. Для получения технических
условий на присоединение и для заключения договора разработанная главная
электрическая схема для полного развития станции, главная электрическая
схема пускового комплекса и работа «Схема выдачи мощности ГЭС (ГАЭС)
в энергосистему» должны быть направлены на согласование в сетевую компанию, к энергосистеме которой присоединяется проектируемая ГЭС
(ГАЭС): ОАО «ФСК ЕЭС» или в соответствующий филиал, МРСК (межрегиональная сетевая компания) и др., а также системному оператору в ОАО
102
СТО РусГидро 01.01.78-2012
«СО ЕЭС» или в соответствующий его филиал. Для координации работ по
осуществлению технологического присоединения должны быть заключены
соответствующие двухсторонние соглашения о взаимодействии заказчика
электростанции и владельцев подстанций или электростанций на противоположных концах линий электропередач.
Согласование главных электрических схем с ОАО «СО ЕЭС» должно
выполняться в соответствии с регламентом согласования и утверждения
главных электрических схем ОАО «РусГидро» и ОАО «СО ЕЭС».
17.2.7 В главных электрических схемах электростанций применяются следующие типы электрических блоков:
- одиночный блок (генератор-трансформатор);
- укрупненный блок (несколько генераторов, подключенных к одному
общему повышающему трансформатору или к одной группе однофазных
трансформаторов);
- объединенный блок (несколько одиночных или укрупненных блоков,
объединенные между собой без выключателей на стороне высшего напряжения повышающих трансформаторов).
17.2.8 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 17.2.3. "д" с учетом требований п.17.2.10
настоящего Стандарта.
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.
17.2.9 Во всех электрических блоках между генераторами и повышающими трансформаторами устанавливаются выключатели или генераторные комплексы, состоящие из выключателей и встроенного (по заказу) оборудования: трансформаторов тока, напряжения, разъединителя, заземляющих
ножей, ограничителей перенапряжений и емкостей для ограничения перенапряжений в генераторных цепях. В случае, когда два гидрогенератора подключены к одному выключателю необходима их групповая синхронизация.
Для включения (отключения) и реверса фаз при переходе из генераторного режима в насосный в цепи обратимого агрегата ГАЭС используются два
103
СТО РусГидро 01.01.78-2012
выключателя (генераторных комплекса) или выключатель (генераторный
комплекс) и два разъединителя. Возможно также применение схем с использованием пятиполюсных аппаратов и других схем при соответствующем
обосновании.
Пуск обратимых агрегатов в насосный режим выполняется с использованием пускового тиристорного устройства, присоединяемого к генераторным цепям, либо способом «back-to-back» (спина к спине) от соседнего агрегата или от генератора рядом расположенной ГЭС. Применение прямого
асинхронного пуска для обратимых агрегатов небольшой мощности должно
быть специально обосновано при соответствующем согласовании с изготовителем и с энергосистемой.
Выключатели в цепях обратимых агрегатов ГАЭС и в цепях генераторов пиковых ГЭС должны иметь повышенный коммутационный и механический ресурс, а разъединители, используемые для реверса фаз - повышенный
механический ресурс. С повышенным коммутационным и механическим ресурсом должны выбираться выключатели в цепях пусковых устройств обратимых агрегатов ГАЭС.
В укрупненных электрических блоках при большой величине тока короткого замыкания на выводах генератора (при суммарных токах КЗ от других генераторов и системы выше 130 кА), при соответствующем обосновании рекомендуется выбирать генераторный выключатель с номинальным током отключения не менее величины тока короткого замыкания от генератора
для защиты трансформатора при внутренних повреждениях. При этом термическая и динамическая стойкости такого выключателя должны соответствовать току короткого замыкания от системы и других генераторов укрупненного блока при коротком замыкании на выводах генератора. Отключение
тока короткого замыкания на выводах генератора должно производиться выключателем (выключателями) высокой стороны блочного трансформатора с
последующим отключением генераторного выключателя и восстановлением
работы укрупненного блока.
17.2.10 Главные электрические схемы электростанций должны разрабатываться с учетом значения электростанции для данной энергосистемы и
обеспечения требуемой надежности работы присоединяемых линий электропередач. Схема должна обеспечить требуемую надежность работы распределительного устройства (РУ) в нормальных, послеаварийных и ремонтных
режимах.
В нормальном режиме схема должна обеспечить выдачу всей располагаемой (за вычетом расходов на собственные нужды) мощности электростанции в энергосистему и электроснабжение потребителей собственных нужд.
104
СТО РусГидро 01.01.78-2012
В ремонтных режимах допускается, при наличии техникоэкономического обоснования, ограничение выдачи мощности электростанции в систему, но не допускается ограничение электроснабжения потребителей собственных нужд.
В качестве расчетных отказов при технико-экономических обоснованиях схем учету подлежат такие события, как единичный отказ элемента схемы
(критерий п-1) и отказ одного элемента во время планового ремонта другого
(п-2).
Если не принимать во внимание экономические последствия отказов, то допускается учитывать более тяжелые расчетные отказы (например,
отказ одновременно двух элементов схемы).
При расчетных отказах критерием допустимости одновременного
сброса генерирующих мощностей на электростанции является сохранение
устойчивости работы энергосистемы.
Главная электрическая схема должна обеспечивать возможность и безопасность проведения ремонтных и эксплуатационных работ на электрооборудовании РУ. Схема должна быть наглядной и обеспечивать удобство эксплуатации электрооборудования.
Главные электрические схемы электростанций должны удовлетворять
следующим условиям:
- 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 17.2.3. "д" и тех линий электропередачи (двух и более), отключение которых может вызвать
нарушение устойчивости энергосистемы или ее части;
- отказ любого выключателя в схемах, в которых на шины электростанции заводятся параллельные транзитные линии электропередачи, не должен
приводить к потере обеих линий транзита одного направления;
- отключение линии электропередачи со стороны электростанции
должно производиться не более чем двумя выключателями;
- отключение электрического блока может производиться не более чем
тремя выключателями распределительного устройства повышенного напряжения;
- 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;
105
СТО РусГидро 01.01.78-2012
- ремонт любого из выключателей распределительного устройства 110
кВ и выше должен быть возможен без отключения присоединения. Для РУ
напряжением до 220кВ включительно возможно проведение ремонта выключателя путем временного отключения присоединения ВЛ или АТ, если это
возможно по условиям обеспечения требуемой надежности электроснабжения приемных подстанций и транзитных перетоков мощности.
17.2.11 Для распределительных устройств электростанций напряжением 110 кВ и выше рекомендуются к разработке следующие схемы:
При напряжении 110-220 кВ с одним выключателем на присоединение:
- одна рабочая секционированная выключателем и обходная система
шин с секционным и обходным выключателями (5 и более присоединений).
Схема применяется при допустимости потери питания потребителей на время переключения присоединения на обходную систему шин;
- две рабочие и обходная системы шин (от 5 до 15 присоединений).
Схема применяется при отсутствии возможности отключения всех присоединений системы шин на время ревизии и ремонта этой системы шин;
- две рабочие секционированные выключателями и обходная системы
шин с двумя шиносоединительными и двумя обходными выключателями
(более 15 присоединений и отсутствие возможности отключения всех присоединений секции шин на время ревизии и ремонта этой секции шин).
При напряжении 110кВ и выше при количестве присоединений не более 6:
- мостик;
- треугольник;
- четырехугольник;
- пятиугольник;
- шестиугольник.
При напряжении 330-750 кВ применяются схемы:
а) с двумя системами шин, с 4 выключателями на 3 цепи (схема "4/3");
с секционированием сборных шин по условиям противоаварийной автоматики;
б) с двумя системами шин, с 3 выключателями на 2 цепи (схема "3/2"«полуторная»), с секционированием сборных шин по условиям противоаварийной автоматики;
в) схемы по пунктам «а» и «б» с жестким присоединением автотрансформаторов к сборным шинам.
Для распределительных устройств напряжением 220кВ мощных электростанций, а также при необходимости сохранения в работе ответственных
ВЛ также возможно применение схем по п. «а», «б» и «в» данного раздела.
106
СТО РусГидро 01.01.78-2012
Как правило, блоки и линии в схемах по п. «а», «б» и «в» данного раздела должны присоединяться с соблюдением чередования их присоединения
к системам шин.
17.2.12 Допускается применение других схем при надлежащем обосновании или по требованию заказчика.
17.2.13 КРУЭ могут выполняться по любой из перечисленных в
п.17.2.7 схем. Не рекомендуется применение схем с обходной системой шин
ввиду их значительного удорожания.
Следует учитывать, что при более высокой надежности оборудования
КРУЭ по сравнению с оборудованием ОРУ, для КРУЭ при соответствующем
обосновании возможно применение более простых схем.
При разработке главных электрических схем КРУЭ особое внимание
следует уделять вопросам разделения оборудования на газовые отсеки. Следует учитывать, что в соответствии с требованиями изготовителей, при работах, требующих вскрытия газового отсека, в смежных отсеках должно быть
снижено давление элегаза, что в свою очередь требует снятия напряжения с
оборудования этих отсеков. Таким образом, для распределительных
устройств электростанций, требующих повышенной надежности рекомендуется:
- для исключения одновременной потери двух присоединений при ремонтах выключателей, в схемах многоугольников, «4/3» и «3/2» - выключателя на присоединение предусматривать дополнительные газовые отсеки
(например, для трансформаторов тока) между выключателями и разъединителями в цепочках;
- выполнять присоединение трансформаторов напряжения к шинам через разъединители и дополнительный газовый отсек;
- выполнять присоединение ОПН к шинам через дополнительный газовый отсек.
Рекомендуется выполнять разделение шин на газовые отсеки для сокращения объема элегаза, находящегося в одном отсеке.
Указанные требования должны вписываться в конкурсную документацию на поставку КРУЭ и выполнение их должно учитываться при подведении итогов конкурса.
На вводах линий в КРУЭ должны предусматриваться быстродействующие заземлители.
При расположении КРУЭ вблизи здания ГЭС (ГАЭС) целесообразно
выполнять связь блочных трансформаторов с КРУЭ закрытыми элегазовыми
токопроводами или кабелями с изоляцией из сшитого полиэтилена. Таким же
107
СТО РусГидро 01.01.78-2012
образом рекомендуется выполнять связь с КРУЭ располагаемых вблизи автотрансформаторов.
При сравнении затрат на эксплуатацию КРУЭ и ОРУ, следует также
учитывать затраты на обогрев помещения КРУЭ, располагающихся в районах
с умеренным и холодным климатом.
Для расчета систем вентиляции и отопления помещений КРУЭ следует
учитывать тепловыделения от оборудования КРУЭ:
- в максимальном режиме для летнего периода;
- в минимальном режиме для зимнего периода.
Тепловыделения от оборудования КРУЭ должны определяться для расчетных значений токов в ветвях схемы.
17.2.14 При обосновании варианта главной электрической схемы электростанции рассматриваются вопросы надежности выдачи электроэнергии,
оперативных и ремонтных свойств схемы, удобства деления схемы по сигналам противоаварийной автоматики (ПА), количества операций с выключателями и разъединителями в различных режимах, компоновки оборудования,
стоимости РУ и др.
При прочих равных условиях предпочтение должно отдаваться схеме,
обладающей необходимой надежностью, и в которой отключение отдельных
цепей осуществляется меньшим числом выключателей.
17.2.15 Выбор изготовителей основного электротехнического оборудования осуществляет заказчик на основании Технических требований к
оборудованию, разработанных проектировщиком. Технические требования к
оборудованию составляются с учетом режимов его работы в выбранной
главной электрической схеме. Электротехническое оборудование должно
быть рассчитано на термическое и динамическое действие токов внешних
коротких замыканий, которые могут проходить через оборудование в данной
точке электрической сети.
В Технических требованиях к оборудованию должны быть указаны
условия окружающей среды, в которых предполагается его эксплуатация: тип
климата (например умеренный, холодный, морской, тропический), диапазоны рабочих температур и влажности воздуха, степень загрязнения атмосферы, высота расположения площадки РУ над уровнем моря. Должны быть
указаны требования к сейсмостойкости оборудования
При проектировании должно применяться оборудование и материалы,
соответствующие Российским или международным стандартам и сертифицированные в установленном порядке.
17.2.16 Трансформаторы (автотрансформаторы) на электростанциях
принимаются трехфазными, как обеспечивающие более низкий уровень по108
СТО РусГидро 01.01.78-2012
терь энергии в трансформаторах по сравнению с однофазными. 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. При этом выбор варианта должен проводиться на основании технико-экономического сравнения.
Резервные трехфазный или однофазный трансформаторы могут быть
предусмотрены при технико-экономическом обосновании или по согласованию с заказчиком.
При реконструкции станций, связанных с заменой трансформаторов, в
первую очередь следует рассматривать возможность применения трехфазных
трансформаторов. При этом необходимо проверить прочность строительных
конструкций, учесть затраты на переделку систем пожаротушения, РЗА, маслоотвода и пр. Окончательное решение о выборе типа трансформатора следует принимать на основании технико-экономического сравнения вариантов
с учетом всех влияющих факторов.
17.2.17 Связь между двумя распределительными устройствами разных
напряжений от 110 кВ и выше 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 РУ обосновываются исходя из режима работы этой связи.
17.2.18 Для однофазных автотрансформаторов связи распределительных устройств разных напряжений резервная фаза должна предусматриваться при установке 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.
17.2.19 Все автотрансформаторы и трехобмоточные трансформаторы
связи распределительных устройств разных напряжений, должны иметь
устройства регулирования напряжения под нагрузкой на одном напряжении
109
СТО РусГидро 01.01.78-2012
(ВН или СН); при необходимости регулирования напряжений на двух повышенных напряжениях предусматривается установка линейного вольтодобавочного трансформатора.
17.2.20 При выборе типов выключателей для РУ повышенных напряжений следует руководствоваться следующим:
- в ОРУ 220-750 кВ следует предусматривать элегазовые выключатели,
которые должны обеспечивать работоспособность во всем требуемом диапазоне температур;
- в цепях шунтирующих реакторов должны применяться элегазовые
выключатели снабженные устройствами синхронизированной коммутации,
обеспечивающими надежную работу выключателей;
- для сокращения площади ОРУ следует применять баковые выключатели с встраиваемыми трансформаторами тока или комплектные элегазовые
ячейки наружного исполнения.
17.2.21 В ОРУ 35 -110 кВ должны предусматриваться элегазовые или
вакуумные выключатели.
17.2.22 Для КРУЭ, ЗРУ, ГРУ 6, 10, 20 кВ должны предусматриваться
КРУ с вакуумными или элегазовыми выключателями. Предпочтение следует
отдавать вакуумным выключателям.
В проекте должны быть определены требования к параметрам восстанавливающегося напряжения на контактах выключателей, устанавливаемых
в РУ повышенных напряжений, в цепях генераторов (генераторовдвигателей) и пусковых тиристорных устройств, а также требования к величине апериодической составляющей в токе к.з., который должны отключать
указанные выключатели.
17.2.23 Для улучшения условий эксплуатации и повышения автоматизации в РУ напряжением 110кВ и выше должны предусматриваться разъединители с электродвигательными приводами на главных и заземляющих ножах.
Допускается указанное требование, при соответствующем обосновании, распространять и на разъединители РУ 35 кВ.
В цепях генераторов (генераторов-двигателей) напряжением 13.8кВ и
выше также следует предусматривать разъединители с электродвигательными приводами.
17.2.24 Трансформаторы тока (ТТ)
Количество ТТ и их вторичных обмоток должно обеспечивать раздельное подключение устройств релейной защиты и автоматики (РЗА), приборов
АИИС КУЭ, средств ПА.
110
СТО РусГидро 01.01.78-2012
Обмотки ТТ, используемые для подключения приборов АИИС КУЭ,
должны иметь класс точности не хуже 0,2S для РУ напряжением 110кВ и
выше и для генераторов мощностью 100МВт и более.
Разные комплекты устройств РЗА следует подключать к разным вторичным обмоткам класса «Р» трансформаторов тока для резервирования и
обеспечения необходимой надежности действия защит.
При выборе измерительного трансформатора тока необходимо учитывать, что при первичных токах, значительно меньших номинального тока
трансформатора, его погрешность возрастает.
17.2.25 Трансформаторы напряжения (ТН)
Выбор типа и количества ТН должен выполняться с учетом следующего:
- нагрузка обмоток ТН не должна превышать допустимую и должна
обеспечить его работу в требуемом классе точности при нормальных, послеаварийных и ремонтных режимах работы схемы;
- ТН, используемые для подключения приборов АИИС КУЭ, должны
иметь для этого отдельную вторичную обмотку класса точности не ниже 0,2.
ТН индуктивного типа должны быть антирезонансными для исключения феррорезонанса перенапряжений в РУ.
Для выполнения резервирования цепей напряжения на каждой ВЛ в РУ
напряжением 330-750 кВ рекомендуется устанавливать два ТН (с двух сторон
от ВЧ –заградителя). До заградителя со стороны ВЛ предпочтительна установка ТН емкостного типа. При неисправности или выводе в ремонт одного
из ТН нагрузка должна переключаться на оставшийся в работе ТН.
На ВЛ 110-220кВ рекомендуется устанавливать один ТН. При этом в
схемах «мостик», «треугольник», «четырехугольник» питание нагрузки ТН
одной линии резервируется от ТН другой линии, а в схемах с системами шин
– от ТН на шинах.
В схемах n-угольников для осуществления АПВ с контролем наличия
напряжения и синхронизма рекомендуется устанавливать ТН в каждой вершине.
На каждой системе (секции) шин в РУ 330-750кВ рекомендуется устанавливать по два ТН с четырьмя обмотками для резервирования цепей
напряжения устройств РЗА и обеспечения работы АИИС КУЭ.
Количество ТН на шинах (секциях) в РУ 110-220кВ определяется расчетом их нагрузки исходя из условий обеспечения работы ТН в требуемом
классе точности.
ТН индуктивного типа рекомендуется присоединять к сборным шинам
через разъединители, а ТН емкостного типа – без разъединителя.
111
СТО РусГидро 01.01.78-2012
Для сокращения площади ОРУ и затрат на приобретение электрооборудования рекомендуется на ВЛ при необходимости установки ТТ и ТН
применение комбинированных трансформаторов тока и напряжения.
17.2.26 Ограничители перенапряжений (ОПН)
Необходимость и места установки ОПН определяются при конкретном
проектировании в соответствии с требованиями ПУЭ.
В РУ напряжением 35 кВ и выше, к которым присоединены ВЛ, должны быть установлены ОПН. Защитные характеристики ОПН должны быть
скоординированы с изоляцией защищаемого оборудования и ВЛ. ОПН должны быть взрывобезопасными.
ОПН устанавливаются на выводах обмоток ВН и НН блочных трансформаторов. ОПН должны быть установлены на выводах всех обмоток автотрансформаторов и на шунтирующих реакторах.
ОПН устанавливаются на выводах нейтралей трансформаторов, если
предусматривается возможность их работы с разземленной нейтралью.
Необходимость установки ОПН на шинах РУ 110-220кВ, место установки, их количество и характеристики определяются расчетами. Для предварительных проработок компоновочных решений можно пользоваться таблицами допустимых расстояний от ОПН до защищаемого оборудования,
приведенных в главе 4.2 ПУЭ.
Количество и места установки ОПН для защиты оборудования от грозовых и коммутационных перенапряжений в схемах РУ напряжением 330750 кВ определяется расчетом и зависит от количества и характера присоединений РУ, от параметров ОПН, от района расположения электростанции и
пр.
Для защиты оборудования КРУЭ от грозовых перенапряжений рекомендуется устанавливать ОПН снаружи КРУЭ между вводом воздушной линии в КРУЭ и последней опорой. Установка ОПН у трансформаторов (автотрансформаторов, шунтирующих реакторов) может выполняться как снаружи, так и внутри КРУЭ в их цепях до коммутационного аппарата.
При устройстве кабельных вставок, соединенных с воздушными линиями, в месте перехода кабельной линии в ВЛ должен быть установлен ОПН.
Если в месте перехода устанавливается коммутационный аппарат, то ОПН
должен быть установлен между коммутационным аппаратом и кабельной
муфтой. Необходимость установки ОПН на противоположном конце кабельной вставки определяется расчетом и зависит от длины кабеля, характеристик ОПН и наличия других ОПН в РУ, к которому присоединяется линия.
17.2.27 Для РУ напряжением 110-500 кВ проектом должны предусматриваться технические решения, исключающие появление феррорезонансных
112
СТО РусГидро 01.01.78-2012
перенапряжений, возникающих при последовательных включениях электромагнитных трансформаторов напряжения и емкостных делителей напряжения выключателей. Одним из способов предотвращения феррорезонансных
перенапряжений является применение антирезонансных трансформаторов
напряжения.
17.2.28 Стальные порталы, молниеотводы, опоры под оборудование и
другие конструкции, а также стальные детали железобетонных стоек порталов и опор под оборудование должны быть защищены от коррозии с применением технологии горячего или «холодного» цинкования на заводахизготовителях. Применение оцинкованных металлоконструкций является
обязательным для ОРУ напряжением 330 кВ и выше независимо от района их
расположения и для ОРУ 35-220 кВ, расположенных по побережьям морей в
зоне до 5 км от берега и в районах с сильноагрессивной средой. Кроме того, в
районах с сильноагрессивной средой и по побережью морей металлоконструкции ОРУ всех напряжений поверх цинкового покрытия следует окрашивать лакокрасочными материалами I и II групп в соответствии со строительными нормами [35].
17.2.29 Основное электротехническое оборудование электростанций
рекомендуется оснащать системами диагностики и мониторинга состояния
(силовые блочные трансформаторы, автотрансформаторы, шунтирующие реакторы, пусковые тиристорные устройства ГАЭС, генераторные выключатели, КРУЭ, кабельные линии напряжением 110кВ и выше и пр.).
17.3 Собственные нужды и оперативный ток
17.3.1 Источники питания собственных нужд переменного тока
17.3.1.1 Для электроснабжения электроприемников собственных нужд
ГЭС и ГАЭС необходимо предусматривать не менее двух независимых источников питания при любом режиме работы станции, в том числе при отключении одного из 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 со стороны ВН;
б) гидрогенератор;
в) обмотка низшего напряжения автотрансформаторов связи распределительных устройств повышенных напряжений;
д) шины распределительного устройства электростанции 35, 110, 220
кВ;
г) подстанция местного района, имеющая связь с энергосистемой на
113
СТО РусГидро 01.01.78-2012
ГЭС принимается в качестве резервного источника;
е) дизель-генераторная станция (ДЭС).
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.
При этом должна предусматриваться возможность пуска гидроагрегата при
отсутствии переменного напряжения в сети СН станции.
17.3.1.2 Для электроприемников СН особой группы ответственности и
электроприемников систем жизнеобеспечения станции, работа которых позволяет осуществлять безопасную эксплуатацию гидротехнических сооружений и обеспечивать сохранность дорогостоящего оборудования в условиях
потери основных источников электроснабжения систем СН, должны предусматриваться автономные независимые источники – дизель-генераторы
(ДЭС), (см также СТО 17330282.27.140.020-2008).
17.3.1.3 К электроприемникам особой группы ответственности относятся:
- механизмы управления затворов водосбросов и аварийно-ремонтных
затворов водоприемника;
- механизмы управления предтурбинных аварийных (аварийноремонтных) затворов;
- механизмы управления затворами со стороны нижнего бьефа;
- шкафы управления оперативным током (ШУОТ) с подзарядными агрегатами для питания цепей управления механизмов основных и аварийных
затворов водоприемников и водосбросов. ШУОТ должны устанавливаться в
незатапливаемых помещениях на отметке гребня плотины. В аварийных
условиях потери основных источников электроснабжения систем СН шкафы
ШУОТ должны автоматически переключаться на питание от ДЭС;
- эвакуационное освещение;
- зарядные устройства аккумуляторных батарей;
- агрегаты бесперебойного питания систем оборудования связи, телемеханики, АСУ ТП, видеонаблюдения и др. систем безопасности;
-пожарные насосы и оборудование системы автоматического пожаротушения (пожарные задвижки, огнезащитные клапаны) и пожарной сигнализации;
- вентсистемы дымоподавления;
17.3.1.4 Состав электроприемников систем жизнеобеспечения станции
определяется проектом. Расчетное время потери основных источников электроснабжения систем СН принимается равным 24 часам. Для станций, распо114
СТО РусГидро 01.01.78-2012
лагающихся в труднодоступных районах, это время может быть увеличено.
17.3.1.5 К электроприемникам систем жизнеобеспечения станции
должны быть отнесены:
- аварийное освещение безопасности для продолжения работы;
- насосы системы осушения проточной части агрегатов, которые могут
использоваться для откачки затопленных помещений;
- дренажные насосы, если их останов на расчетное время перерыва питания СН приводит к подтоплению сооружений и дорогостоящего оборудования;
- механизмы маневрирования ремонтными затворами отсасывающих
труб;
- отопление и вентиляция помещений серверных АСУТП;
- отопление помещений КРУЭ для станций, располагающихся в районах с умеренным и холодным климатом, для обеспечения допустимых температур в зимний период (при необходимости);
- насосы аварийной откачки из затопленных помещений.
Для восстановления электроснабжения систем СН от генераторов станции рекомендуется для одного или нескольких агрегатов предусмотреть возможность подключения электроприемников, обеспечивающих запуск агрегата, к дизель-генератору.
Состав электроприемников, получающих в аварийных условиях электроснабжение от ДЭС, может быть дополнен в соответствии с проектом конкретного гидроузла и по согласованию с заказчиком.
Электроприемники, получающие в аварийных условиях электроснабжение от ДЭС, должны подключаться к выделенным сборкам ответственных
потребителей, автоматически переключаемых на питание от ДЭС при потере
основных источников.
ДЭС должны располагаться на незатопляемых отметках вне зоны возможного повреждения в случае чрезвычайной ситуации (аварии) на ГЭС.
17.3.1.6 Пуск дизель-генератора должен осуществляться:
- автоматически, при потере всех источников питания СН;
- по команде оператора с ЦПУ;
- с местного щита управления ДЭС.
17.3.2 Схемы питания собственных нужд переменного тока
17.3.2.1 На электростанциях, где все генераторы включены на шины
РУ генераторного напряжения, питание электроприемников СН должно осуществляться от этих шин.
17.3.2.2 На электростанциях, где все генераторы включены по схеме
115
СТО РусГидро 01.01.78-2012
блоков генератор-трансформатор, питание электроприемников СН должно
осуществляться путем устройства ответвлений от блока с установкой в цепях
этих ответвлений трансформаторов СН.
При наличии выключателя между генератором и блочным трансформатором ответвление к трансформатору СН должно выполняться между выключателем и блочным трансформатором.
При отсутствии выключателя в цепи блока генератор-трансформатор
рекомендуется, по возможности, избегать ответвлений от таких блоков. Исключение могут составлять трансформаторы мощностью до 1000 кВА, предназначенные для питания СН только данного блока.
На многоагрегатных ГЭС количество ответвлений к общестанционным
трансформаторам СН должно быть три, с тем, чтобы при выводе в ремонт
одного из трансформаторов СН обеспечивалось наличие на станции двух независимых источников для питания СН.
В схемах укрупненного блока возможно присоединение трансформатора СН, предназначенного для питания СН только данного блока, между выключателем и генератором.
17.3.2.3 Использование обмоток низшего напряжения автотрансформаторов связи в качестве источников резервного питания СН допускается,
если обеспечиваются:
- допустимые колебания напряжения на шинах распределительных
устройств СН при регулировании напряжения автотрансформатора, в противном случае необходима дополнительная установка регулировочного
трансформатора;
- допустимое по условию самозапуска электродвигателей суммарное
реактивное сопротивление автотрансформатора, трансформатора собственных нужд и регулировочного трансформатора.
17.3.2.4 Схемы собственных нужд переменного тока ГЭС (ГАЭС)
должны выбираться с учетом обеспечения их надежности в нормальных, ремонтных и аварийных режимах.
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. Вариант с двумя
напряжениями является предпочтительным, использование одного напряжения 0,4 кВ допустимо только для ГЭС небольшой мощности.
Выбор напряжения 6 или 10 кВ определяется с учетом наличия того
или иного напряжения электроприемников на станции, а также с учетом при116
СТО РусГидро 01.01.78-2012
нятого напряжения в местном энергорайоне и в энергосистеме. При прочих
равных условиях предпочтение следует отдавать напряжению 10 кВ.
17.3.2.5 Для питания электродвигателей СН мощностью 200 кВт и
выше должно применяться напряжение 6-10 кВ. Допускается в отдельных
случаях применение электродвигателей мощностью 250 кВт на напряжении
0,4кВ. Для остальных электродвигателей переменного тока должно применяться напряжение 0,4кВ.
17.3.2.6 Распределительные устройства СН 6(10) и 0,4кВ выполняются с одной системой сборных шин. Сборные шины распределительных
устройств СН всех напряжений выполняются двухсекционными. Каждая из
секций присоединяется к отдельному источнику питания, которые, таким образом, являются взаиморезервирующими. На секционном выключателе
предусматривается устройство автоматического ввода резерва (АВР).
17.3.2.7 Распределение электроэнергии от источников питания на
напряжении 6 (10) кВ производится с помощью комплектных распределительных устройств - КРУ 6 (10) кВ, располагаемых в незатапливаемой части
ГЭС (ГАЭС). 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, а секции размещать в отдельных помещениях. Выбор способа
заземления нейтрали в сети 6(10) кВ определяется проектом.
При реконструкции ГЭС, там где невозможно вынести КРУ на незатопляемые отметки или этот вынос требует несоизмеримо больших капитальных затрат, следует применять КРУ со степенью защиты не менее IP 54,
позволяющей обеспечить надежность работы устройств релейной защиты,
автоматики и управления в течении нескольких секунд.
17.3.2.8 Распределение электроэнергии на напряжение 0,4 кВ организуется с помощью комплектных трансформаторных подстанций 6 (10)/ 0,4 кВ
(КТП СН), располагаемых, по возможности, в незатапливаемой части ГЭС
(ГАЭС). Понижающие трансформаторы КТП подключаются к различным
секциям КРУ 6 (10) кВ или к другим независимым источникам питания. Распределительные устройства 0,4 кВ двухтрансформаторных КТП СН выполняются секционированными с АВР.
КТП СН для питания двигателей насосов, использующихся при откачке
из затопленных помещений должны располагаться на незатапливаемых отметках или в герметичных помещениях, имеющих выход на незатапливаемую отметку.
17.3.2.9 Питание электроприемников 0,4 кВ осуществляется или
117
СТО РусГидро 01.01.78-2012
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 глухозаземленной нейтралью. Для
защиты персонала питание электроприемников должно выполняться от сети
380/220В с системой заземления TN-S или TN-C-S. Система TN-C-S допустима при сечениях фазных жил кабеля не менее 10 кв.мм для медных жил и
16 кв.мм –для алюминиевых (для участков схемы от главного распределительного щита до вторичных сборок).
17.3.2.10 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 или секциям, имеющим
питание от независимых источников. Перерыв электроснабжения указанных
потребителей при нарушении электроснабжения от одного из источников
может быть допущен лишь на время автоматического восстановления питания.
Для потребителей, не допускающих даже кратковременного перерыва
питания (потребители АСУ ТП, связи и др.) должны применяться агрегаты
бесперебойного питания (АБП), резервное питание которых осуществляется
от сети СН ГЭС постоянного тока (аккумуляторной батареи) и от ДЭС.
Для других электроприемников особой группы ответственности и систем жизнеобеспечения также должно предусматриваться питание от ДЭС в
соответствии с требованиями пунктов 17.3.1.3-17.3.1.5.
Электроснабжение оборудования и систем, обеспечивающих нормальные параметры и условия функционирования технологического оборудования и сооружений (вентиляция, отопление, 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.), может осуществляться от распределительных устройств без резервирования питания.
118
СТО РусГидро 01.01.78-2012
17.3.2.11 Наличие напряжения на каждой из секций КРУ 6(10)кВ, КТП
СН и вторичных распределительных устройствах должно обеспечиваться
независимо от режима работы ГЭС (ГАЭС) (выдача или потребление мощности, режим СК) и состояния отдельных независимых источников («в работе»
или «отключено»); при этом АВР должно вступать в действие только при
аварийных отключениях источников питания или при отклонении напряжения в пределах 25-40% номинального.
17.3.2.12 Схема собственных нужд должна обеспечивать самозапуск
электродвигателей ответственных механизмов после выхода из работы одного из трансформаторов и работы АВР.
17.3.2.13 Питание судоходных шлюзов, входящих в состав сооружений гидроузла, допускается осуществлять от распределительных устройств
6(10)кВ СН ГЭС (при отсутствии в районе расположения шлюзов надежного
источника их электроснабжения).
17.3.2.14 Питание поселка при электростанции должно осуществляться
от местных распределительных сетей.
17.3.2.15 Питание сетей рабочего освещения и аварийного освещения
безопасности, предназначенного для продолжения работы при аварийном отключении рабочего освещения, выполняется от двух независимых источников питания переменного тока, взаимно резервирующих друг друга.
Кроме того, на центральном пункте управления (ЦПУ) ГЭС (ГАЭС), в
зонах агрегатных щитов и других постов управления должны предусматриваться светильники аварийного освещения, постоянно подключенные к сети
СН постоянного тока.
Светильники эвакуационного освещения должны быть присоединены к
сети, не зависящей от рабочего освещения, автоматически (с выдержкой времени) переключаемой на питание от ДЭС; резервное питание эвакуационного
освещения рекомендуется осуществлять от сети СН постоянного тока, либо
применять светильники со встроенными аккумуляторами. Эвакуационное
освещение должно предусматриваться для помещений, в которых постоянно
находятся люди или которые предназначены для постоянного прохода персонала.
17.3.2.16 Электроснабжение механизмов основных и аварийноремонтных затворов водоприемника и водосброса должно предусматриваться
от двух сборок (шкафов), которые должны подключаться к разным секциям
распределительных устройств, имеющих независимые источники питания. В
случае потери независимых источников питания на двух секциях РУ, указанные сборки должны автоматически переключаться на питание от ДЭС. Помимо автоматизированного закрытия затворов при действии аварийных за119
СТО РусГидро 01.01.78-2012
щит, должна быть предусмотрена возможность подачи команды на закрытие
затворов с агрегатного щита управления и с ЦПУ ГЭС (ГАЭС), а также возможность местного закрытия затворов вручную.
17.3.2.17 Питание обогрева сороудерживающих решеток и пазов затворов должно резервироваться. Также, при необходимости, должна предусматриваться возможность питания этих электроприемников от ДЭС.
17.3.2.18 Питание кранов, находящихся в помещениях, осуществляется при помощи троллейного токосъемника, а находящихся на открытом воздухе - при помощи лыжного токосъемника (при необходимости, с обогревом)
или посредством гибкого кабеля.
17.3.2.19 При значительных колебаниях напряжения в системе СН (более 5%) рекомендуется применение стабилизаторов напряжения в сетях оперативного переменного тока, а также рабочего и аварийного освещения безопасности.
17.3.2.20 Для удобства эксплуатации и координации параметров автоматических выключателей в сетях 0,4 кВ с целью обеспечения их селективной работы рекомендуется применять в сети 0,4 кВ станции выключатели
одного производителя, что позволяет использовать заводские таблицы селективности автоматических выключателей.
17.3.2.21 Во всем неоговоренном в настоящих нормах схемы и оборудование системы СН переменного тока ГЭС (ГАЭС) должны отвечать требованиям стандарта СТО 17330282.27.140.020-2008.
17.3.3 Система оперативного постоянного тока (СОПТ)
17.3.3.1 Система оперативного постоянного тока предназначена для
питания устройств управления, автоматики, сигнализации и релейной защиты элементов главной электрической схемы электростанции и распредустройств 6кВ и 0,4кВ, а также приводов постоянного тока, преобразовательных агрегатов бесперебойного питания (АБП), средств диспетчерского
управления и связи, начального возбуждения генераторов, пожарной сигнализации и аварийного освещения.
17.3.3.2 Основным источником СОПТ является аккумуляторная батарея напряжением 220В. На электростанциях следует использовать стационарные малообслуживаемые свинцово-кислотные аккумуляторы открытых и
закрытых типов по ГОСТ Р МЭК 60896-2-99, ГОСТ Р МЭК 60896-2 с учетом
требований ГОСТ 26881.
Срок службы аккумуляторных батарей не менее 20 лет.
120
СТО РусГидро 01.01.78-2012
Аккумуляторные батареи должны обладать высокой надежностью и
способностью поддерживать расчетную емкость в аварийной ситуации в течение всего срока службы.
Количество аккумуляторных батарей принимается в зависимости от
мощности
электростанции,
количества
агрегатов,
напряжения
распредустройств выдачи мощности электростанции и взаимного
расположения станции и распредустройств с учетом мест размещения
устройств релейной защиты.
Емкость батареи выбирают из расчета 1-часового аварийного разряда,
состоящего из длительной аварийной нагрузки (с учетом питания АБП) и
толчковой нагрузки в начале и в конце аварийного разряда.
17.3.3.3 На электростанциях мощностью менее 500 МВт с ОРУ (ЗРУ)
110 кВ, расположенных в непосредственной близости от здания станции,
устанавливается одна аккумуляторная батарея и два зарядно-подзарядных
устройства. 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 с ОРУ (ЗРУ) 220кВ независимо от мощности
станции для ОРУ (ЗРУ) устанавливаются две аккумуляторные батареи и
четыре зарядно-подзарядных устройства. При этом в здании ГЭС (ГАЭС)
количество батарей определяется мощностью станции. Но если ОРУ (ЗРУ)
расположено вблизи здания ГЭС (ГАЭС), то две аккумуляторные батареи
для потребителей ОРУ (ЗРУ) и ГЭС (ГАЭС) устанавливаются в здании ГЭС
(ГАЭС).
На электростанциях мощностью 500 МВт и более должны устанавливаться две аккумуляторные батареи четыре зарядно-подзарядных устройства.
При больших расстояниях между зданием станции и ОРУ (ЗРУ) в здании
ОРУ (ЗРУ) 110 кВ устанавливается одна батарея и два зарядно-подзарядных
устройств, а в здании ОРУ (ЗРУ) 220 -500 кВ - две аккумуляторные батареи
и четыре зарядно-подзарядных устройства.
На электростанциях любой мощности с ОРУ (ЗРУ) 330-550 кВ и выше,
расположенном в непосредственной близости от здания станции, устанавливаются две аккумуляторные батареи и четыре зарядно-подзарядных устройства.
В зданиях электростанций мощностью менее 500 МВт с количеством
агрегатов более 12 (с большой протяженностью здания) при техникоэкономическом обосновании могут устанавливаться две и более аккумуляторных батарей.
121
СТО РусГидро 01.01.78-2012
17.3.3.4 Каждая батарея должна подключаться к своему щиту постоянного тока (ЩПТ). Включение каждого полюса аккумуляторной батареи на
шины щита постоянного тока осуществляется через развилку из предохранителей, устанавливаемых в ящиках при выходе кабелей из помещения аккумуляторной и включаемых каждый на свою секцию шин щита постоянного тока. Аккумуляторные батареи не должны иметь между собой гальванических
связей.
17.3.3.5 ЩПТ должен состоять из двух секций шин для раздельного
питания микропроцессорных устройств (МП) защит и приводов выключателей. Для питания МП устройств допускается применение устройств стабилизации напряжения, устанавливаемых на соответствующей секции шин ЩПТ.
Секции разных ЩПТ должны иметь взаиморезервирование, осуществляемое
через два коммутационных и защитных аппарата, размещенных в разных
шкафах.
17.3.3.6 Непосредственное питание устройств релейной защиты, автоматики и управления должно осуществляться от шкафов распределения
постоянного тока (ШРОТ). ШРОТы должны устанавливаться в непосредственной близости со шкафами релейной защиты, автоматики и управления.
ШРОТ должны иметь, как минимум, два ввода питания от соответствующих
секций каждого ЩПТ. В цепях ввода допускается использование разделительных диодов.
17.3.3.7 Комплекты основных и резервных устройств РЗиА или взаиморезервируемые комплекты устройств РЗиА должны получать электропитание от разных АБ или от разных сборок ЩПТ, желательно, через разные
шкафы распределения оперативного тока.
17.3.3.8 Система оперативного постоянного тока должна иметь двухили трех-уровневую защиту с использованием в качестве защитных аппаратов на первом уровне предохранители, на втором - автоматические выключатели или предохранители и на нижнем уровне - автоматические выключатели. При этом время отключения КЗ в сети оперативного постоянного тока
должно обеспечивать сохранение в работе (без перезагрузки) микропроцессорных устройств, подключенных к неповрежденным кабелям.
17.3.3.9 Для защиты от перенапряжений должно быть предусмотрено
соответствующее устройство.
Для контроля за состоянием оборудования и цепей оперативного тока
СОПТ должен иметь следующие устройства:
- устройство мониторинга СОПТ;
122
СТО РусГидро 01.01.78-2012
- систему автоматического и автоматизированного контроля изоляции
и поиска мест повреждения изоляции полюсов сети относительно земли (поиск "земли");
- устройство регистрации аварийных процессов и событий СОПТ;
- средства выдачи сигнала обобщенной неисправности в систему;
- центральной сигнализации и информации от устройства мониторинга
в АСУ ТП.
17.3.3.10 В разделе СОПТ должны быть обоснованы и представлены
следующие материалы:
- структура СОПТ: централизованная или децентрализованная;
- ориентировочный состав электроприемников, их основные параметры;
- расчет и выбор емкости АБ на основе диаграммы аварийного разряда
АБ, сведения о толчках нагрузки, обоснование времени разряда;
- расчет номинального тока и технические требования к ЗПУ;
- выбор схемы ЩПТ;
- выбор схемы рабочего и резервного питания электроприемников;
- расчет коротких замыканий для выбора кабелей, коммутационных и
защитных аппаратов;
- выбор кабелей для распределительной сети электропитания и трасс их
прокладки;
- определение параметров защитных аппаратов с учетом их селективной работы;
- определение параметров средств защиты от импульсных перенапряжений;
- определение параметров системы контроля режимов работы и состояния оборудования СОПТ, объем мониторинга и регистрации аварийных процессов;
- определение параметров системы поиска «земли»;
В составе проектной документации должна быть принципиальная схема СОПТ с отражением положения коммутационных аппаратов в нормальном режиме.
17.3.3.11 Во всем неоговоренном в настоящих нормах схемы и оборудование системы оперативного постоянного тока ГЭС (ГАЭС) должны отвечать «Положению о технической политике ОАО «РусГидро».
123
СТО РусГидро 01.01.78-2012
17.4 Релейная защита электрооборудования ГЭС/ГАЭС
17.4.1 Общие положения
17.4.1.1 Все электроустановки и электрооборудование ГЭС/ГАЭС
должны быть оборудованы устройствами релейной защиты.
17.4.1.2 При выборе состава и основных принципов создания систем
защиты следует руководствоваться ПУЭ. Поскольку издание 6 данного документа не отражает изменений, произошедших с момента выпуска этой редакции, действие ПУЭ справедливо в той части, которая не противоречит
действующим стандартам Системного оператора и Техническим политикам
ОАО «ФСК» и ОАО «РусГидро».
Все устройства релейных защит основного оборудования и воздушных
и кабельных линий 110-500 кВ, устанавливаемые на ГЭС/ГАЭС, должны
быть выполнены на микропроцессорной элементной базе и иметь стандартные интерфейсы и протоколы передачи данных, определенные CIGRE (ИК
№34 «Релейная защита»), МЭК 60870-5-101/104 и МЭК 61850.
17.4.1.3 Устройства защиты в соответствии с выполняемыми функциями должны состоять из двух автономных, взаиморезервируемых комплектов
защиты для каждого присоединения: генератор, повышающий трансформатор, ошиновка напряжением 110 кВ и выше, трансформаторы собственных
нужд (подключенные к ошиновке генераторного напряжения глухой отпайкой), а также для шин РУ 110кВ и выше:
- для электростанций с номинальной единичной мощностью генераторов более 30 МВт;
- для электростанций любой мощности генераторов при выдаче мощности в сеть на напряжении 220 кВ и выше.
17.4.1.4 Питание комплектов релейных защит постоянным оперативным током должно производиться от двух разных источников постоянного
тока напряжением 220 В. При наличии одной аккумуляторной батареи - от
двух разных секций щита постоянного тока, каждая из которых имеет отдельные вводы от аккумуляторной батареи.
17.4.1.5 Измерительные каналы каждого комплекта защит подключены
к различным трансформаторам тока и напряжения. Выходные контакты каждой системы должны действовать непосредственно на отключение выключателей и на останов агрегата.
17.4.1.6 Информация о состоянии и срабатывании устройств защит передается в АСУ ТП цифровыми каналами связи.
17.4.1.7 Все устройства релейной защиты имеют встроенные регистраторы аварийных событий, поддерживающие функцию передачи осцилло124
СТО РусГидро 01.01.78-2012
грамм в стандартных форматах с помощью открытых протоколов обмена и
функции дистанционного управления, защищенные системой доступа.
Кроме того, рекомендуется оснащать гидромеханическую и электрическую часть энергообъектов независимыми системами регистрации аварийных событий и цифрового осциллографирования с обеспечением сбора и сохранности информации в условиях катастрофических аварий.
17.4.2 Релейная защита блока генератор – трансформатор
17.4.2.1 Комплекты устройств защиты блока генератор - трансформатор должны быть расположены в отдельных шкафах, рекомендуется устанавливать в машинном зале ГЭС в одном ряду с агрегатными щитами управления.
17.4.2.2 В объем защит блока входят также защиты трансформаторов,
подключенных отпайками к главному токопроводу генераторного напряжения:
-трансформатор возбуждения;
-трансформатор собственных нужд агрегата;
-трансформатор общестанционных собственных нужд.
17.4.2.3 Для МП защит агрегатов ГАЭС следует учитывать режимы изменения чередования фаз при переходе из генераторного в насосный режим и
режимы пуска агрегата в насосный режим, при котором происходит разгон
возбужденной машины от 0 до подсинхронной скорости вращения.
17.4.2.4 На стадии «проектная документация» выполняются структурные схемы защит оборудования с использованием обозначений защит по
стандарту ANSI:
Наименование защит
Защиты генератора и системы возбуждения:
 87G
Дифференциальная защита генератора
 87GW
Поперечная дифференциальная защита генератора
 87GТ
Дифференциальная защита блока генератор-трансформатор
 64S
100% защита обмотки статора от замыканий на землю
 59NS
95% защита обмотки статора от замыканий на землю
 59N
Контроль изоляции на стороне генераторного напряжения
 46G
Токовая защита обратной последовательности
 32G
Защита генератора от обратной мощности
 49S
Защита обмотки статора от перегрузки
125
СТО РусГидро 01.01.78-2012
 78G
Защита от асинхронного хода
 21G
Дистанционная защита генератора от внешних повреждений
 59
Защита генератора от повышения напряжения
 27SC
Защита от понижения напряжения в режиме СК
 60
Балансная защита или защита от повреждений в цепях ТН
Резервная максимальная токовая защита генератора с пуском по
напряжению от междуфазных повреждений генератора
 51V
 81SC
Защита от понижения частоты в режиме СК
 50/27
Защита от подачи напряжения на остановленный агрегат
 59F
Защита генератора от перевозбуждения магнитным потоком
 64R
Защита ротора от замыканий на землю
 49R
Защита ротора от перегрузки
 40G
Защита ротора от потери возбуждения
 38G
Защита от подшипниковых токов
 50BF
УРОВ генераторного выключателя
 50ТЕ
Токовая отсечка трансформатора возбуждения
 51ТЕ
Максимальная токовая защита трансформатора возбуждения
Защиты трансформатора блока:
 87ТВ
 87N

 50/51ТВ
 51NT
 24Т
 49TВ
Дифференциальная защита трансформатора блока
Дифференциальная защита от замыканий на землю в обмотках
и на вводах ВН трансформатора
Устройство контроля изоляции вводов 500кВ *
Токовая отсечка / макс. токовая защита при работе с отключенным генераторным выключателем или в режиме СК
Резервная токовая защита от однофазных коротких замыканий
на землю на стороне ВН;
Защита трансформатора от перевозбуждения магнитным потоком
Токовая защита трансформатора от перегрузки
 26-W
Приемные цепи датчиков температуры обмотки трансформатора
 26-O
Приемные цепи датчиков температуры масла трансформатора
 63Х
Приемные цепи газовой защиты трансформатора блока
 71Х
Приемные цепи датчиков уровня масла трансформатора
Защиты трансформатора собственных нужд агрегата:
126
СТО РусГидро 01.01.78-2012
 50BJT
Tоковая отсечка трансформатора
 51BJT
Максимальная токовая защита трансформатора
Резервная токовая защита от однофазных коротких замыканий
на землю на стороне 0,4кВ трансформатора
 51NBJT
 49BJT
Токовая защита трансформатора от перегрузки
 26-W
Приемные цепи датчиков температуры обмотки трансформатора
Защита общестанционного трансформатора собственных нужд
 87ТВ
Дифференциальная защита трансформатора
 50/51ТВ
Токовая отсечка / максимальная токовая защита
 49ТВ
Защита от перегрузки
 63Х
Приемные цепи газовой защиты трансформатора
Приемные цепи газового струйного реле защиты устройства регулирования под нагрузкой трансформатора.
 80Х
 26-О
Приемные цепи датчика температуры масла
 26-W
Приемные цепи датчика температуры обмотки
 71Х
Приемные цепи датчика уровня масла
П р и м е ч а н и е - *В качестве устройства контроля изоляции вводов 500кВ рекомендуется применять микропроцессорную защиту КИВ производства НПП «ЭКРА».
17.4.3 Релейная защита оборудования РУВН 110-500 кВ и воздушных
и кабельных линий 110-500 кВ.
17.4.3.1 Проекты защит оборудования распредустройств высокого
напряжения 110-500 кВ и воздушных и кабельных линий 110-500 кВ следует
выполнять в соответствии со следующими нормативными документами
[4; 31; 32].
17.4.3.2 На структурных схемах систем защит используются
следующие коды ANSI для отдельных устройств:
-87В – Дифференциальная защита шин;
-87S – Дифференциальная защита ошиновки;
-87L – Дифференциальная защита линии;
-67/67N – Токовая направленная защита от междуфазных коротких замыканий и от замыканий на землю;
-50/51– Токовая отсечка/ максимальная токовая защита от междуфазных к.з;
-50/51N– Токовая отсечка/ максимальная токовая защита от замыканий
на землю;
127
СТО РусГидро 01.01.78-2012
-85 – Устройство приема/передачи отключающего сигнала;
-74 –Контроль исправности цепей катушек отключения выключателей
-79 /25– АПВ/Реле контроля синхронизма;
-27/ 59 – Защита от понижения/повышения напряжения;
-50BF – УРОВ выключателей;
-85 – Устройство приема/передачи отключающего сигнала;
-21/21N – Дистанционная направленная 3-4-х ступенчатая защита линии.
17.4.3.3 Системы защит должны иметь устройства определения места
повреждения на линии, реле контроля синхронизма, устройства контроля исправности цепей отключения и включения выключателя, а также устройства
записи и хранения в памяти данных о запусках пусковых органов и срабатываниях защит и осциллографировании аварийных процессов.
17.4.4 Станционная система мониторинга устройств релейной защиты
17.4.4.1 Для постоянного контроля за состоянием оборудования систем
защит должна быть предусмотрена система мониторинга. Системы защиты
оборудования РУ ВН, блоков генератор - трансформатор, а также трансформаторов собственных нужд должны быть связаны с системой мониторинга
оптико-волоконными кабелями.
17.4.4.2 Система должна обеспечивать получение информации от каждого устройства защиты о его текущем состоянии, в том числе об отказах и о
текущих аналоговых и дискретных значениях и изменениях уставок срабатывания защит, синхронизацию работы отдельных защит и устройств регистрации повреждений оборудования на станции, а также дистанционного изменения уставок защит в зависимости от режима работы станции. Наличие
соответствующего программного обеспечения позволяет решать задачи анализа осциллографирования аварийных процессов, а также оперативного и ретроспективного анализа ситуаций.
17.5 Компоновка электротехнического оборудования
17.5.1 Настоящий Стандарт применяется при разработке технологической части проекта на строительство новых и на расширение, реконструкцию
и техническое перевооружение действующих гидроэлектростанций и гидроаккумулирующих электростанций (далее ГЭС и ГАЭС или электростанций)
мощностью 10 МВт и выше с агрегатами мощностью не менее 5 МВт.
17.5.2 Компоновка электротехнического оборудования выполняется на
основе архитектурно-строительных чертежей сооружений ГЭС с увязкой со
всеми технологическими системами.
128
СТО РусГидро 01.01.78-2012
17.5.3 Электротехнические устройства и оборудование, относящиеся к
агрегату, размещаются в здании электростанции, максимально используя
площади, определенные габаритами агрегатного блока.
17.5.4 Увеличение размеров агрегатного блока для размещения электрооборудования, вспомогательных помещений, устройства проездов и проходов обосновывается.
17.5.5 Для вновь возводимых многоагрегатных электростанций рассматривать возможность применения принципа «боксирования» агрегатов, с
устройством герметичных перегородок.
17.5.6 Соединение синхронных машин с повышающими трансформаторами выполняется экранированными токопроводами или токопроводами с
литой изоляцией со степенью защиты не менее IP54 и соответствующие требованиям по термической, электродинамической стойкости и пожаробезопасности.
17.5.7 При наличии неэкранированных участков токопроводов с токами
5000А и более выполняются мероприятия, исключающие недопустимые
нагревы близко расположенных металлоконструкций наведенными токами.
17.5.8 Повышающие трансформаторы электрических блоков электростанций располагаются на открытом воздухе у продольной стены здания со
стороны верхнего или нижнего бьефа, при этом изоляция воздушных выводов трансформаторов выбирается с учетом возможных влагонасыщенных потоков воздуха при работе водосбросов. Трансформаторы рекомендуется
оснащать системой защиты от взрывов и пожаров.
17.5.9 Для подземных зданий электростанций место расположения повышающих трансформаторов электрических блоков определяется на основе
технико-экономического сопоставления вариантов их расположения (на поверхности или в подземных помещениях) 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.
17.5.10 Ремонт повышающих трансформаторов, трансформаторов собственных нужд, автотрансформаторов связи и шунтирующих реакторов (в
дальнейшем трансформаторов) без снятия верхней части бака ("колокола")
выполняется на месте их установки. При необходимости снятия "колокола"
трансформатор доставляется на монтажную площадку или в трансформаторную мастерскую.
17.5.11 При установке трансформаторов на отметках, не имеющих общих с монтажной площадкой железнодорожных путей, для их ремонта
предусматривается трансформаторная мастерская с механизмами для подъ129
СТО РусГидро 01.01.78-2012
ема "колокола", технологическим оборудованием и противопожарными средствами.
17.5.12 Перемещение трансформаторов 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 предусматриваются "якоря".
17.5.13 Для предотвращения растекания масла и распространения пожара при повреждениях трансформаторов (автотрансформаторов) предусматриваются маслоприемники, маслоотводы и маслосборники в соответствии с Правилами устройства электроустановок (ПУЭ).
17.5.14 Распределительные устройства (РУ) 35-750 кВ электростанций,
проектируются как открытыми (ОРУ), так и закрытыми (ЗРУ), в том числе с
использованием оборудования комплектных распределительных устройств с
элегазовой изоляцией (КРУЭ).
17.5.15 Открытые распределительные устройства (ОРУ) должны располагаться как можно ближе к зданию электростанции с учетом подходов
(коридоров) линий электропередач, сокращения технологических и транспортных коммуникаций от электростанций до площадки ОРУ. При этом воздушная изоляция оборудования ОРУ выбирается с учетом возможных влагонасыщенных потоков воздуха при работе водосбросов.
17.5.16 Закрытые РУ высокого напряжения, включая КРУЭ, располагаются непосредственно в помещениях сооружений ГЭС с учетом подходов
(коридоров) линий электропередач и возможности выполнения связи с повышающим трансформатором или генератором.
17.5.17 Для электростанций, сооружаемых в районах с холодным климатом и в сложных топографических условиях с ограниченными возможностями выбора вблизи электростанции площадки под ОРУ, а также в районах
с интенсивностью землетрясений 8-9 баллов, рассматривается применение
оборудования КРУЭ.
Решение о применении КРУЭ должно подтверждаться техникоэкономическим сравнением вариантов сооружения ОРУ и КРУЭ. При сравнении вариантов следует приводить оценку условий эксплуатации, надежности и перспективности принимаемого для РУ оборудования.
17.5.18 Для помещений с оборудованием КРУЭ должны предусматриваться системы отопления и приточно-вытяжной вентиляции. Температура в
зале должна поддерживаться в диапазоне от 5°С до 35°С. В помещении
КРУЭ и элегазовых токопроводов должны быть установлены датчики контроля утечки элегаза.
130
СТО РусГидро 01.01.78-2012
17.5.19 Зал КРУЭ, по возможности, должен располагаться на нулевой
отметке сооружения. При расположении зала КРУЭ на втором этаже в перекрытиях должен быть предусмотрен монтажный проем, размеры которого
должны обеспечивать транспортировку наибольшей единицы оборудования в
транспортной упаковке. На нулевой отметке должен быть обеспечен заезд
грузовой автомашины под монтажный проем.
Ворота в зале КРУЭ, при расположении его на нулевой отметке, должны обеспечивать возможность транспортировки наибольшей по габаритам
единицы оборудования в транспортной упаковке, быть механизированными,
уплотненными и теплоизолирующими. Целесообразно иметь тамбур между
воротами, открывающимися в зал КРУЭ, и внешними воротами.
В зале КРУЭ должна быть предусмотрена кран-балка, перекрывающая
всю площадь зала, в том числе и монтажный проем. Грузоподъемность кранбалки должна соответствовать транспортной единице элегазового оборудования с наибольшей массой, которое будет установлено в зале КРУЭ.
Перекрытия непосредственно под КРУЭ должны иметь высокую расчетную степень огнестойкости, не менее 1,5 часа и предусмотрены устройства АСПТ непосредственно под КРУЭ, как на первом, так и на втором этажах здания.
17.5.20 В здании распредустройства при обосновании предусматриваются вспомогательные помещения:
- для хранения элегаза (с вытяжной вентиляцией);
- для хранения запасных частей и приспособлений;
- для наладочного персонала (с естественным освещением).
17.5.21 В зале КРУЭ должны быть предусмотрены монтажноремонтная площадка и место для размещения сервисной аппаратуры.
17.5.22 При компоновке распределительных устройств 35 кВ и выше
предусматривается возможность расширения в соответствии с требованиями
развития энергосистемы.
17.5.23 Компоновки и конструкции ОРУ и ЗРУ напряжением 35 кВ и
выше выполняются с учетом применения автокранов, телескопических вышек, кран-балок и других средств механизации монтажных и ремонтных работ высоковольтного оборудования.
17.5.24 Здания ЗРУ оснащаются системами вентиляции и отопления,
обеспечивающими требуемые условия для работы оборудования. В зданиях
ЗРУ также предусматриваются помещения для средств и материалов обслуживания оборудования, а также для проведения ремонтных работ в соответствии с рекомендациями изготовителей оборудования.
131
СТО РусГидро 01.01.78-2012
17.5.25 Здания ЗРУ 110-220 кВ выполняются с застекленными верхними ярусами ограждающих панелей, выполняющих роль легко сбрасываемых
при аварии с выключателями, общей площадью в одну треть поверхности
одной продольной стены.
17.5.26 Здания ЗРУ напряжением до 35 кВ включительно могут выполняться без окон.
17.5.27 При выполнении в ЗРУ 35-220 кВ схемы с секционированными
сборными шинами каждая секция должна быть отделена от соседней перегородкой с пределом огнестойкости EI 45 с проходными изоляторами (для соединительной ошиновки) - во избежание выхода из строя всего распределительного устройства в случае аварии на одной из секций. Для крупных станций мощностью не менее 3000 МВт и выдающих мощность на одном напряжении данное требование относится и к оборудованию КРУЭ.
17.5.28 Связь повышающих трансформаторов с РУ высокого напряжения выполняется воздушными выводами-линиями. Применение кабельных
линий с кабелями с изоляцией из сшитого полиэтилена или элегазовых токопроводов 110-500 кВ или их комбинаций с воздушными для связи повышающих трансформаторов с РУ определяется сравнением различных вариантов
выводов.
17.5.29 При установке повышающих трансформаторов в подземном
помещении связь с распределительными устройствами выполняется кабельными линиями с кабелями с изоляцией из сшитого полиэтилена или элегазовыми токопроводами.
17.5.30. Для прокладки магистральных потоков силовых и контрольных
кабелей в здании электростанции предусматриваются кабельные сооружения
(кабельные этажи, кабельные шахты, кабельные каналы, кабельные туннели).
17.5.31 Для прокладки магистральных потоков силовых и контрольных
кабелей от здания электростанции к удаленному РУ высокого напряжения и
другим сооружениям должны предусматриваться кабельные сооружения
(тоннели, каналы, шахты).
17.5.32 Количество и габариты кабельных сооружений должны предусматривать возможность прокладки взаиморезервируемых кабелей по разным трассам, чтобы при выходе из строя части кабелей при пожаре не происходила потеря мощности электростанции (более чем резервная мощность в
энергосистеме) и не допускалась потеря собственных нужд.
17.5.33 При прокладке контрольных и специальных кабелей, относящихся к автоматизированным системам управления и связи, необходимо
предусматривать меры к снижению воздействия на них электромагнитных
полей.
132
СТО РусГидро 01.01.78-2012
17.5.34 Для уменьшения габаритов технологических помещений и сокращения времени и затрат на монтаж и эксплуатацию, для обеспечения
надежной работы в случае затопления, в системе СН электростанции магистральные (питающие) линии на низком и среднем напряжениях рекомендуется выполнять малогабаритными литыми токопроводами с высокой степенью защиты (IP45 и выше).
17.5.35Масляные трансформаторы общестанционных собственных
нужд размещаются на трансформаторной площадке вместе с повышающими
(блочными) трансформаторами с устройством противопожарных перегородок. При этом следует рассматривать вариант расположения главных трансформаторов собственных нужд в разнесенных зонах, для сохранения части из
них в работе, в случае аварийной ситуации.
17.5.36 В распределительной сети СН (для КТП), а также выпрямительные трансформаторы рекомендуется применять с сухой изоляцией. Сухие трансформаторы могут устанавливаться как в помещениях, так и на улице.
17.5.37 Комплектные распределительные устройства 6/10 кВ и общестанционные распределительные устройства 0,4 кВ размещаются с учетом
возможности их опережающего ввода в работу по отношению к питающимся
от них потребителям.
17.5.38 Специально выделенные распределительные устройства СН
6/10 и 0,4 кВ, предназначенные для электроснабжения наиболее ответственных электроприемников СН, работоспособность которых должна быть обеспечена в случае затопления станции, должны располагаться в незатапливаемом (или герметичном) помещении.
17.5.39 Все оборудование системы возбуждения синхронной машины
должно размещаться в непосредственной близости от агрегата, с учетом вибрационных и электромагнитных воздействий на оборудование.
17.5.40 Агрегатные щиты управления (АЩУ) устанавливаются в помещениях здания электростанций с ориентировкой фасадов щитов в сторону
агрегатов. АЩУ, системы управления, защиты и связи должны устанавливаться на безопасных отметках или в помещениях, защищенных от затопления в аварийной ситуации.
При расположении АЩУ на отметке пола машзала для защиты шкафов
АЩУ, в которых расположен весь жизненно важный комплекс устройств
управления и защиты агрегата, необходимо предусматривать сооружение
легко возводимых конструкций из остекленных влагонепроницаемых панелей. Данная конструкция должна обеспечить защиту от проникновения воды
на время, порядка нескольких секунд, необходимое для срабатывания защит
133
СТО РусГидро 01.01.78-2012
агрегата и исполнения команд на отключение выключателей и останов агрегата при авариях на агрегате и на сооружениях электростанции.
Для горизонтальных капсульных агрегатов место установки АЩУ
определяется компоновкой здания электростанции с учетом расположения
АЩУ на одной отметке, имеющей сплошной проход по машинному залу.
17.5.41 Средства общестанционных систем управления размещаются на
ЦПУ, в помещении (зале) АСУ ТП, в помещениях РЩ и связи, а также в
других специально для них предназначенных помещениях.
17.5.42 На ЦПУ устанавливаются: главный щит управления ГЭС,
пульт-стол, АРМ операторов, являющиеся рабочими местами начальника
смены станции и дежурного электромонтера.
17.5.43 Блочные щиты автоматики и релейной защиты повышающих
(блочных) трансформаторов размещаются в пристройках машзала или устанавливаются вместе с АЩУ.
17.5.44 Щиты управления, защит и сигнализации оборудования собственных нужд ГЭС, щиты управления и сигнализации оборудования вспомогательных систем ГЭС, щиты управления оборудования водоприемника и
водосброса, а также локальные средства автоматизации вспомогательных систем основного оборудования располагаются преимущественно вблизи данного оборудования.
17.5.45 Зоны установки шкафов (панелей) управления, защиты и автоматики должны отвечать требованиям электромагнитной совместимости с
расположенным рядом силовым оборудованием.
17.5.46 В сырых помещениях в электротехнических шкафах (панелях)
рекомендуется предусматривать подогрев; в особо сырых помещениях установка шкафов (панелей) не допускается (определяется проектом).
17.5.47 Для резервирования питания гидроприводов водоприемников
электростанций, глубинных и поверхностных водосбросов, кранов верхнего
бьефа и других механизмов, обеспечивающих безопасность гидротехнических сооружений, предусматривается установка резервного источника электроснабжения - дизельных электростанций (ДЭС). ДЭС должны располагаться на безопасных отметках или в помещениях, защищенных от затопления в
аварийной ситуации.
17.5.48 Помещения электромастерских должны располагаться в помещениях электростанции на отметках выше уровня возможного затопления.
17.5.49 Щиты управления оборудованием РУ ВН (включая щит управления и сигнализации оборудованием, щиты защит присоединений линий 500
кВ и более и реакторов 500 кВ и более, защит автотрансформаторов, щиты
подсистем ПА), при расположении оборудования вблизи здания электро134
СТО РусГидро 01.01.78-2012
станции или служебно-производственного корпуса целесообразно размещать
в смежном с ЦПУ помещении - релейном щите (РЩ).
17.5.50 Размещение аккумуляторных батарей (АБ) и щитов постоянного тока (ЩПТ) должно обеспечивать применение соединяющего их кабеля
минимальной длины не более 20 м.
17.5.51 Конструкция аккумуляторной батареи (стеллаж, аккумуляторы,
межаккумуляторные перемычки и внешние присоединения) должна иметь
сейсмическую стойкость, соответствующую географическому расположению
электростанции.
17.5.52 АБ должны размещаться в разных помещениях. Допускается
установка двух АБ в одном помещении, при условии их разделения негорючими перегородками класса К0 с пределом огнестойкости не менее EI45.
17.5.53 Помещение аккумуляторных батарей должно быть оборудовано принудительной приточно-вытяжной вентиляцией.
17.5.53 Помещения аккумуляторных батарей, в которых производится
заряд аккумуляторов при напряжении более 2,3 В на элемент, должны соответствовать требованиям к взрывоопасным помещениям класса В-Iа.
17.6 Электромагнитная совместимость
17.6.1 При проектировании объектов нового строительства, технического перевооружения и реконструкции ГЭС/ГАЭС должен быть выполнен
комплекс мероприятий, обеспечивающих электромагнитную совместимость
устройств РЗА, ПА, АСУ ТП и связи, в соответствии с методическими указаниями по защите вторичных цепей подстанций от импульсных помех.
17.6.2 Основные мероприятия должны быть разработаны с учетом выбранной Главной электрической схемы ГЭС/ГАЭС и включать:
- компоновочные решения объекта (компоновка и размещение силового, первичного и реакторного оборудования, как источников импульсных высокочастотных помех, магнитных полей и т.п. на открытой (закрытой) части
РУ ВН, в зданиях и помещениях гидроузла, ГЩУ, ППУ, релейных щитах);
- выполнение устройств молниезащиты объекта в части защиты вторичных цепей и устройств от электромагнитных воздействий молнии
(например, размещение по отношению к кабельным трассам и зданиям с
обеспечением допустимого воздействия молнии на вторичные цепи и
устройства);
- выбор заземляющего устройства гидроузла.
- выбор трассы прокладки кабельных каналов, типа кабельной канализации с указанием расстояний между ними и высоковольтными шинами
(ошиновками), наличия и длины участков их параллельной прокладки по от135
СТО РусГидро 01.01.78-2012
ношению к шинам (ошиновкам) и оценка их влияния на кабели вторичной
коммутации;
- применение оптико-волоконных каналов связи;
- выполнение защиты от статического электричества устройств РЗА,
ПА, АСУ ТП, АИИС КУЭ, связи (напольные антистатические покрытия,
поддержание благоприятного режима по температуре и влажности).
17.6.3 Дополнительные мероприятия должны быть разработаны с обоснованием их необходимости, с учетом основных мероприятий и анализа
ожидаемых уровней электромагнитных, радиочастотных помех, магнитных
полей и других воздействий на устройства РЗА, ПА, АСУ ТП, АИИС КУЭ,
связи и включать:
- применение экранированных контрольных кабелей и заземление их
экранов;
- экранирование помещений, в которых размещаются устройства РЗА,
ПА, АСУ ТП, АИИС КУЭ, связи;
- раскладку силовых кабелей и кабелей вторичной коммутации по кабельным каналам (при необходимости с их экранизацией);
- обеспечение электромагнитной совместимости высокоомных входов
устройств РЗА, ПА, АСУ ТП, при подключении к ним кабелей, приходящих
из РУ разных напряжений, других зданий;
Мероприятия по обеспечению требований электромагнитной совместимости на проектируемых объектах технического перевооружения и реконструкции должны разрабатываться с учетом результатов проведенных обследований электромагнитной обстановки, выполнения расчетов и рекомендаций при разработке проектной документации и проведения замеров при
вводе объекта в эксплуатацию.
18 Системы отопления, вентиляции и кондиционирования
воздуха
18.1 Общие требования
18.1.1 При проектировании систем отопления, вентиляции и кондиционирования воздуха на ГЭС и ГАЭС следует выполнять требования настоящего раздела, а так же других нормативных документов по проектированию
отопления, вентиляции и кондиционирования воздуха, указанных ниже.
18.1.2 В зданиях и сооружениях следует предусматривать технические
решения, обеспечивающие:
- нормируемые метеорологические условия и чистоту воздуха в обслуживаемой зоне производственных и административно-бытовых помещений;
136
СТО РусГидро 01.01.78-2012
- нормируемые уровни шума и вибраций от работы оборудования и систем теплоснабжения, отопления, вентиляции и кондиционирования;
- ремонтопригодность систем отопления, вентиляции и кондиционирования;
- взрывопожаробезопасность систем отопления, вентиляции и кондиционирования.
18.1.3 Заданные параметры микроклимата и чистоту воздуха в помещениях административно-бытовых и производственных зданий следует обеспечивать в пределах расчетных параметров наружного воздуха для соответствующих районов строительства по [5]:
- параметров А - для систем вентиляции и воздушного душирования
для теплого периода года;
- параметров Б - для систем отопления, вентиляции и воздушного душирования для холодного периода года, а также для систем кондиционирования для теплого и холодного периодов года.
Параметры наружного воздуха для переходных условий года следует
принимать 10 °С и удельную энтальпию 26,5 кДж/кг.
18.1.4 Источником тепла в системах водяного отопления должны быть,
как правило, электрокотельные.
Счетчики тепла в системах теплоснабжения предусматривать не следует.
18.1.5 Для подогрева воздуха в системах приточной вентиляции и воздушного отопления используются электронагреватели.
18.1.4 Вентиляцию с механическим побуждением (далее - механическая вентиляция) следует предусматривать:
- если метеорологические условия и чистота воздуха не могут быть
обеспечены вентиляцией с естественным побуждением (далее - естественной
вентиляцией);
- для помещений и зон без естественного проветривания.
Допускается проектировать смешанную вентиляцию с частичным использованием систем естественной вентиляции для притока или удаления
воздуха. В помещениях с естественным освещением их световыми проемами
в наружных ограждениях с объемом на каждого работающего 20 м3 или 40 м3
(для общественных или производственных помещений соответственно) допускается использовать периодически действующую естественную вентиляцию через фрамуги, форточки.
18.1.5 Механическую вентиляцию следует проектировать для административно-бытовых помещений в районах с расчетной температурой наружного воздуха минус 40 °С и ниже (параметры Б).
137
СТО РусГидро 01.01.78-2012
18.1.6 Естественную вытяжную вентиляцию для административнобытовых зданий следует рассчитывать на разность удельных весов наружного воздуха температурой 5 °С и внутреннего воздуха температурой для холодного периода года.
Естественную вентиляцию для производственных помещений следует
рассчитывать:
- на разность удельных весов наружного и внутреннего воздуха при
расчетных параметрах переходного периода года для всех отапливаемых помещений, а для помещений с избытками теплоты - при расчетных параметрах
теплого периода года;
- на действие ветра при скорости, равной 1 м/с в теплый период года,
для помещений без избытка теплоты.
18.1.7 Системы воздушного отопления и системы приточной вентиляции, совмещенные с воздушным отоплением, следует проектировать с резервными вентиляторами (или электродвигателями вентиляторов) или предусматривать не менее двух отопительных агрегатов (или двух систем). При
выходе из строя вентилятора допускается снижение температуры воздуха в
помещении ниже нормируемой, но не ниже 12 °С.
18.1.8 Системы общеобменной вентиляции для производственных, административно-бытовых и общественных помещений с постоянным пребыванием людей без естественного проветривания следует предусматривать не
менее чем с двумя приточными и двумя вытяжными вентиляторами каждый
с расходом не менее 50 % требуемого воздухообмена. Допускается предусматривать одну приточную и одну вытяжную системы с резервными вентиляторами или с резервными электродвигателями для административнобытовых и общественных помещений.
Для производственных помещений, соединенных открывающимися
проемами со смежными помещениями той же категории взрывопожароопасности и с выделением аналогичных вредностей, допускается проектировать
приточную систему без резервного вентилятора, а вытяжную - с резервным
вентилятором.
18.1.9 Системы кондиционирования, а также приточные общеобменные
системы, предназначенные для круглосуточного и круглогодичного обеспечения требуемых параметров воздуха в помещениях, следует предусматривать не менее чем с двумя установками. При выходе из строя одной из установок необходимо обеспечить не менее 50 % требуемого воздухообмена и
заданную температуру (но не менее 12 °С) в холодный период года. При
наличии технологических требований или по заданию на проектирование до138
СТО РусГидро 01.01.78-2012
пускается предусматривать установку резервных кондиционеров или вентиляторов, насосов и др. для поддержания требуемых параметров воздуха.
18.2 Системы вентиляции
18.2.1Системы вентиляции, кондиционирования и воздушного отопления (далее - вентиляции) следует предусматривать общими для групп помещений (своды правил [36, 37]), размещенных в пределах одного пожарного
отсека:
- общественных, административно-бытовых и производственных категории Д (в любых сочетаниях);
- производственных одной из категорий А или Б, размещенных не более чем на трех (раздельно или последовательно расположенных) этажах;
- производственных одной из категорий В1 - В4, Г, Д или складов категории В4;
- складов и кладовых одной из категорий А, Б, В1, В2 или В3, размещенных не более чем на трех (раздельно или последовательно расположенных) этажах;
- категорий А, Б, В1, В2 и В3 в любых сочетаниях и складов категорий
А, Б, В1, В2 и В3 в любых сочетаниях общей площадью не более 1100 м2, если помещения размещены в отдельном одноэтажном здании и имеют двери
только непосредственно наружу;
- категорий В4, Г и Д и складов категорий В4 и Д при условии установки противопожарных клапанов на воздуховодах, обслуживающих помещения
категории В4.
18.2.2 В пределах одного пожарного отсека допускается объединять в
одну систему вентиляции следующие группы помещений, присоединяя к основной группе помещений помещения другой группы:
а) административно-бытовые (с учетом требований соответствующих
нормативных документов);
б) производственные категорий Г, Д и административно-бытовые;
в) производственные категорий А, Б, В1, В2 или В3 и производственные любых категорий (в том числе склады и кладовые любых категорий) или
помещения административно-бытовые.
Группы помещений по а), б), в) допускается объединять в одну систему
при условии установки противопожарного клапана на сборном воздуховоде
присоединяемой группы помещений другого назначения.
К основной группе помещений следует относить группы помещений,
общая площадь которых больше общей площади присоединяемых помеще139
СТО РусГидро 01.01.78-2012
ний. Общая площадь присоединяемых помещений должна быть не более 200
м2.
18.2.3 По назначению системы вентиляции делятся на:
а) общеообменную;
б) технологическую;
в) противодымную;
г) аварийную.
18.2.4 При проектировании систем общеообменной вентиляции должны учитываться санитарно-гигиенические требования:
- в холодный период года в обслуживаемой или рабочей зоне жилых
зданий (кроме жилых помещений), общественных, административнобытовых и производственных помещений температуру воздуха - минимальную из допустимых температур при отсутствии избытков явной теплоты в
помещениях;
- экономически целесообразную температуру воздуха в пределах допустимых норм в помещениях с избытками теплоты;
- в производственных помещениях площадью более 50 м2 на одного работающего следует обеспечивать расчетную температуру воздуха на постоянных рабочих местах и более низкую (но не ниже 10 °С) температуру воздуха на непостоянных рабочих местах.
Оптимальные и допустимые параметры микроклимата на рабочих местах должны соответствовать величинам, приведенным в [6].
18.2.5 Выбор схемы систем вентиляции для создания в административно-бытовых и производственных помещениях воздушной среды, удовлетворяющей установленным гигиеническим нормам, зависит от назначения помещений и характера проводимых в нем работ.
Расчетную температуру воздуха и кратность воздухообмена в обслуживаемых помещениях в холодный период года следует принимать по таблице 18.1.
Т а б л и ц а 18.1 - Температуры и кратности воздухообменов в обсуживаемых помещениях
Помещения
1. Вестибюли
Кратность в 1 ч или объем воздухообмена,
м3/ч
приток
вытяжка
Административно-бытовые помещения
16
2
Температура в холодный период года, °С
140
СТО РусГидро 01.01.78-2012
Кратность в 1 ч или объем воздухообмена,
м3/ч
Помещения
приток
вытяжка
2. Отапливаемые переходы
Не ниже чем на 6 градусов Цельсия расчетной температуры помещений, соединяемых отапливаемыми
переходами
3. Гардеробные уличной одеж16
1
ды
4. Гардеробные для совмест18
Из расчета компенсации Согласно п.2.6
ного хранения всех видов
вытяжки из душевых (но
одежды с неполным переодене менее однократного
ванием работающих
воздухообмена в 1 ч)
5. Гардеробные при душевых
(преддушевые), а также с полным переодеванием работающих:
а) гардеробные спецодежды
23
5
5
б) гардеробные домашней
23
Из расчета компенсации Согласно п.2.6
(уличной и домашней) одежды
вытяжки из душевых (но
не менее однократного
воздухообмена в 1 ч)
6. Душевые
25
75 м3/ч на 1 душевую сетку
7. Уборные
16
50 м3/ч на 1 унитаз и 25 м3/ч на 1
писсуар
8. Умывальные при уборных
16
1
9. Курительные
16
10
10. Помещения для сушки По технологическим
По расчету
спецодежды
требованиям в пределах 16-33 С
11. Служебные помещения и
18
По расчету на ассимиляцию тепловлагоизкабинеты площадью 35 м2 и
бытков
более
12. Служебные помещения и
18
3,5
2,8
кабинеты площадью менее 35
м2, комнаты переговоров, читальные залы, проектные кабинеты
Температура в холодный период года, °С
13. Конференц залы, залы совещаний
18
По расчету, либо на ассимиляцию тепловлагоизбытков, либо по 30 м3/час на человека
2
14. Хранилища архивов и биб18
лиотек
15. Медицинские пункты
- кабинеты врача
20
2
1,5
- процедурные
20
4
5
16. Столовые
По расчету согласно заданию на проектирование и требованиям
СНиП по проектированию предприятий общественного питания
17. Кладовые инвентаря и обо16
1
рудования
Производственные помещения
141
СТО РусГидро 01.01.78-2012
Помещения
18. Аккумуляторные
19. Машинный зал
20. Маслохозяйство
21. Подгенераторный этаж
22. Электротехнические помещения
23. Насосные станции
24. Трансформаторная мастерская
25. Компрессорная
Температура в холодный период года, °С
15-20
16
16
16
16
10
16
16
Кратность в 1 ч или объем воздухообмена,
м3/ч
приток
вытяжка
По расчету
– // –
– // –
– // –
– // –
– // –
1
1
По расчету
18.2.6 Удаление воздуха из гардеробных следует предусматривать через душевые. В случаях, когда воздухообмен гардеробной превышает воздухообмен душевой, удаление воздуха следует предусматривать через душевую
в установленном для нее объеме, а разницу - непосредственно из гардеробной.
18.2.7 Отдельные системы приточной вентиляции следует предусматривать для конференц-залов и помещений общественного питания. Удаление
воздуха самостоятельными системами вытяжной вентиляции следует предусматривать для следующих групп помещений: санузлов, курительных, предприятий общественного питания.
Самостоятельные системы вентиляции следует предусматривать для
помещений различного производственно-технологического назначения, а так
же для складов.
18.2.8 У ворот машинных залов, складов и других помещений, не имеющих тамбуров и открывающихся более пяти раз, или не менее чем на 40
мин в смену, в районах с расчетной температурой наружного воздуха минус
15 °С и ниже, следует предусматривать воздушные или воздушно-тепловые
завесы.
18.2.9 При проектировании технологической вентиляции учитываются
в первую очередь требования к температуре и влажности внутреннего воздуха обслуживаемого помещения, необходимые для обеспечения нормальной и
безаварийной работы технологического оборудования.
Производственные процессы сопровождаются побочными явлениями,
отрицательно влияющими на состояние воздушной среды в помещениях. К
вредным выделениям на ГЭС и ГАЭС относятся следующие:
- тепловыделения – выделения тепла в количестве, превышающем теплопотери помещения и приводящие к повышению температуры внутреннего
воздух помещения;
142
СТО РусГидро 01.01.78-2012
- влаговыделения – выделения водяных паров в количестве, создающую влажность воздуха, отрицательно влияющую на технологическое оборудование и строительные конструкции;
- пылевыделения;
- паровыделения и газовыделения при работе технологического оборудования.
18.2.10 Основным видом выделений от технологического оборудования
на ГЭС и ГАЭС являются тепловыделения. Источниками тепловыделений
служат электрооборудование.
К помещениям со значительными тепловыделениями относятся следующие: помещение машзала, генераторное помещение, помещение токопроводов, трансформаторные помещения, кабельные туннели, насосные станции, компрессорные, КРУЭ, КТП, ЩПТ, релейные залы, электрощитовые,
ЦПУ, помещения связи, серверные.
Величина тепловыделений определяется либо техническим заданием
(ТЗ) технологов, либо документацией заводов - поставщиков технологического оборудования.
Расход воздуха в системе вентиляции рассчитывается исходя из задачи
поддержания температуры внутреннего воздуха на уровне, требуемым технологическими нормами.
Расчетный расход воздуха в системе технологической вентиляции
определяется при климатических параметрах наружного воздуха для летнего
периода (параметры А).
В зоне умеренного климата в летний период наружный воздух в обслуживаемое помещение подается без обработки.
В областях с влажным климатом воздух должен проходить предварительную обработку в кондиционере для снижения влажности подаваемого в
помещение воздуха.
В областях со значительной запыленностью воздух должен проходить
предварительную очистку в кондиционере.
В случае если заводом - поставщиком технологического оборудования,
установленного в обслуживаемом помещении, предъявляются особые требования к влажности/сухости внутреннего воздуха, приточный воздух системы
вентиляции данного помещения должен проходить соответствующую обработку в кондиционере.
18.2.11 Системы вентиляции машинных залов ГЭС и ГАЭС следует
предусматривать с рециркуляцией воздуха в зимний период. Забор воздуха
на рециркуляцию следует осуществлять из верхней части машзала.
143
СТО РусГидро 01.01.78-2012
18.2.12 Для удаления воздуха из помещений машинных залов наиболее
предпочтительно применение осевых вентиляторов, устанавливаемых в стенах машинного зала.
18.2.13 Для экономии электроэнергии допускается осуществлять рециркуляцию вытяжного воздуха в системах вентиляции, обслуживающих
помещения категории В4.
18.2.14 Системы вентиляции кабельных туннелей должны предусматриваться самостоятельными для каждого пожарного отсека.
В системах вентиляции, обслуживающих кабельные туннели, проложенные за пределами отапливаемых зданий, должен предусматриваться подогрев приточного воздуха до температуры +5°С.
18.2.15 На входе и выходе воздуховодов из помещения кабельных туннелей должен устанавливаться противопожарный клапан.
18.2.16 В системе автоматики вентиляции кабельных туннелей должен
быть предусмотрен ввод сигнала пожарной сигнализации. По этому сигналу
должно происходить отключение системы вентиляции и закрытие противопожарных клапанов на входе и выходе из помещения. Так же в системе автоматики должна быть предусмотрена возможность принудительного пуска системы для проветривания помещения после пожара.
18.2.17 Управление системами вентиляции, обслуживающими помещения с теплоизбытками, должно производиться по сигналу от датчика температуры внутреннего воздуха. Включение/выключение системы вентиляции
происходит при достижении температуры внутреннего воздуха заданного
значения.
Исключением являются помещения со значительными тепловыделениями от технологического оборудования, работающим периодически. Для
данных помещений должны предусматриваться самостоятельные приточновытяжные системы вентиляции. Работа данных систем должна быть сблокирована с работой технологического оборудования, установленного в обслуживаемом помещении. Так же система автоматики должна обеспечить работу
системы вентиляции в течение 15-30 минут после прекращения работы оборудования.
18.2.18 В помещениях КРУЭ с элегазовыми токопроводами (и других
помещениях с указанным оборудованием) наряду с технологической вентиляцией должна предусматриваться аварийная система вентиляции.
Расход воздуха в системе аварийной вентиляции КРУЭ определяется
либо исходя из условий доведения концентрации элегаза до ПДК в течение
часа, либо исходя из условия двукратного воздухообмена.
144
СТО РусГидро 01.01.78-2012
Организация воздухообмена должна обеспечивать полное проветривание помещения КРУЭ. Вытяжка воздуха из помещения должна происходить
на уровне пола в размере 2/3 от общего расхода и под потолком в размере
1/3. Возможно расположение приточных и вытяжных решеток на противоположных стенах. Но в этом случае часть приточных решеток следует также
располагать у пола.
В помещении КРУЭ так же необходимо предусматривать удаление
воздуха из технологических приямков и траншей, поскольку элегаз тяжелее
воздуха и имеет свойство скапливаться в различных утопленных полостях.
Данное требование может быть обеспечено либо организацией вытяжки из
приямков от системы технологической вентиляции КРУЭ, либо переносной
вытяжной установкой. В последнем случае необходимо предусматривать
комплектацию вытяжной установки пластиковыми гибкими воздуховодами
для отвода вытягиваемого воздуха за пределы помещения. Использование
переносной вытяжной установки предполагается перед проведением каких
либо работ в указанных приямках.
Включение аварийной вентиляции должно происходить по сигналу от
датчика концентрации элегаза, установленного в обслуживаемом помещении.
Система аварийной вентиляции КРУЭ должна иметь резервирование.
Возможно применение двух приточных и вытяжных установок с расходом
50% от номинального расхода.
Аварийная система вентиляции может быть совмещена с технологической. В этом случае в системе автоматики вентиляции помещения КРУЭ
предусматриваются два режима работы вентиляции: технологический режим
и аварийный. Приоритетным в этом случае является аварийный режим работы.
18.2.19 К помещениям со значительными влаговыделениями относятся
различные галереи в плотинах, потерны и нижние отметки зданий ГЭС и
ГАЭС, а так же водоприемников.
Расход воздуха в системе вентиляции данных помещений рассчитывается исходя из задачи поддержания требуемой влажности [6]. Система вентиляции в данных помещениях работает постоянно. Рециркуляция воздуха
определяется расчетом и исходя из анализа I-d диаграммы (СНиП 41-01-2003
«Отопление, вентиляция и кондиционирование»).
18.2.20 К помещениям со значительными пылевыделениями относятся
различные мастерские.
Помимо выделения пыли в данных помещениях присутствуют тепловыделения от различных станков. Поэтому, в данных помещениях устраивают две системы вентиляции: одна служит для удаления тепла, а другая на
145
СТО РусГидро 01.01.78-2012
удаления пыли. Удаление пыли производится специальными пылеулавливающими агрегатами. Выброс очищенного воздуха от данных агрегатов производится либо в это же помещение, либо за его пределы. В последнем случае
для компенсации вытяжки предусматривается приточная система вентиляции.
18.2.21 К помещениям с наличием паровыделений и газовыделений относятся помещения маслохозяйства, склады топлива при дизельных, машинные залы дизельных и аккумуляторные, помещения окраски затворов.
Системы вентиляции данных помещений рассчитываются из условия
поддержания концентрации вредных веществ в воздухе на уровне не выше
ПДК. Уровень ПДК вредных веществ определяются требованиями [7] и требованиями противопожарных норм по пожаровзрывоопасности веществ и
материалов (ГОСТ 12.1.044).
Данные помещения относятся к пожаровзрывоопасным категории А, Б
и В1, поэтому к системам вентиляции данных помещений предъявляются
особые требования. Они описаны в разделе, посвященном противопожарным
требованиям к системам вентиляции и отопления.
18.2.22 Проектирование систем отопления, вентиляции и кондиционирования воздуха в помещениях дизельных электростанций следует выполнять в соответствии с [8], а также с учетом технологических требований
предприятия-изготовителя дизельных электроагрегатов.
18.2.23 Вентиляция машинного зала дизельных электростанций должна
обеспечивать удаление тепловыделений от всех работающих дизельных
электроагрегатов и коммуникаций. Система вентиляции машинного зала
должна быть приточно-вытяжная с механическим или естественным побуждением. Система вентиляции должна быть сблокирована с дизельгенераторами.
При не работающем дизеле система вентиляции должна обеспечивать
проветривание помещения в размере одногократного воздухообмена в час.
18.2.24 При зарядке аккумуляторных батарей возможно выделение паров кислоты (при использовании открытых аккумуляторных батарей), а также выделение водорода. Поэтому для данных помещений необходимо предусматривать самостоятельные системы принудительной приточно-вытяжной
вентиляции.
Воздухообмен в помещениях аккумуляторных батарей с элементным
коммутатором с временным пребыванием персонала должен предусматриваться из условия обеспечения в воздухе содержания паров серной кислоты
ниже ПДК, а водорода - в пределах взрывобезопасной концентрации.
146
СТО РусГидро 01.01.78-2012
Вытяжные вентиляционные агрегаты аккумуляторных батарей и кислотных должны предусматриваться во взрывобезопасном исполнении. Если
приточный вентиляционный агрегат размещается в общем помещении с вытяжным, он также должен предусматриваться во взрывобезопасном исполнении.
На вытяжных воздуховодах не допускается предусматривать установку
шиберов и задвижек, а также клапанов для переключения режимов работы
вентиляции.
При вытяжной вентиляции помещений аккумуляторных батарей и кислотных приток наружного воздуха следует предусматривать как в помещения
аккумуляторных батарей и кислотных, так и в тамбур. Приток воздуха в тамбур должен составлять 250 м3/час.
Рециркуляцию в помещениях аккумуляторных батарей и кислотных
предусматривать не допускается.
Подача и удаление воздуха должно предусматриваться в нижнюю зону
и в верхнюю часть помещения в пропорции: 2/3 в нижнюю часть помещения
и 1/3 в верхнюю.
Прокладку металлических вентиляционных воздуховодов над аккумуляторными батареями предусматривать не допускается.
Трубопроводы систем отопления и вентиляции, расположенные в помещениях аккумуляторных батарей и кислотных, должны исполняться на
сварке, а запорно-регулирующая арматура должна быть вынесена за пределы
этих помещений.
Удаление воздуха из помещений аккумуляторных батарей и кислотных
следует предусматривать наружу.
Система вентиляции помещений аккумуляторных батарей должна быть
сблокирована с системой подзарядки аккумуляторов. При этом система автоматики должна обеспечить работу вентиляции в течение 20 минут после
отключении системы подзарядки.
Вытяжка воздуха должна быть предусмотрена из каждого воздушного
кармана, образованного балками или конструкцией потолка.
Для отопления помещений аккумуляторных батарей следует применять
воздушное отопление совмещенное с системой вентиляции. В этом случае
воздух в помещение подается перегретым, а в автоматику закладывается
функция включения системы вентиляции по датчику температуры внутреннего воздуха. Как только температура опускается ниже минимального значения, система вентиляции должна включаться. Выключение системы происходит при достижении максимального значения. При этом включение системы вентиляции при включении системы подзарядки аккумуляторов является
147
СТО РусГидро 01.01.78-2012
приоритетном и происходит не зависимо от показаний датчика температуры
внутреннего воздуха помещения.
Для отопления помещений аккумуляторных батарей также возможно
применение электронагревателей во взрывозащищенном исполнении.
При использовании воздушного отопления необходимо предусматривать 100%-ное резервирование вентиляторов приточной и вытяжной системы
вентиляции.
Воздуховоды системы вентиляции помещений с установленными аккумуляторными батареями должны быть выполнены либо из нержавеющей
стали, либо с кислостойким покрытием с внутренней и наружной стороны.
18.2.25 В помещении аккумуляторных наряду с механической приточно-вытяжной системой вентиляции необходимо предусматривать устройство
естественной вытяжки из верхней зоны помещения, обеспечивающей однократный воздухообмен в час. При этом на воздуховодах должен быть предусмотрен подъем по направлению движения воздуха наружу.
Устройство локальных понижений линии воздуховодов по ходу движения воздуха не допускается.
Количество колен на естественной вытяжке должно быть не более
двух.
Естественная вытяжка должна быть предусмотрена из каждого воздушного кармана, образованного балками или конструкцией потолка.
18.2.26 В помещениях маслохозяйства следует предусматривать трехкратный воздухообмен. Оборудование приточных и вытяжных систем должно быть во взрывозащищенном исполнении.
18.3 Противодымная вентиляция
18.3.1 Системы приточно-вытяжной противодымной вентиляции зданий (далее - противодымной вентиляции), следует предусматривать для
обеспечения безопасной эвакуации людей из всех зданий ГЭС и ГАЭС при
пожаре, за счет блокирования и (или) ограничения распространения продуктов горения в помещения зон безопасности, по путям эвакуации людей
(населения и персонала зданий) и путям следования пожарных подразделений при выполнении работ по спасению людей, обнаружению и локализации
очага пожара в здании.
18.3.2 Системы противодымной вентиляции должны быть автономными для каждого пожарного отсека, кроме систем приточной противодымной
вентиляции, предназначенных для защиты лестничных клеток и лифтовых
шахт, сообщающихся с различными пожарными отсеками. Системы приточной противодымной вентиляции должны применяться только в необходимом
148
СТО РусГидро 01.01.78-2012
сочетании с системами вытяжной противодымной вентиляции. Обособленное применение систем приточной противодымной вентиляции без устройства соответствующих систем вытяжной противодымной вентиляции не допускается.
18.3.3 Системы вытяжной противодымной вентиляции для удаления
продуктов горения при пожаре следует предусматривать:
а) из коридоров и холлов общественных, административно-бытовых и
производственных зданий высотой более 28 метров. Высота здания определяется разностью отметок поверхности проезда для пожарных автомашин и
нижней отметки открывающегося окна (проема) в наружной стене верхнего
этажа (не считая верхнего технического);
б) из коридоров (туннелей) подвальных и цокольных этажей без естественного освещения их световыми проемами в наружных ограждениях (далее - без естественного освещения), административно-бытовых и производственных зданий при выходах в эти коридоры из помещений, предназначенных для постоянного пребывания людей (независимо от количества людей в
этих помещениях);
в) из коридоров длиной более 15 м без естественного освещения для
производственных и складских зданий категорий А, Б, В1 - В2 с числом этажей два и более;
г) из общих коридоров и холлов зданий различного назначения с незадымляемыми лестничными клетками;
д) из каждого производственного или складского помещения с постоянными рабочими местами без естественного освещения или с естественным
освещением через окна и фонари, не имеющие механизированных приводов
для открывания фрамуг в окнах (на уровне 2,2 м и выше от пола до низа
фрамуг) и проемов в фонарях (в обоих случаях площадью, достаточной для
удаления дыма при пожаре), если помещения отнесены к категориям А, Б, В1
- В3, а также В4, Г или Д в зданиях IV степени огнестойкости;
е) из каждого помещения без естественного освещения или с естественным освещением через окна или фонари, не имеющие механизированных (автоматически и дистанционно управляемых) приводов для открывания
фрамуг окон и проемов в фонарях, в обоих случаях с площадью, достаточной
для удаления дыма при пожаре:
1) административного, предназначенного для массового пребывания
людей;
2) площадью 50 м2 и более, с постоянными рабочими местами,
предназначенных для хранения или использования горючих веществ и материалов, а также библиотек, книгохранилищ, архивов, складов бумаги.
149
СТО РусГидро 01.01.78-2012
Допускается проектировать удаление продуктов горения через примыкающий коридор из помещений площадью до 200 м2: производственных категорий В1 - В3 или предназначенных для хранения или использования горючих веществ и материалов.
18.3.4 Требования 18.3.3 не распространяются:
а) на помещения (кроме помещений категорий А и Б) площадью до
2
200 м , оборудованные установками автоматического водяного или пенного
пожаротушения;
б) на помещения, оборудованные установками автоматического газового или порошкового пожаротушения;
в) на коридор и холл, если из всех помещений, имеющих двери в этот
коридор или холл, проектируется непосредственное удаление продуктов горения.
д) на коридоры без естественного освещения, если во всех помещениях, имеющих выходы в этот коридор, отсутствуют постоянные рабочие места
и на выходах из этих помещений в указанный коридор установлены противопожарные двери в дымогазонепроницаемом исполнении с минимальным
сопротивлением дымогазопроницанию не менее 1,96·105 кг-1·м-1; фактическое сопротивление дымогазопроницанию противопожарных дверей должно
определяться в соответствии с ГОСТ Р 53303.
П р и м е ч а н и е - Если на площади основного помещения, для которого предусмотрено удаление продуктов горения, размещены другие помещения, каждое площадью
до 50 м2, то удаление продуктов горения из этих помещений допускается не предусматривать.
18.3.5 Расход продуктов горения, удаляемых вытяжной противодымной
вентиляцией, следует определять по расчету в зависимости от мощности тепловыделения очага пожара, теплопотерь в ограждающие строительные конструкции помещений и вентиляционных каналов, температуры удаляемых
продуктов горения, параметров наружного воздуха, состояния (положений)
дверных и оконных проемов, геометрических размеров:
а) в коридорах по 18.3.3 а), б), в), г) — для каждого коридора длиной не
более 60 м;
б) в помещениях по 18.3.3 д), е) — для каждой дымовой зоны площадью не более 3000 м2.
18.3.6 Системы вытяжной противодымной вентиляции, предназначенные для защиты коридоров, следует проектировать отдельными от систем,
предназначенных для защиты помещений. Не допускается устройство общих
систем для защиты помещений различной функциональной пожарной опасности.
150
СТО РусГидро 01.01.78-2012
18.3.7 При удалении продуктов горения из коридоров дымоприемные
устройства следует размещать на шахтах под потолком коридора, но не ниже
верхнего уровня дверного проема. Допускается установка дымоприемных
устройств на ответвлениях к дымовым шахтам. Длина коридора, обслуживаемого одним дымоприемным устройством, должна быть не более 45 м.
18.3.8 При удалении продуктов горения непосредственно из помещений площадью более 3000 м2 их необходимо конструктивно или условно разделять на дымовые зоны каждая площадью не более 3000 м2 с учетом возможности возникновения пожара в одной из зон. Площадь помещения, обслуживаемую одним дымоприемным устройством, следует принимать не более 1000 м2.
18.3.9 Конструкции дымовых люков, клапанов, фонарей и фрамуг
должны обеспечивать условия непримерзания створок, незадуваемости, фиксации в открытом положении при срабатывании, иметь площадь проходного
сечения, соответствующую расчетным режимам действия вытяжной противодымной вентиляции с естественным побуждением.
18.3.10 При совместном действии систем приточной и вытяжной противодымной вентиляции отрицательный дисбаланс в защищаемом помещении (расход приточного воздуха меньше расхода удаляемого расхода продуктов горения) должен составлять не более 30 %. При этом перепад давления на закрытых дверях эвакуационных выходов не должен превышать
150 Па.
18.3.11 Удаление продуктов горения непосредственно из помещений
одноэтажных зданий следует предусматривать вытяжными системами с естественным побуждением через шахты с дымовыми клапанами, дымовые люки
или открываемые незадуваемые фонари.
18.3.12 Из примыкающей к окнам зоны шириной менее 15 м допускается удаление дыма через оконные фрамуги (створки), низ которых находится на уровне не менее чем 2,2 м от пола.
18.3.13 В многоэтажных зданиях следует предусматривать, вытяжные
системы с механическим побуждением.
18.3.14 Для систем вытяжной противодымной вентиляции следует
предусматривать:
а) вентиляторы (радиальные, радиальные крышные и осевые) с пределами огнестойкости 0,5 ч/200 °С; 0,5 ч/300 °С; 1,0 ч/300 °С; 2,0 ч/400 °С;
1,0 ч/600 °С; 1,5 ч/600 °С в зависимости от расчетной температуры перемещаемых газов и в исполнении, соответствующем категории обслуживаемых
помещений. Допускается присоединение мягких вставок из негорючих материалов. При этом удельные потери или подсосы газа на 1 м2 развернутой
151
СТО РусГидро 01.01.78-2012
площади мягких вставок не должны превышать 70 кг/ч при давлении (разряжении) 1000 Па и расчетной температуре перемещаемых вентилятором (газов). Фактические пределы огнестойкости указанных вентиляторов следует
определять в соответствии с ГОСТ Р 53302;
б) воздуховоды и каналы из негорючих материалов класса П с пределами огнестойкости не менее указанных в правилах [36]:
1) EI 150 - для транзитных воздуховодов и шахт за пределами обслуживаемого пожарного отсека; при этом на транзитных участках воздуховодов
и шахт, пересекающих противопожарные преграды пожарных отсеков, не
следует устанавливать противопожарные клапаны;
2) EI 45 - для вертикальных воздуховодов и шахт в пределах обслуживаемого пожарного отсека при удалении продуктов горения непосредственно из обслуживаемых помещений;
3) EI 30 - в остальных случаях в пределах обслуживаемого пожарного отсека;
в) дымовые клапаны с автоматически и дистанционно управляемыми
приводами (без термоэлементов) с пределами огнестойкости не менее:
1) EI 45 - для непосредственно обслуживаемых помещений;
2) EI 30 - для коридоров и холлов при установке дымовых клапанов
на ответвлениях воздуховодов от дымовых вытяжных шахт;
3) EI 30 - для коридоров и холлов при установке дымовых клапанов
непосредственно в проемах шахт;
г) выброс продуктов горения над покрытиями зданий и сооружений на
расстоянии не менее 5 м от воздухозаборных устройств систем приточной
противодымной вентиляции; выброс в атмосферу следует предусматривать
на высоте не менее 2 м от кровли из горючих материалов; допускается выброс продуктов горения на меньшей высоте при защите кровли негорючими
материалами на расстоянии не менее 2 м от края выбросного отверстия.
Допускается выброс продуктов горения:
- через дымовые люки, клапаны и фонари в проемах покрытий зданий и
дымовые фрамуги в ограждениях зданий, оснащенные управляемыми приводами, обеспечивающими их открытие при пожаре с учетом собственного веса
и при эквивалентном ветровом давлении и снеговой нагрузке не менее 60
кг/м2 для снеговой нагрузки и не менее 15 кг/м2 для ветрового давления;
- через решетки на наружной стене (или через шахты у наружной стены) на фасаде без оконных проемов или на фасаде с окнами на расстоянии не
менее 5 м по горизонтали и по вертикали от окон и не менее 2 м по высоте от
уровня земли или при меньшем расстоянии от окон при обеспечении скорости выброса не менее 20 м/с;
152
СТО РусГидро 01.01.78-2012
- через отдельные шахты на расстоянии не менее 15 м от наружных
стен с окнами или от воздухозаборных устройств систем приточной общеобменной вентиляции других примыкающих зданий или систем приточной
противодымной вентиляции данного здания.
д) установку обратных клапанов у вентиляторов. Допускается не
предусматривать установку обратных клапанов, если в обслуживаемом производственном помещении имеются избытки теплоты более 23 Вт/м3 (при
переходных условиях).
18.3.15 Вентиляторы для удаления продуктов горения следует размещать в отдельных помещениях с ограждающими строительными конструкциями с нормируемым пределом огнестойкости или непосредственно в защищаемых помещениях при специальном исполнении вентиляторов.
18.3.16 Вентиляторы противодымных вытяжных систем допускается
размещать на кровле и снаружи здания (кроме районов с расчетной температурой наружного воздуха минус 40 °С и ниже - параметры Б) с ограждениями
для защиты от доступа посторонних лиц. Допускается установка вентиляторов непосредственно в каналах при условии обеспечения соответствующих
пределов огнестойкости вентиляторов и каналов.
18.3.17 Удаление газов и дыма после пожара из помещений, защищаемых установками газового и порошкового пожаротушения, следует предусматривать системами с механическим побуждением с компенсацией удаляемого объема газов и дыма приточным воздухом. Для удаления газов и дыма
после действия автоматических установок газового или порошкового пожаротушения допускается использовать также системы основной и аварийной
вентиляции или передвижные вентустановки.
18.3.18 В местах пересечения воздуховодами (кроме транзитных)
ограждений помещения, защищаемого установками газового или порошкового пожаротушения, следует предусматривать противопожарные клапаны с
пределом огнестойкости не менее EI 15:
а) нормально открытые - в приточных и вытяжных системах защищаемого помещения;
б) нормально закрытые - в системах для удаления дыма и газа после
пожара;
в) двойного действия - в системах основной вентиляции защищаемого
помещения, используемых для удаления газов и дыма после пожара.
18.3.19 Подачу наружного воздуха при пожаре приточной противодымной вентиляцией следует предусматривать:
153
СТО РусГидро 01.01.78-2012
а) в лифтовые шахты (при отсутствии у выхода из них тамбур-шлюзов
с подпором воздуха при пожаре) в зданиях с незадымляемыми лестничными
клетками;
б) отдельными системами согласно ГОСТ Р 53296 в шахты лифтов,
имеющих режим «перевозка пожарных подразделений»;
в) в незадымляемые лестничные клетки типа Н2;
г) в тамбур-шлюзы при незадымляемых лестничных клетках типа Н3;
д) в тамбур-шлюзы перед лифтами (в том числе в два последовательно
расположенных) в подвальных и цокольных этажах;
е) в тамбур-шлюзы при лестницах 2-го типа, ведущих в помещения
первого этажа, из подвального (или цокольного) этажа, в помещениях которого применяются или хранятся горючие вещества и материалы.
18.3.20 Расход наружного воздуха для приточной противодымной вентиляции следует рассчитывать на обеспечение избыточного давления не менее 20 Па:
а) в лифтовых шахтах - при закрытых дверях на всех этажах (кроме основного посадочного этажа);
б) в незадымляемых лестничных клетках типа Н2 при открытых дверях
на пути эвакуации из коридоров и холлов или непосредственно из помещений на этаже пожара в лестничную клетку или при открытых дверях из здания наружу и закрытых дверях из коридоров и холлов на всех этажах;
в) в тамбур-шлюзах на этаже пожара.
Расход воздуха, подаваемого в тамбур-шлюзы с одной открытой дверью, расположенные при выходах в незадымляемые лестничные клетки типа
Н2 или типа Н3, во внутренние открытые лестницы 2-го типа, следует определять расчетом по условию обеспечения средней скорости истечения воздуха через открытый дверной проем не менее 1,3 м/с и с учетом совместного
действия вытяжной противодымной вентиляции. Расход воздуха, подаваемого в тамбур-шлюзы при закрытых дверях, необходимо рассчитывать с учетом
утечки воздуха через неплотности дверных притворов.
Величину избыточного давления следует определять относительно
смежных помещений с защищаемым помещением.
18.3.21 При расчете параметров приточной противодымной вентиляции
следует принимать:
а) температуру наружного воздуха и скорость ветра для холодного периода года по [5];
б) избыточное давление воздуха не менее 20 Па и не более 150 Па в
шахтах лифтов, в незадымляемых лестничных клетках типа Н2, в тамбур154
СТО РусГидро 01.01.78-2012
шлюзах при поэтажных входах незадымляемых лестничных клеток типа Н2
или типа Н3 относительно смежных помещений (коридоров, холлов);
в) площадь одной большей створки двухстворчатых дверей;
г) кабины лифтов остановленными на основном посадочном этаже,
двери в лифтовую шахту на этом этаже открытыми.
Величина избыточного давления на закрытых дверях эвакуационных
выходов при совместном действии приточно-вытяжной противодымной вентиляции в расчетных режимах не должна превышать 150 Па.
18.3.22 Для систем приточной противодымной защиты следует предусматривать:
а) установку вентиляторов в отдельных от вентиляторов другого назначения помещениях, с ограждающими строительными конструкциями требуемого предела огнестойкости. Допускается в пределах одного пожарного отсека вентиляторы систем приточной противодымной вентиляции размещать
в помещении для оборудования приточных систем (кроме систем, обслуживающих помещения и склады категорий А и Б) при условии установки противопожарных нормально открытых клапанов перед клапанами наружного
воздуха приточных установок систем общеобменной вентиляции, а также
непосредственно в защищаемых объемах лестничных клеток, коридоров и
тамбур-шлюзов. Допускается размещать вентиляторы на кровле и снаружи
зданий, кроме районов с температурой наружного воздуха минус 40 °С и ниже, с ограждениями для защиты от доступа посторонних лиц;
б) воздуховоды и каналы из негорючих материалов класса П с пределами огнестойкости не менее:
1) EI 150 — при прокладке воздухозаборных шахт и приточных каналов за пределами обслуживаемого пожарного отсека;
2) EI 120 — при прокладке каналов приточных систем, защищающих
шахты лифтов с режимом «перевозка пожарных подразделений»;
3) EI 60 — при прокладке каналов подачи воздуха в тамбур-шлюзы
на поэтажных входах в незадымляемые лестничные клетки типа Н2 или тапа
Н3, а также в помещениях закрытых автостоянок;
4) EI 30 — при прокладке воздухозаборных шахт и приточных каналов в пределах обслуживаемого пожарного отсека;
в) установку обратного клапана у вентилятора;
г) приемные отверстия для наружного воздуха, размещаемые на расстоянии не менее 5 м от выбросов продуктов горения систем противодымной
вытяжной вентиляции;
д) противопожарные нормально закрытые клапаны в каналах подачи
воздуха в тамбур-шлюзы с пределами огнестойкости:
155
СТО РусГидро 01.01.78-2012
1) EI 120 — для систем по 18.3.19 б);
2) Е 60 — для систем по 18.3.19 г); д);
3) ЕI 30 — для систем по 18.3.19 е).
Противопожарные клапаны не следует устанавливать для систем, обслуживающих один тамбур-шлюз.
18.3.23 Исполнительные механизмы противопожарных клапанов по
18.3.14 в); 18.3.18 б); в); 18.3.22 д) должны сохранять заданное положение
створки клапана при отключении электропитания привода клапана.
18.3.24 Управление исполнительными элементами оборудования противодымной вентиляции должно осуществляться в автоматическом (от автоматической пожарной сигнализации и (или) автоматических установок пожаротушения) и дистанционном (с пульта дежурной смены диспетчерского
персонала и от кнопок, установленных у эвакуационных выходов с этажей
или в пожарных шкафах) режимах. Управляемое совместное действие систем
регламентируется в зависимости от реальных пожароопасных ситуаций,
определяемых местом возникновения пожара в здании — расположением горящего помещения на любом из его этажей. Заданная последовательность
действия систем должна обеспечивать опережающее включение вытяжной
противодымной вентиляции от 20 до 30 с относительно момента запуска
приточной противодымной вентиляции. Во всех вариантах требуется отключение систем общеобменной вентиляции и кондиционирования.
18.4 Противопожарные требования
вентиляции и кондиционирования воздуха
к
системам
отопления,
18.4.1 Электрическое лучистое отопление с высокотемпературными излучателями, с температурой поверхности не выше 250 °С допускается применять в полуоткрытых и неутепленных помещениях и зданиях общественного питания, в производственных помещениях категорий Г и Д без выделений пыли и аэрозолей, а также на отдельных рабочих местах с температурой
воздуха ниже нормируемой, кроме помещений категорий А, Б или В.
18.4.2 В помещениях категорий А и Б запрещено применение водяного
или парового отопления с местными нагревательными приборами, если в помещениях хранятся или применяются вещества, образующие при контакте с
водой или водяными парами взрывоопасные смеси, или вещества, способные
к самовозгоранию или взрыву при взаимодействии с водой.
18.4.3 Прокладка транзитных трубопроводов систем отопления не допускается через электротехнические помещения, пешеходные галереи и тоннели.
156
СТО РусГидро 01.01.78-2012
18.4.4 Трубопроводы в местах пересечения перекрытий, внутренних
стен и перегородок следует прокладывать в гильзах из негорючих материалов; края гильз должны быть на одном уровне с поверхностями стен, перегородок и потолков, но на 30 мм выше поверхности чистого пола.
18.4.5 Заделку зазоров и отверстий в местах прокладки трубопроводов
следует предусматривать негорючими материалами, обеспечивая нормируемый предел огнестойкости ограждений.
18.4.6 В помещениях категорий А, Б и В отопительные приборы систем
водяного отопления (также электрического) следует предусматривать с гладкой поверхностью, допускающей легкую очистку, в том числе:
а) радиаторы секционные или панельные одинарные;
б) радиаторы секционные или панельные спаренные или одинарные
для помещений, в которых отсутствует выделение пыли горючих материалов
(далее “горючая пыль”). Для помещений категории В, в которых отсутствует
выделение горючей пыли, допускается применение конвекторов;
в) отопительные приборы из гладких стальных труб.
18.4.7 Отопительные приборы в помещениях категорий А, Б и В следует размещать на расстоянии (в свету) не менее, чем на 100 мм от поверхности
стен. Не допускается размещать отопительные приборы в нишах.
18.4.8 В лестничных клетках не допускается размещать отопительные
приборы, выступающие из плоскости стен на высоте до 2,2 м от поверхностей проступей и площадок лестницы.
18.4.9Удаление дыма и газов после пожара из помещений, защищаемых установками газового пожаротушения, следует предусматривать с искусственным побуждением из нижней зоны помещений. В местах пересечения воздуховодами (кроме транзитных) ограждения помещений следует
предусматривать огнезадерживающие клапаны с пределом огнестойкости не
менее 0,25 ч.
18.4.10 На воздуховодах систем вентиляции кабельных помещений
должны быть установлены противопожарные клапаны для предотвращения
доступа воздуха в случае возникновения пожара.
18.4.11 Помещения для оборудования вытяжных систем следует относить к категориям взрывопожарной и пожарной опасности помещений, которые они обслуживают.
18.4.12 Помещения для оборудования вытяжных систем общеобменной
вентиляции административно-бытовых помещений следует относить к категории Д.
157
СТО РусГидро 01.01.78-2012
18.4.13 Помещения для оборудования вытяжных систем, обслуживающих несколько помещений различных категорий взрывопожарной и пожарной опасности, следует относить к более опасной категории.
18.4.14 Помещения для оборудования приточных систем следует относить:
а) к категории В, если система работает с рециркуляцией воздуха из
помещений категории В;
в) к категории помещений, теплота воздуха которых используется в
воздуховоздушных теплоутилизаторах;
г) к категории Д - в остальных случаях.
Помещения для оборудования приточных систем с рециркуляцией воздуха и воздуховоздушными теплоутилизаторами, обслуживающих несколько
помещений различных категорий по взрывопожарной и пожарной опасности,
следует относить к более опасной категории.
18.4.15 Оборудование систем приточной вентиляции, кондиционирования и воздушного отопления (далее - оборудование приточных систем), обслуживающих помещения категорий А и Б, не допускается размешать в общем помещении для вентиляционного оборудования вместе с оборудованием
вытяжных систем, а также с оборудованием приточно-вытяжных систем с
рециркуляцией воздуха или воздухо-воздушными теплоутилизаторами.
18.4.16 Оборудование приточных систем с рециркуляцией воздуха, обслуживающих помещения категорий В, не допускается размещать в общих
помещениях для вентиляционного оборудования вместе с оборудованием систем для помещений других категорий взрывопожарной опасности.
18.4.17 Оборудование вытяжных систем общеобменной вентиляции,
обслуживающих помещения категорий А и Б, не следует размещать в общем
помещении для вентиляционного оборудования вместе с оборудованием для
других систем.
18.4.18 Транзитные воздуховоды и коллекторы после пересечения покрытия или противопожарной преграды обслуживаемого помещения на всем
протяжении до помещения для вентиляционного оборудования следует
предусматривать с пределом огнестойкости, не менее указанного в таблице
18.2.
18.4.19 Конструкцию и материал стенок огнестойких вытяжных и приточных воздуховодов для систем вентиляции и систем дымоудаления рекомендуется принимать по таблице 18.3 в соответствии с требуемым пределом
огнестойкости.
18.4.20 Для помещений общественных и административно-бытовых
зданий, а также для помещений категории В (кроме складов), Г и Д допуска158
СТО РусГидро 01.01.78-2012
ется проектировать транзитные воздуховоды вентиляции из негорючих материалов с ненормируемым пределом огнестойкости, предусматривая установку огнезадерживающих клапанов при пересечении воздуховодами перекрытия с нормируемым пределом огнестойкости 0,25 ч и более или каждой противопожарной преграды с нормируемым пределом огнестойкости 0,75 ч и
более.
18.4.21 Транзитные воздуховоды и коллекторы систем вентиляции допускается проектировать:
а) из трудногорючих и горючих материалов при условии прокладки
каждого воздуховода в отдельной шахте, кожухе или гильзе из негорючих
материалов с пределом огнестойкости 0,5 ч;
б) из негорючих материалов с пределом огнестойкости ниже нормируемого, но не ниже 0,25 ч для воздуховодов, а также коллекторов из помещений категорий А, Б и В, при условии прокладки воздуховодов в общих шахтах и других ограждениях из негорючих материалов с пределом огнестойкости 0,5 ч.
18.4.22 Предел огнестойкости воздуховодов и коллекторов, прокладываемых в помещениях для вентиляционного оборудования и снаружи зданий,
не нормируется, кроме транзитных воздуховодов, прокладываемых через помещения для вентиляционного оборудования.
18.4.23 Транзитные воздуховоды для систем вентиляции тамбуровшлюзов при помещениях категорий А и Б, а также систем местных отсосов
взрывоопасных смесей следует проектировать на всем протяжении с пределом огнестойкости 0,5 ч.
159
СТО РусГидро 01.01.78-2012
Т а б л и ц а 18.2 - Пределы огнестойкости транзитных воздуховодов
Предел огнестойкости транзитных воздуховодов и коллекторов, ч.
при прокладке их через помещения
Помещения, обслужи- складов и кладокатегории
ваемые системой вен- вых категорий А,
тиляции
Б, В и кладовых А, Б
Г
Д
горючих матери- или В
алов
Склады и кладовые
0,5
0,5
0,5
0,5
категорий А, Б, В и
кладовые горючих ма0,5
0,5
0,5
0,5
териалов
Категорий А, Б или В
0,5
0,25 0,25
0,25
Категорий Г или Д
Коридоры производственного здания
Административнобытовые
Общественные
Коридоры (кроме производственных зданий
Жилые
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5 *
Не допускается
То же
0,5
0,25
0,5
0,25
0,5 *
0,25
0,5 *
0,25
0,5 *
0,5
0,5
Не нормируется
коридоры производственного здания
административнобытовые
0,5
0,5
0,25
0,5
0,25
0,5 *
общественные
коридоры кроме производственного здания
жилые
Не допускается
0,25
0,5
0,25
0,5 *
0,25
0,5
0,25
0,5 *
0,25
0,5
0,25
0,5 *
Не допускается
0,5*
То же
0,5
То же
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5*
0,5*
То же
Не нормируется
0,5*
0,25
0,5 *
0,25
0,5 *
0,5*
0,5*
0,5*
0,5*
Не нормируется
0,5*
0,5*
0,5*
0,5*
0,5*
0,5*
0,5*
0,5*
0,5*
0,5*
Не нормируется
0,5*
Не допускается
0,5*
То же
0,5*
0,5*
Не нормируется
0,5
Не нормируется
0,5*
* 0,25 ч - в зданиях IIIа, IV, IVа и V степеней огнестойкости.
П р и м е ч а н и я: 1. Значения предела огнестойкости приведены в таблице в виде дроби: в числителе - в пределах обслуживаемого этажа; в знаменателе - за пределами
обслуживаемого этажа.
2. Для воздуховодов, прокладываемых через несколько различных помещений одного этажа, следует предусматривать одинаковое большое значение предела
огнестойкости.
160
СТО РусГидро 01.01.78-2012
18.4.24 Условия прокладки транзитных воздуховодов:
а) в противопожарных стенах допускается устраивать вентиляционные
и дымовые каналы так, чтобы в местах их размещения предел огнестойкости
противопожарной стены с каждой стороны был не менее 2,5 ч;
б) не следуют прокладывать воздуховоды через лестничные клетки (за
исключением воздуховодов приточной противодымной вентиляции) и через
помещения убежищ;
в) воздуховоды для помещений категорий А и В и для систем местных
отсосов взрывоопасных смесей не следует прокладывать в подвалах и подпольных каналах.
18.4.25 Воздуховоды для систем дымоудаления должны иметь компенсаторы линейного расширения.
18.4.26 Места прохода транзитных воздуховодов через стены, перегородки и перекрытия зданий (в том числе в кожухах и шахтах) следует уплотнять негорючими материалами, обеспечивая нормируемый предел огнестойкости пересекаемого ограждения.
18.4.27 Допускается наружные стены зданий электростанции и подстанций пересекать вентиляционными воздуховодами в местах установки
маслонаполненных трансформаторов при условии установки в местах пересечения противопожарных клапанов с пределом огнестойкости EI90.
Т а б л и ц а 18.3 - Пределы огнестойкости воздуховодов
Толщина, мм не боПредел огнестойкости воздуховолее
дов, коллекторов и шахт, ч для
систем:
Тип кон- Конструкции и материалы стенок воздуструкций
ховодов
1
2
3
4
5*
Блоки, трубы или плиты шлакогипсовые
или шлакобетонные с соединениями из
негорючих материалов
То же, бетонные или железобетонные с
соединениями из негорючих материалов
Трубы керамические канализационные
(по ГОСТ 286) диаметром 300-600 мм
Сплошной силикатный кирпич (внутри
воздуховод затереть цементным раствором или оштукатурить)
Листовая сталь, соединенная плотным
сварным швом; без изоляции; участки
воздуховодов с разъемными соединениями на приварных фланцах из стали с прокладками из негорючих материалов
стенок
изоляции
30
40
60
30
40
60
28-41
-
вентиляции,
кондиционирования и воздушного отопления
0,25
0,5
0,25
0,5
0,5
120
-
0,5
0,75
1
-
0,25
-
дымоудаления
при пожарах
0,5
0,75
0,5
0,75
-
161
СТО РусГидро 01.01.78-2012
Толщина, мм не боПредел огнестойкости воздуховолее
дов, коллекторов и шахт, ч для
систем:
Тип кон- Конструкции и материалы стенок воздуструкций
ховодов
6
7
8
9**
10
11
стенок
изоляции
То же, с изоляцией цементным или асбоцементным раствором по стальной сетке
То же, с изоляцией огнезащитным вспучивающимся покрытием ВПМ-2 (по
ГОСТ 25131)
То же, с изоляцией фосфатным огнезащитным составом (по ГОСТ 25665 или
ГОСТ 23791 )
То же, с изоляцией негорючими или
трудногорючими матами или плитами из
минеральной ваты с покровным слоем из
стеклоткани или других материалов
То же, с изоляцией перлитовой штукатуркой, плотностью не менее 400 кг/м3
1
1
1
1
25
50
75
4
вентиляции,
кондиционирования и воздушного отопления
0,25
0,5
0,5
1
1
1
1
1
1
15
15
40
30
70
100
0,25
0,5
0,75
0,25
0,5
-
0,25
0,5
0,75
0,25
0,5
0,75
1
1
То же, с изоляцией вермикулитовой штукатуркой, плотностью не более 400 кг/м3
1
1
10
20
30
15
25
40
0,25
0,5
0,25
0,5
-
0,25
0,5
0,75
0,25
0,5
0,75
дымоудаления
при пожарах
0,25
0,5
0,75
-
* Конструкцию «типа 5» следует применить:
а) в производственных помещениях при отсутствии в них выделений горючей пыли;
б) в помещениях категорий А, Б и В на расстоянии 1 м и более от мест складирования горючих твердых
и жидких веществ и на расстояние 2 м и более от емкостей с легковоспламеняющимися жидкостями и горючими газами.
**В конструкции «типа 9» при применении для систем дымоудаления покровный слой изоляции принимать из стальных листов вместо стеклоткани.
18.4.28 Электроснабжение систем аварийной вентиляции и противодымной защиты (кроме систем для удаления дыма и газов после пожара),
следует предусматривать первой категории. Системы для удаления газов и
дыма после пожара допускается проектировать первой категории по заданию
на проектирование. При невозможности по местным условиям осуществлять
питание электроприемников первой категории от двух независимых источников допускается осуществлять питание их от одного источника от разных
трансформаторов двухтрансформаторной подстанции или от двух близлежащих однотрансформаторных подстанций. При этом подстанции должны быть
подключены к разным питающим линиям, проложенным по разным трассам,
и иметь устройства автоматического ввода резерва, как правило, на стороне
низкого напряжения.
18.4.29 Системы вентиляции и кондиционирования воздуха в помещениях АСУ ТП (СЦКУ) должны оборудоваться устройствами, обеспечиваю162
СТО РусГидро 01.01.78-2012
щими автоматическое их отключение при пожаре, а также вручную по месту
их установки и со щитов управления (БЩУ, ЦЩУ, ГЩУ).
18.4.30 Устройства ручного управления системами вентиляции необходимо предусматривать в удобных местах для действий персонала при пожаре.
18.4.31 В схемах управления и автоматики аккумуляторных батарей
должна предусматриваться блокировка, не допускающая проведение заряда
батарей при отключенной вытяжной вентиляции. Сигнал о прекращении действия приточной вентиляции должен передаваться на шит управления.
18.4.32 В зданиях и помещениях, оборудованных системами противодымной защиты, следует предусматривать автоматическую пожарную сигнализацию.
18.4.33 Для зданий и помещений, оборудованных автоматическими
установками пожаротушения или автоматической пожарной сигнализацией,
следует предусматривать блокирование электроприемников (кроме электроприемников оборудования, присоединенного к однофазной сети освещения)
систем вентиляции, кондиционирования и воздушного отопления (далее –
системы вентиляции), а также системы противодымной защиты с этими
установками для автоматического:
а) отключения при пожаре систем вентиляции, кроме систем подачи
воздуха в тамбуры-шлюзы при помещениях категорий А и Б;
б) включения при пожаре систем (кроме систем удаления газов и дыма
после пожара) аварийной противодымной защиты;
в) открывания дымовых клапанов в помещении или дымовой зоне, в
которой произошел пожар, или в коридоре на этаже пожара и закрывания огнезадерживающих клапанов.
П р и м е ч а н и е – Необходимость частичного или полного отключения систем
вентиляции должна определяться по технологическим требованиям.
18.4.34 Для помещений, имеющих только систему ручной сигнализации, следует предусматривать дистанционное отключение систем вентиляции, обслуживающих эти помещения, и включение систем противодымной
защиты.
18.4.35 Заземление или зануление следует предусматривать в соответствии с требованиями ПУЭ:
а) корпусов электрических машин, трансформаторов, приводов электрических аппаратов и другого оборудования и конструкций, указанных в
ПУЭ, независимо от места или помещения, в которых они установлены;
163
СТО РусГидро 01.01.78-2012
б) металлических трубопроводов и воздуховодов систем отопления и
вентиляции помещений категорий А и Б и систем местных отсосов, удаляющих взрывоопасные смеси.
18.5 Общие требования к обслуживанию систем отопления,
вентиляции и кондиционирования воздуха
18.5.1 Для систем отопления и кондиционирования воздуха должны
быть предусмотрены требования к эксплуатации и техническому обслуживанию с целью поддержания работоспособности оборудования в течение всего
срока службы.
18.5.2 Проект и конструкция системы должны предусматривать удобство ее очистки, технического обслуживания и эксплуатации.
18.5.3 Эксплуатационный режим каждой вентиляционной системы
должен быть описан в инструкции по эксплуатации. Инструкция должна содержать:
- назначение системы;
- описание состава системы вентиляции;
- требования взрыво- и пожарной безопасности;
- расчетные параметры воздуха в обслуживаемых помещениях;
- производительность и число оборотов вентилятора;
- мощность и количество ступеней электрокалорифера;
- порядок включения и выключения системы;
- описание работы системы автоматики;
- электрическую схему оборудования;
- плановые сроки очистки фильтров, калориферов и другого вентиляционного оборудования;
- указания о порядке действий в случае пожара и при авариях.
18.5.4 Инструкция по эксплуатации электрокотельной должна содержать следующее:
- характеристики основного оборудования: котлов, теплообменников,
насосов, деаэрационных установок, расширительных баков;
- требования к обслуживанию основного оборудования, составленные
на основании требований и рекомендаций заводов изготовителей;
- температурный график системы отопления;
- режим работы циркуляционных насосов;
- плановые сроки очистки фильтров, капитальных и плановых ремонтов основного оборудования;
- указания о порядке действий в случае пожара и при авариях.
164
СТО РусГидро 01.01.78-2012
18.5.5 Внешние поверхности вентиляторов, двигателей, фильтров,
контрольно-измерительной аппаратуры и другого вентиляционного оборудования должны систематически очищаться от пыли.
18.5.6 Двери венткамер, помещений электрокотельных и помещений
водораспределительных узлов должны быть закрыты как во время работы
оборудования, так и после его выключения. На дверях в указанные помещения должны вывешиваться таблички с надписями, запрещающими вход посторонним лицам. В данные помещения допускается только обслуживающий
персонал и ремонтные бригады. Особенно жестко должно контролироваться
выполнение данного требования в отношение систем противодымной защиты.
18.5.7 На каждую систему вентиляции и кондиционирования воздуха,
а так же на электрокотельную, должен быть заведен паспорт и ремонтная
карта. Паспорт на систему заполняется по результатам предпусковых испытаний. После произведения ремонтов в паспорт должны заноситься необходимые изменения и дополнения. В ремонтной карте указывается вид ремонта, даты проведения ремонта и краткое содержание ремонта.
18.5.8 Эксплуатационный персонал должен систематически проверять состояние основного оборудования вентиляционных систем:
- вентиляторы должны иметь плавный и бесшумный ход;
- рабочие колеса вентиляторов должны иметь правильное направление
вращения (правильность установки рабочего колеса после проведения ремонтов);
- рабочие колеса не должны иметь биений при вращении;
- проверять балансировку рабочего колеса (рабочее колесо должно
останавливаться в любом положении, не возвращаясь в исходное);
- рабочие колеса вентиляторов должны свободно вращаться от руки;
- гайки болтов, крепящие вентиляторы, должны быть надежно затянуты;
- необходимо производить внешний осмотр подшипников вентиляторов и пополнение их смазки;
- необходимо систематически проводить чистку внутренней поверхности кожухов вентилятора и рабочего колеса от пылевых и иных отложений;
- при перемещении вентсистемами воздуха, содержащего вредности,
необходимо следить за состоянием защитного покрытия поверхностей воздуховодов и состоянием рабочих колес.
165
СТО РусГидро 01.01.78-2012
- необходимо периодически проверять температуры поверхности корпуса подшипника вентиляторов и электродвигателей; температура поверхности не должна превышать 40-50˚С.
- необходимо проверять работу и состояние электроприводов;
- необходимо проверять заземление электродвигателей;
- вибрация электродвигателей должна быть незначительной.
18.5.9 Эксплуатационный персонал должен систематически проверять состояние основного оборудования электрокотельной, проводить внешний осмотр всех трубопроводов и фланцевых соединений на наличие течей.
18.5.10 Эксплуатационный персонал должен следить за температурами
поверхностей электродвигателей насосов – температура поверхности не
должна превышать 45-50˚С. В случае повышения температуры выше 50˚С
эксплуатационный персонал должен производить остановку насосов и осуществлять ремонт электродвигателя.
18.5.11 Эксплуатационный персонал должен следить за работой основного оборудования и электрокотельной в целом по показаниям приборов
– манометров, термометров и др., а также должен следить за информацией,
выводимой на пульт управления электрокотельной.
18.5.12 Профилактические осмотры помещений для вентиляционного
оборудования, очистных устройств и других элементов вентиляционных систем, обслуживающих помещения категорий А, Б и В, должны проводиться не реже одного раза в смену, с занесением результатов осмотра в
журнал эксплуатации. Обнаруженные при этом неисправности подлежат немедленному устранению.
18.5.13 Эксплуатационный персонал должен периодически проверять
состояние воздуховодов и трубопроводов на наличие деформаций и повреждений. В случае обнаружения повреждений, необходимо проводить ремонт
участка воздуховода или трубопровода.
18.5.14 Персонал должен следить за состоянием приборов автоматики
и управления, очищая их от пыли и грязи. При обнаружении подгораний
контактов или оплавления изоляций проводов необходимо их устранять.
18.5.15 Для повышения долговечности и бесперебойности работы систем должен быть организован планово-предупредительный ремонт, включающий в себя: плановые осмотры оборудования и плановые ремонты.
166
СТО РусГидро 01.01.78-2012
19 Системы водоснабжения и канализации
19.1 Системы водоснабжения
19.1.1 Система водоснабжения – система трубопроводов и устройств,
обеспечивающая подачу воды к санитарно-техническим приборам, пожарным кранам и технологическому оборудованию зданий и сооружений гидроузла, а также включающая в себя, при необходимости, установки для очистки
поверхностных или подземных вод на питьевые и технологические нужды.
19.1.2 Выбор системы внутреннего водопровода следует производить в
зависимости от технико-экономической целесообразности, санитарногигиенических и противопожарных требований, а также с учетом принятой
системы наружного водоснабжения и требований технологии производства.
19.1.3 В зданиях (сооружениях) гидроузлов надлежит предусматривать
следующие системы водоснабжения:
а) хозяйственно-питьевые;
б) производственные;
в) противопожарные.
19.2 Хозяйственно-питьевое водоснабжение
19.2.1 Потребителями воды питьевого качества являются санитарные
приборы, душевые зданий и сооружений гидроузла, а также технологическое
оборудование пищеблоков, прачечных.
19.2.2 Источником питьевого водоснабжения гидроузла могут быть
подземные воды, водохранилище, нижний бьеф или сети водопровода близлежащих населенных пунктов.
Проектирование водозаборов выполняется в соответствии с нормативными требованиями [9].
При заборе воды из поверхностных или подземных источников для
приготовления воды питьевого качества применяются водоочистные установки заводского изготовления.
Источником горячего водоснабжения для зданий ГЭС, СПК является
электрокотельная. В небольших отдельно стоящих зданиях гидроузла подогрев воды осуществляется местными установками – электрическими водонагревателями накопительного и проточного типа.
19.2.3 Качество воды, подаваемой на хозяйственно-питьевые нужды,
должно
соответствовать
гигиеническим
требованиям
санитарноэпидемиологической безопасности [10].
167
СТО РусГидро 01.01.78-2012
19.2.4 Расход воды на хозяйственно-питьевые нужды определяется по
методике, принятой в [11]. В случае использования питьевого водопровода
для противопожарных целей расчет трубопроводов системы производится с
учетом расхода воды на тушение пожара.
Гидравлический расчет сетей внутреннего водопровода холодной воды
необходимо производить по максимальным секундным расходам в соответствии с требованиями [11].
При определении требуемого напора учитываются потери напора на
трение, в местных сопротивлениях, в водоизмерительных устройствах, геометрическая высота подъема воды, свободный напор перед арматурой и гарантийный напор.
Напор в системе хозяйственно-питьевого водопровода на отметке
наиболее низко расположенного санитарно-технического прибора не должен
превышать 45 м водного столба, на отметке наиболее высоко расположенного прибора должен быть не менее 7,5 м водного столба, а перед водонагревателем – не менее 15 м водного столба.
Гидравлический расчет водопровода горячей воды производится для
двух режимов подачи воды (режима водоразбора и режима циркуляции) в
соответствии с требованиями [11].
19.2.5 Для учета количества и расхода воды следует предусматривать
счетчики воды.
Выбор счетчика осуществляется по методике, изложенной в [11].
Перед счетчиком предусматривается установка механических и магнитно- механических фильтров.
Трубная обвязка узла установки счетчика должна соответствовать [11].
Обводную линию у счетчиков холодной воды следует предусматривать, если:
- имеется один ввод водопровода в здание;
- счетчик воды не рассчитан на пропуск противопожарного расхода.
На обводной линии следует устанавливать задвижку. Задвижка для
пропуска противопожарного расхода должна быть с электроприводом.
Если существует автоматизированная система контроля и управления
энергоснабжением для снятия и передачи показаний счетчика в центральный
пункт, счетчик должен иметь устройства формирования электрических импульсов, а также съемные или стационарные датчики электрических импульсов для снятия показаний.
168
СТО РусГидро 01.01.78-2012
В системах раздельного противопожарного и хозяйственно-питьевого
водопровода установка счетчиков на противопожарном водопроводе не требуется.
19.2.6 Трубы, арматура, оборудование и материалы, применяемые при
устройстве внутреннего питьевого водопровода, должны соответствовать
государственным стандартам, нормалям и техническим условиям.
При транспортировании и хранении воды питьевого качества применяются трубы, материалы, арматура, детали и покрытия, контактирующие с
водой питьевого качества, имеющие санитарно-эпидемиологическое заключение, выданное в установленном законодательством порядке.
Для систем холодного и горячего водоснабжения применяются трубы
из полимерных материалов, срок службы которых при температуре транспортируемой среды 20°С и нормативном давлении составляет не менее 50
лет, а при температуре 75°С и допустимом давлении – не менее 25 лет.
Допускается применение труб из других материалов, срок службы которых не менее указанных, а гидравлические сопротивления остаются неизменными за весь срок эксплуатации.
19.2.7 Для удобства эксплуатации прокладка сетей водопровода внутри
зданий предусматривается открытой – по фермам, колоннам, стенам и под
перекрытиями. При невозможности открытой прокладки допускается предусматривать размещение сетей в общих каналах с другими трубопроводами,
кроме трубопроводов, транспортирующих легковоспламеняющиеся, горючие
или ядовитые жидкости и газы. Трубопроводы, подводящие воду к технологическому оборудованию, допускается прокладывать в полу или под полом.
В исключительных случаях допускается прокладка магистральных трубопроводов в бетонных конструкциях стен и перекрытий с использованием труб из
нержавеющей стали.
19.2.8 Трубопроводы, прокладываемые в каналах, шахтах, тоннелях, а
также в помещениях с повышенной влажностью, следует изолировать от
конденсации влаги.
19.2.9 Для регулирования водопотребления в системе водоснабжения
гидроузлов применяются запасные и регулирующие емкости (водонапорные
башни, резервуары, гидропневматические баки). Их следует проектировать в
соответствии с [11].
19.2.10 При недостатке напора в системах водоснабжения, а также при
необходимости поддержания принудительной циркуляции в централизованных системах горячего водоснабжения предусматривается устройство насосных установок.
169
СТО РусГидро 01.01.78-2012
19.2.11 Тип насосной установки и режим ее работы следует определять
на основании технико-экономического сравнения вариантов:
- непрерывно или периодически действующих насосов при отсутствии
регулирующих емкостей;
- насосов производительностью, равной или превышающей максимальный часовой расход воды, работающих в повторно-кратковременном режиме
совместно с гидропневматическими баками;
- непрерывно или периодически действующих насосов производительностью менее максимально часового расхода воды, работающих совместно с
регулирующей емкостью.
19.2.12 Насосные установки в зданиях и сооружениях гидроузла предпочтительно располагать в помещениях насосных станций противопожарного или производственного водоснабжения, в котельных.
19.2.13 Проектирование насосных установок и определение числа резервных агрегатов выполняется согласно [9, 11].
19.2.14 Насосные установки систем холодного водоснабжения, циркуляционные и циркуляционно-повысительные насосные системы горячего водоснабжения надлежит проектировать с ручным, дистанционным и автоматическим управлением.
19.2.15 При автоматическом управлении повысительной насосной
установкой должны предусматриваться:
- автоматический пуск и отключение рабочих насосов в зависимости от
требуемого давления в системе;
- автоматическое включение резервного насоса при аварийном отключении рабочего насоса;
- подача звукового или светового сигнала об аварийном отключении
рабочего насоса.
19.2.16 Трубопроводы в насосных станциях, а также всасывающие линии за пределами насосных станций следует проектировать из стальных труб
на сварке.
19.3 Производственное водоснабжение
19.3.1 Вода производственного назначения подается к технологическому оборудованию для охлаждения (автономные кондиционеры), на
уплотнение валов турбин и сальниковых уплотнений насосов, а также на полив территории гидроузла.
19.3.2 Выбор источника производственного водоснабжения следует
производить с учетом требований, предъявляемых потребителями к качеству
170
СТО РусГидро 01.01.78-2012
воды. Источником могут являться: водохранилище, нижний бьеф, подземные
воды, сети водопровода близлежащих населенных пунктов, а также спиральная камера гидротурбины при обеспечении резервных водозаборов из спиральных камер других агрегатов.
19.3.3 Качество воды, подаваемой на производственные нужды,
определяется технологическими требованиями.
При повышенных требованиях к качеству воды по взвешенным веществам необходимо устанавливать фильтры тонкой очистки, обеспечивающие
очистку воды до требуемых показателей.
19.3.4 Трубы, арматура, оборудование и материалы, применяемые
при устройстве производственного водопровода, должны соответствовать
государственным стандартам, нормалям и техническим условиям.
19.3.5 Для удобства эксплуатации прокладка сетей производственного водопровода внутри зданий предусматривается открытой – по фермам, колоннам, стенам и под перекрытиями. При невозможности открытой прокладки допускается предусматривать размещение сетей в общих каналах с другими трубопроводами. Трубопроводы, подводящие воду к технологическому
оборудованию, допускается прокладывать в полу или под полом. В исключительных случаях допускается прокладка магистральных трубопроводов в бетонных конструкциях стен и перекрытий с использованием труб из нержавеющей стали.
19.3.6 Проектирование и гидравлический расчет систем внутреннего
и наружного производственного водоснабжения выполняются в соответствии
с требованиями и методиками, принятыми в нормативных документах [9, 11].
Расход воды на производственные нужды определяется по заданиям
разработчиков технологического оборудования и паспортным данным применяемого оборудования. В случае использования производственного водопровода для противопожарных целей расчет трубопроводов системы производится с учетом расхода воды на тушение пожара.
Расход воды на полив территории гидроузла определяется по [11].
19.3.7 При недостатке напора в системах водоснабжения предусматривается устройство насосных установок.
19.3.8 Насосные установки, применяемые в системе производственного водоснабжения, проектируются согласно [9, 11].
19.3.9 Насосные установки надлежит проектировать с ручным, дистанционным и автоматическим управлением.
19.3.10 При автоматическом управлении насосной установкой должны
предусматриваться:
171
СТО РусГидро 01.01.78-2012
- автоматический пуск и отключение рабочих насосов;
- автоматическое включение резервного насоса при аварийном отключении рабочего насоса;
- подача звукового или светового сигнала об аварийном отключении
рабочего насоса.
19.3.11 Трубопроводы в насосных станциях, а также всасывающие линии за пределами насосных станций следует проектировать из стальных труб
на сварке.
19.4 Противопожарное водоснабжение
19.4.1 Противопожарный водопровод должен обеспечивать наружное
и внутреннее пожаротушение зданий и сооружений, работу автоматических
установок пожаротушения и охлаждение маслобаков.
19.4.2 Система противопожарного водоснабжения на гидроэнергетическом объекте проектируется самостоятельной.
При наличии в здании электростанции, а также в отдельных зданиях и
сооружениях гидроузла систем производственного или хозяйственнопитьевого водопровода, при условии целесообразности, допускается систему
противопожарного водопровода объединять с одной из них.
Поагрегатная и групповая системы водяного охлаждения для противопожарных нужд не применяются.
19.4.3 Забор воды для противопожарного водоснабжения предусматривается непосредственно из водохранилища. Количество водозаборов для
районов с сейсмичностью 8 баллов и более, принимается не менее двух, каждый из которых рассчитывается на 100%-ный расход воды.
На каждом водозаборе должна быть съемная решетка и устройство для
установки временной заглушки. Около водозабора предусматриваются скобы
для удобства выполнения водолазных работ. Рекомендуется решетку и
устройство для установки временной заглушки изготавливать из нержавеющей стали.
19.4.4 После водозабора (в помещении) устанавливаются стальные
задвижки независимо от величины действующего напора и фильтры.
19.4.5 Допускается выполнять водозаборы противопожарного водопровода из водоприемника после ремонтных или аварийно-ремонтных затворов с отметок постоянного наличия воды, а также из спиральных камер, гидротурбин при наличии резерва из спиральных камер других агрегатов.
19.4.6 Насосные станции противопожарного водопровода следует
предусматривать при недостаточном напоре воды в верхнем бьефе, в спи172
СТО РусГидро 01.01.78-2012
ральной камере и при водозаборе из нижнего бьефа. Проектирование насосных станций противопожарного водоснабжения производится в соответствии
с требованиями нормативных документов [9, 11]. При установке насосов
необходимо предусматривать их электроснабжение по первой категории
надежности. Принимается один резервный насос независимо от количества
рабочих.
Электродвигатели насосных станций должны размещаться на незатопляемых отметках.
19.4.7 На площадках гидравлических электростанций следует предусматривать кольцевой противопожарный водопровод высокого давления,
обеспечивающий расходы воды автоматическими установками пожаротушения, тушение из внутренних пожарных кранов и наружное пожаротушение
здания ГЭС или ГАЭС из пожарных гидрантов
19.4.8 Расчетный расход воды на наружное пожаротушение необходимо принимать в соответствии с требованиями нормативных документов[9].
При этом одновременно должны обеспечиваться расходы автоматической установки пожаротушения, тушения из внутренних пожарных кранов и
на наружное пожаротушение здания ГЭС или ГАЭС из пожарных гидрантов.
19.4.9 Проектирование внутреннего противопожарного водопровода
в зданиях и сооружениях выполняются в соответствии с требованиями нормативных документов [9, 12], а также по таблице 19.1.
Т а б л и ц а 19.1- Пожарные расходы воды для помещений гидравлических станций
Здания и помещения
Число струй и минимальный расход воды на
одну струю, л/с
12,5
1. Машинный зал, монтажная площадка, генераторное и турбинное помещение при общем объеме помещения 500 м3 и менее
2. То же при общем объеме помещения более
22,5
3
500 м
3. Отдельные (изолированные) помещения с кате22,5
горией производства В4
4. Компрессорные при общем объеме помещения:
500 м3 и менее
12,5
3
более 500 м
22,5
5. Насосные станции откачки, питьевого, техниче1 2,5
ского и противопожарного водоснабжения
173
СТО РусГидро 01.01.78-2012
Здания и помещения
6. Ремонтно-производственные мастерские
7. Кладовые с горючими материалами площадью
более 20 м2
8. Помещения с категорией производства В4 масляного хозяйства, ОРУ и здания релейных щитов
Число струй и минимальный расход воды на
одну струю, л/с
12,5
12,5
22,5
П р и м е ч а н и я 1. Наружное пожаротушение зданий и электротехнического оборудования ОРУ определяется в соответствии с требованиями ПУЭ и Строительных норм и
правил.
2. Расходы воды на внутреннее пожаротушение в зависимости от высоты помещения и
диаметра спрыска наконечника пожарного ствола определяются по Строительным нормам и правилам.
19.4.10 Внутренние пожарные краны следует устанавливать преимущественно у входов, на площадках отапливаемых лестничных клеток, в вестибюлях, коридорах и других наиболее доступных местах. При этом должно
быть обеспечено орошение каждой точки помещения необходимым числом
струй.
19.4.11 Арматура и оборудование, применяемые при устройстве противопожарного водоснабжения, должны соответствовать государственным
стандартам, нормалям, техническим условиям и иметь сертификат пожарной
безопасности.
19.4.12 Противопожарные водопроводы, не объединенные с хозяйственно-питьевыми или производственными водопроводами, выполняются
из стальных труб.
19.5 Системы канализации
19.5.1 Канализация – система трубопроводов и устройств, предназначенная для отведения сточных вод, образующихся в результате хозяйственно-бытовой деятельности человека и технологических процессов, и включающая, при необходимости, локальные очистные сооружения и насосные
установки.
19.5.2 На гидроузлах предусматриваются следующие системы внутренней и наружной канализации:
- бытовая;
- производственная;
- внутренние водостоки;
- дождевая.
174
СТО РусГидро 01.01.78-2012
19.6 Бытовая канализация
19.6.1 Схемой бытовой канализации гидроузла предусматривается
сбор, транспортировка сточных вод от санитарно-технических приборов санузлов, душевых зданий и сооружений гидроузла, водоприемника, а также
технологического оборудования пищеблоков, прачечных для последующей
полной биологической очистки на внутриплощадочных очистных сооружениях (в качестве которых применяются установки заводского изготовления)
или на очистных сооружениях близлежащих населенных пунктов.
19.6.2 Очистные сооружения должны быть оснащены средствами измерения и химического контроля, обеспечивающими измерение объемов
сточных вод и их качества по контролируемым показателям.
19.6.3 Проектирование и гидравлический расчет систем внутренней и
наружной канализации выполняются в соответствии с требованиями и методиками, принятыми в нормативных документах [11,13].
19.6.4 Трубы, арматура, оборудование и материалы, применяемые
при устройстве канализации должны соответствовать государственным стандартам, нормалям и техническим условиям.
Для систем канализации с учетом требований прочности, коррозионной
стойкости, экономии расходуемых материалов необходимо предусматривать
следующие трубы:
- для внутренней самотечной системы – пластмассовые, чугунные;
- для внутренней напорной системы – пластмассовые, напорные чугунные;
- для наружной самотечной системы – пластмассовые, чугунные, керамические, безнапорные железобетонные, асбестоцементные;
- для наружной напорной системы – пластмассовые, напорные чугунные, стальные, напорные железобетонные, асбестоцементные.
19.6.5 Для перекачки сточной жидкости применяются насосные установки.
Проектирование насосных установок осуществляется в соответствии с
требованиями нормативных документов [11, 13].
19.6.6 Вместимость резервуаров при насосных установках надлежит
определять в соответствии с часовым графиком притока сточных вод и режимом работы насосов. При этом вместимость резервуаров при насосных
установках, работающих автоматически, следует определять из условия
включения насосов не более 6 раз в час, а при отсутствии графика – принимать равной 5-10% максимального часового притока сточных вод.
175
СТО РусГидро 01.01.78-2012
19.6.7 В приемных резервуарах необходимо устанавливать указатели
уровней, устройства по взмучиванию осадка и приточно-вытяжную вентиляцию.
19.6.8 Насосы для перекачки бытовых стоков следует располагать в
отдельно стоящем здании, подвале или изолированном помещении, а при отсутствии подвала – в отдельном отапливаемом помещении первого этажа,
имеющем самостоятельный выход наружу или лестничную клетку. Помещение насосной станции следует оборудовать приточно-вытяжной вентиляцией.
Приемные резервуары необходимо располагать вне зданий или в изолированном помещении.
19.6.9 В насосных станциях следует предусматривать установку резервных насосов, число которых надлежит принимать: при числе однотипных насосов до двух – один резервный; свыше двух – два резервных.
19.6.10 Насосные установки следует проектировать с автоматическим
и ручным управлением.
19.7 Производственная канализация
19.7.1 Система производственной канализации гидроузла предназначена для сбора, транспортировки производственных стоков и очистки маслосодержащих сточных вод:
- стоков после охлаждения оборудования зданий и сооружений гидроузла;
- стоков после пожаротушения кабельных помещений зданий и сооружений гидроузла, кабельных сооружений;
- замасленных стоков, образующихся в результате пожаротушения
маслонаполненного оборудования (трансформаторы, реакторы) и охлаждения маслобаков;
- протечек с крышек турбин, содержащих маслопродукты.
19.7.2 Стоки после охлаждения оборудования зданий и сооружений
гидроузла без очистки сбрасываются в водоем.
Расход стоков после охлаждения кондиционеров определяется по заданиям разработчиков технологического оборудования.
19.7.3 После пожаротушения кабельных помещений, кабельных тоннелей стоки, не требующие очистки, транспортируются в водоем насосами
или самотеком.
Стоки, требующие очистки, направляются на очистные сооружения,
обеспечивающие необходимую степень очистки.
176
СТО РусГидро 01.01.78-2012
После пожаротушения стоки из кабельных помещений удаляются через
трапы, исключающие попадание дыма из горящего помещения, в не горящее.
Трапы имеют сварную стальную конструкцию с нижним отводом,
съемной решеткой и разборным гидрозатвором, что позволяет производить
их прочистку от случайных засорений.
Расход стоков равен расходу воды на пожаротушение кабельных помещений.
19.7.4 Протечки с крышек турбин и стоки, образующиеся в результате пожаротушения маслонаполненного оборудования, должны подвергаться
очистке с доведением конечного содержания нефтепродуктов в очищенной
воде до 0,05 мг/л согласно требованиям санитарных норм для выпуска в водоем рыбохозяйственного значения.
19.7.5 Протечки с крышек турбин поступают в емкость, а далее насосами подаются на очистные сооружения. После очистки стоки сбрасываются
в водный объект.
Расход протечек с крышек турбин и их состав определяются по заданиям разработчиков технологического оборудования.
19.7.6 Система отвода воды и масла при пожаротушении трансформатора состоит из маслоотвода и маслосборника.
Маслоприемник – трансформаторная яма.
Маслоотвод – трубопровод, по которому стоки транспортируются в
маслосборник.
Маслосборник – емкость для сбора и отстаивания стоков после пожаротушения трансформатора.
Проектирование системы отвода воды и масла при пожаротушении
трансформатора изложено в [14].
Объем стока при пожаротушении трансформатора, не оборудованного
автоматической установкой водяного пожаротушения, от гидрантов и передвижной пожарной техники может условно приниматься из расчета интенсивности орошения поверхности трансформатора, равной 0,2 л/с м2 в течение
0,25 часа.
В период нормальной эксплуатации сооружений в маслосборник
трансформатора самотеком поступают сточные воды от опробования автоматической установки водяного пожаротушения трансформатора, а при наружной установке – и от атмосферных осадков.
Откачка стоков из маслосборника производится насосом (рабочий, резервный) автоматически по сигналу регулятора-сигнализатора уровня. При
этом откачивается аккумулирующий объем стока не менее 10 м3.
177
СТО РусГидро 01.01.78-2012
При пожаре трансформатора в схеме управления насосной станцией
системы отвода стока должна предусматриваться блокировка ее автоматической работы в эксплуатационном режиме. В этом случае необходим объем
стока, поступившего при тушении пожара, обеспечивающий разделение воды
и масла.
По истечении времени отстаивания насос включается эксплуатационным персоналом вручную для перекачки отстоянной воды на очистные сооружения.
После очистки стоки сбрасываются в водный объект.
Выключение работающего насоса производится персоналом по показаниям датчика-сигнализатора разделения сред (вода откачана, идет масло).
Откачку отстоянного масла следует производить насосом в передвижную емкость с последующей отправкой на утилизацию.
Для исключения аварийного переполнения емкости маслосборника (в
нерасчетном режиме) в проекте должны предусматриваться специальные
устройства (сигнализация, переливные трубы).
Допускается также в маслосборник принимать стоки от пожаротушения кабельных сооружений или стоки после охлаждения маслобаков.
19.7.7 Очистные сооружения замасленных стоков могут размещаться
в помещениях основных сооружений гидроузла или на прилегающей территории.
Очистные сооружения должны быть оснащены средствами измерения и
химического контроля, обеспечивающими измерение объемов сточных вод и
их качества по контролируемым показателям.
19.7.8 Трубы, арматура, оборудование и материалы, применяемые
при устройстве производственной канализации должны соответствовать государственным стандартам, нормалям и техническим условиям на это оборудование.
Для самотечной системы производственной канализации применяются
пластмассовые, чугунные, керамические, безнапорные железобетонные трубы.
Для напорной системы производственной канализации - стальные.
Проектирование насосных станций, перекачивающих производственные стоки, осуществляется в соответствии с требованиями [11, 13].
19.7.9 Вместимость резервуаров при насосных установках следует
определять в зависимости от притока сточных вод, производительности
насосов и допустимой частоты включения электрооборудования, но не менее
5-минутной максимальной производительности одного из насосов.
178
СТО РусГидро 01.01.78-2012
19.7.10 В приемных резервуарах необходимо устанавливать указатели
уровней, устройства по взмучиванию осадка.
19.7.11 Насосы и приемные резервуары для стоков после пожаротушения допускается располагать в производственных и общественных зданиях.
19.7.12 В насосных станциях следует предусматривать установку резервных насосов, число которых надлежит принимать: при числе однотипных насосов до двух – один резервный; свыше двух – два резервных.
19.7.13 Насосные установки следует проектировать с автоматическим
и ручным управлением.
19.8 Внутренние водостоки
19.8.1 Внутренние водостоки предназначены для отвода дождевых и
талых вод с кровель зданий.
19.8.2 Воду из систем внутренних водостоков следует отводить в
наружные сети дождевой канализации.
При обосновании допускается предусматривать отвод воды из системы
внутренних водостоков в систему производственной канализации незагрязненных сточных вод.
Не допускается отвод воды из внутренних водостоков в бытовую канализацию и присоединение к системе внутренних водостоков санитарных
приборов.
19.8.3 При отсутствии дождевой канализации выпуск дождевых вод
следует принимать открыто в лотки около здания. В данном случае на стояке
внутри здания следует предусматривать гидравлический затвор с отводом талых вод в зимний период года в бытовую канализацию.
19.8.4 Проектирование водостоков и определения расхода дождевых
вод выполняется в соответствии с [11].
19.8.5 Трубы, арматура, оборудование и материалы, применяемые
при устройстве водостоков, должны соответствовать государственным стандартам, нормалям и техническим условиям на это оборудование.
Для внутренних водостоков надлежит применять пластмассовые, асбестоцементные и чугунные напорные трубы. Допускается применение стальных труб, имеющих гидроизоляцию внутренней и наружной поверхностей.
На горизонтальных подвесных линиях при наличии вибрационных
нагрузок допускается применять стальные трубы.
179
СТО РусГидро 01.01.78-2012
19.9 Дождевая канализация
19.9.1 Дождевая канализация предназначена для отведения поверхностного стока с территории гидроузла.
19.9.2 Расчет систем сбора, отведения дождевых стоков следует выполнять по [13, 15].
19.9.3 Поверхностный сток следует подвергать очистке. Степень
очистки поверхностного стока с территории гидроузла определяется условиями выпуска в водные объекты. Схема очистных сооружений поверхностного стока должна определяться его качественной и количественной характеристиками, требуемой степенью очистки и принятой схемой его сбора.
19.9.4 С целью уменьшения размеров очистных сооружений и подачи
на очистку наиболее загрязненной части в схемах отведения и очистки стока
следует предусматривать устройство разделительных камер и регулирующих
емкостей.
19.9.5 В разделительной камере, устраиваемой во входной части регулирующей емкости или на трубопроводе непосредственно перед ней, происходит разделение стока: на очистку направляется концентрированная часть
стока от всех дождей, а в водный объект без очистки сбрасывается наименее
концентрированная часть стока от значительных по слою дождей.
В регулирующей емкости происходит аккумулирование стока, который
затем отводится на очистку.
19.9.6 Расчет объема регулирующих емкостей приведен в [15].
19.9.7 Очистные сооружения должны быть оснащены средствами измерения и химического контроля, обеспечивающими измерение объемов
сточных вод и их качества по контролируемым показателям.
19.9.8 Трубы, арматура, оборудование и материалы, применяемые
при устройстве дождевой канализации, должны соответствовать государственным стандартам, нормалям и техническим условиям на это оборудование.
Для самотечной системы дождевой канализации применяются пластмассовые, чугунные, керамические, безнапорные железобетонные, асбестоцементные трубы.
Для напорной системы дождевой канализации - пластмассовые, напорные чугунные, стальные, напорные железобетонные, асбестоцементные трубы.
19.9.9 Проектирование насосных станций, перекачивающих дождевые стоки, осуществляется в соответствии с требованиями [13, 15].
180
СТО РусГидро 01.01.78-2012
При проектировании насосных станций перекачки дождевых стоков
предпочтение следует отдавать наиболее простым и экономичным конструкциям, что обеспечивается за счет применения станций с насосными агрегатами погружного типа.
19.9.10 В насосных станциях следует предусматривать технические
средства для периодической очистки резервуара либо использовать насосное
оборудование с системой автоматического взрыхления осадка.
19.9.11 Во избежание засорения насосного оборудования грубыми механическими включениями предусматривается установка мусоросборных
корзин или решеток с прозорами 5-40 мм в зависимости от типа применяемых насосов.
19.9.12 Система автоматики насосных станций должна обеспечивать
автоматическое включение и отключение насосных агрегатов, включение дополнительных насосных агрегатов в соответствии с уровнем заполнения резервуара, автоматический ввод резервного насосного оборудования.
19.10 Общие требования к обслуживанию систем водоснабжения и
канализации. Меры безопасности при эксплуатации
19.10.1 Комплекс проектных решений по системам водоснабжения и
канализации ГЭС и ГАЭС в части организации эксплуатации должен обеспечить:
- надежную и бесперебойную работу оборудования;
- предупреждение аварийных состояний во время эксплуатации систем;
- выполнение требований безопасности труда и гигиены;
- выполнение требований по защите окружающей среды.
19.10.2 Для обеспечения надежной и безаварийной эксплуатации оборудования насосных станций и оборудования очистных сооружений систем
водоснабжения и канализации необходимо вести профилактические осмотры
и ремонты всего оборудования системы (насосы, обратные клапаны, трубопроводная арматура, приборы контроля и автоматизации). Периодичность
осмотров и ремонтов назначается персоналом ГЭС в зависимости от состояния оборудования.
19.10.3 Периодически менять режимы работы насосов, используя в качестве рабочих попеременно каждый из двух насосов системы.
19.10.4 Соблюдать все меры безопасности работы оборудования, изложенные в паспортах отдельных видов оборудования, в частности такие, как
допуск к ремонтам и эксплуатации оборудования только квалифицированного персонала, ознакомленного с данной конструкцией и паспортами оборудо181
СТО РусГидро 01.01.78-2012
вания. Запрещение запуска насосов после ремонтов и смены режимов работы
всухую, т.е. без предварительного заполнения их водой. Запрещение подтягивания сальниковых уплотнений насосов при их работе; полное отключение
электродвигателей насосов от источников тока при проведении ремонтных
работ. Запрещение запуска насосов без установки защитного кожуха муфты;
выполнение необходимого заземления оборудования; проведение испытаний
на плотность и герметичность оборудования после каждого ремонта.
19.10.5 Производить техническое обслуживание оборудования.
Запорная и регулирующая арматура систем должна иметь маркировку и
указатели направления открытия и закрытия.
В зоне обслуживания оборудования должны находиться противопожарные устройства и приспособления.
Ремонтные и профилактические работы в подземных резервуарах и колодцах наружных сетей канализации необходимо проводить после полного
их проветривания.
Регламент мероприятий по эксплуатации систем и оборудования водоснабжения и канализации определяется «Инструкциями по эксплуатации систем водоснабжения и канализации на период постоянной эксплуатации гидроузла», разрабатываемых эксплуатирующей организацией на основании
конструкторской документации и технических паспортов оборудования,
применяемого в системах.
20 Средства связи и сигнализации
20.1 Общие требования
20.1.1 Средства связи для гидроэлектростанции должны быть предусмотрены в соответствии с принятой структурой оперативно-диспетчерского
и хозяйственного управления и эксплуатации объекта и включают:
- средства внешней связи;
- средства внутриобъектной связи.
20.1.2 Средства внешней связи в зависимости от значения электростанции должны обеспечить:
- диспетчерскую и технологическую телефонную связь с диспетчерским пунктом, с предприятием электрических сетей, районным энергетическими управлениями и др.;
- административно-хозяйственную телефонную связь с перечисленными и другими организациями;
- проведение совещаний по каналам технологической связи;
182
СТО РусГидро 01.01.78-2012
- передачу сигналов оповещения населению поселков и других объектов, расположенных в нижнем бьефе на удалении до 6 км от плотины, о возможности катастрофического затопления;
- связь с местным штабом МЧС.
20.1.3 Каналы внешней телефонной связи предусматривают использование высокочастотных трактов по линиям электропередачи, кабельных и
радиорелейных линий ведомственной сети связи, оптоволоконных линий
связи, а также общероссийских каналов и трактов, включая каналы спутниковой связи. Выбор типа конкретных каналов определяется месторасположением проектируемой электростанции и наличием существующих средств
связи в данном районе.
Средства связи общесистемного назначения должны проектироваться с
учетом перспективных схем развития энергосистем.
20.1.4 Объем средств внутриобъектной связи на электростанции с постоянным персоналом должен обеспечивать:
- оперативную (диспетчерскую) связь дежурного инженера станции
(ДИС) с дежурным персоналом станции (телефонную, громкоговорящую, радиопоисковую связь, оповещение);
- административно-технологическую телефонную связь (связь общего
пользования);
- беспроводную телефонную связь (DECT);
- поисковую связь и оповещение;
- оповещение в водных запретных зонах с постов охраны;
- электрочасофикацию;
- структурированную кабельную систему (СКС);
- локальную вычислительную сеть (ЛВС);
- систему видеоконтроля и наблюдения;
-систему охранного телевидения;
-систему контроля и управления доступом;
- охранную и пожарную сигнализацию.
20.1.5 Объем средств связи электростанции без постоянного оперативного персонала должен определяться в соответствии с принятой схемой
оперативного обслуживания и обеспечивать:
- передачу охранной и пожарной сигнализации на соответствующие
пункты, определяемые заданием на проектирование;
- телефонную связь (радиосвязь) с диспетчером электросетей на период
наладки и проведения ремонтных работ.
183
СТО РусГидро 01.01.78-2012
20.1.6 На пусковой период должен быть предусмотрен необходимый
объем средств связи, вводимый в эксплуатацию к пуску первых агрегатов.
20.1.7 В узле связи электростанции должно размещаться оборудование:
- общестанционной связи;
- внешней связи;
- оперативной связи.
20.1.8 Помещения узла связи должны быть размещены на отметках
не ниже уровня нижнего бьефа (незатапливаемые отметки).
20.1.9 Оборудование каналов ВЧ связи по ВЛ должно размещаться в
помещениях ОРУ (стойки ВЧ) и узле связи электростанции.
20.1.10 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 или от других источников полностью защищенных от возможных чрезвычайных ситуаций на объекте.
20.1.11 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.
20.1.12 Кабельные сети связи и сигнализации должны прокладываться
по нормам и правилам [1; 16].
20.1.13 При проектировании и внедрении сетей связи следует предусматривать достаточное для обеспечения бесперебойной работы оборудования количество ЗИП (в том числе по абонентским и потоковым платам и источникам питания), а также контрольную и измерительную аппаратуру для
последующего обслуживания систем. Также следует предусматривать резервирование процессорных блоков коммуникационных систем с возможностью
автоматического переключения.
20.2 Требования по выбору аппаратуры внутриобъектной связи и
сигнализации
20.2.1 Оперативная (диспетчерская) связь дежурного инженера станции
(ДИС) с дежурным персоналом станции.
При выборе аппаратуры должно быть предусмотрено:
184
СТО РусГидро 01.01.78-2012
- обеспечение всех производственных и технологических объектов предприятия надежной двухсторонней телефонной связью с различными
категориями абонентов;
- обеспечение ведения циркулярной связи;
- возможность оповещения и радиопоисковой связи (дистанционное
управление с радиотрансляционного узла):
В составе аппаратуры диспетчерской связи должно предусматриваться
оборудование для автоматической записи диспетчерских переговоров.
Звукозаписывающая аппаратура должна иметь резервный комплект с
обеспечением его пуска при неисправности основного комплекта.
20.2.2 Административно-технологическая телефонная связь (связь общего пользования)
При выборе АТС должно учитываться следующее:
- емкость телефонной станции должна определяться по количеству
портов, с учетом возможного расширения:
- программное обеспечение необходимо иметь на конечную емкость;
- параметры надежности системы;
- показатели пропускной способности (концентрация телефонной
нагрузки, допустимая нагрузка на линию, максимальное количество вызовов,
обслуживаемых за час);
- интерфейсы (абонентские и линейные).
20.2.3 Беспроводная телефонная связь (DECT)
При выборе аппаратуры должно быть предусмотрено:
- использование современных цифровых методов обработки и передачи
информации;
- содержание протоколов, определяющих взаимодействие с такими сетями, как ISDN и GS, а также протокола, обеспечивающего совместимость
беспроводных терминалов, выпускаемых разными производителями.
Для систем стандарта DECT выделен диапазон от 1880 до 1900 МГц.
Используется 10 его частот, каждая из которых включает 12 дуплексных каналов с разделением по времени, при переходе из соты в соту без разрыва соединений.
В технологических помещениях здания ГЭС, на площадках трансформаторов, ОРУ и подстанциях, на гребнях плотин должна быть установлена
система беспроводной связи с выводом информации на ЦПУ ГЭС и с резервным архивированием информации в пункте сбора, полностью защищенном
от воздействий при авариях.
20.2.4 Поисковая связь и оповещение.
185
СТО РусГидро 01.01.78-2012
В составе технических средств дежурного инженера станции должна
быть предусмотрена поисковая связь и оповещение. Аппаратура усилительной громкоговорящей связи должна позволять дежурному инженеру ГЭС организовать поисковую связь и передачу оперативных команд, как по разным
фидерам, так и по всем фидерам одновременно, а также осуществлять прием
и трансляцию программ Центрального и местного радиовещания.
Для поисковой связи и оповещения помимо усилительной аппаратуры
должен устанавливаться микрофонный пульт у дежурного инженера станции
и у главного инженера с приоритетом ДИСа.
20.2.5 Оповещение в водных запретных зонах с постов охраны
Оповещение водозапретной зоны должно осуществляется от усилительных установок, устанавливаемых на постах охраны, и обеспечивать предупреждение об опасности людей, находящихся в водозапретной зоне.
20.2.6 Электрочасофикация
Электрочасофикация должна быть предусмотрена для создания системы единого времени гидроузлов. Система часофикации должна обеспечивать
автоматическую привязку шкалы к спутниковым сигналам точного времени,
управление стрелочными и цифровыми вторичными часами, возможность
отображения на цифровых табло времени различных часовых поясов, возможность отображения на цифровых табло времени и температуры, привязку
к общегосударственной временной шкале.
20.2.7 Система СКС и ЛВС
20.2.7.1 Структурированная кабельная система (СКС)
Система СКС – это часть инфраструктуры здания, включающая физические линии для передачи телекоммуникационных сигналов (речь, данные,
видео). СКС должна обеспечить доступность приема и передачи информации
из любой точки сети, удобство коммутации, мобильность перемещения пользователей внутри здания, допускать изменение конфигурации системы, постоянное развитие и наращивание сети.
20.2.7.2 Локальная вычислительная сеть (ЛВС)
Локальная вычислительная сеть должна быть предусмотрена для создания внутренних компьютерных линий связи, объединенных в единую
сеть, с возможностью подключения компьютеризованных рабочих мест к сети Internet.
Локальная вычислительная сеть обеспечивается высокоскоростной
шиной передачи данных типа оптоволоконное кольцо и кабелем связи с проводниками типа «витая пара». Управление потоком данных осуществляется
186
СТО РусГидро 01.01.78-2012
технологическим сервером, а ветвление производится с помощью сетевых
коммутаторов.
20.2.8 Система видеоконтроля и наблюдения
Система видеоконтроля и наблюдения должна быть предназначена для
дистанционного визуального наблюдения и контроля за ходом различных
производственных процессов, а также для охранных мероприятий с помощью черно – белых и цветных видеокамер, устанавливаемых на гидроузле.
Телевизионная система видеоконтроля и наблюдения должна обеспечивать круглосуточное наблюдение за объектами, территорией и внутренними помещениями, дистанционное управление телевизионными камерами из
центрального пульта управления (дежурного инженера ГЭС), одновременный просмотр изображений от нескольких телевизионных камер на одном
мониторе, работу в автоматическом режиме по программе, задаваемой дежурным инженером станции, передачу по одному кабелю видеосигнала и
сигнала управления телевизионной камеры, возможность работы совместно с
ПЭВМ, с обязательной функцией записи в видеосигнал текущего времени,
даты, номера видеокамеры для записи изображения на специализированный
цифровой видеорекордер.
Видеорекордер должен обеспечивать возможность вывода изображения
на экран в реальном времени, гибкую систему настройки записи каждой камеры, запись по времени, по движению, по тревоге, по звуку или постоянную, вывод изображения на монитор, возможность создания резервных копий и и иные возможности в соответствии с конструкторской документацией.
20.2.8.1 Охранное телевидение
Системы охранного телевидения (СОТ) должны обеспечивать передачу
визуальной информации о состоянии охраняемых зон, помещений, периметра и территории объекта в помещение охраны. Применение охранного телевидения позволяет в случае получения извещения о тревоге определить характер нарушения, место нарушения, направление движения нарушителя и
определить оптимальные меры противодействия. Кроме того, система охранного телевидения позволяет проводить наблюдение охраняемых зон объекта.
Состав СОТ должны выбираться согласно ГОСТ Р 51558.
В охране объектов должны использоваться системы черно-белого и
цветного изображения. Установка той или иной системы зависит от необходимой информативности СОТ, характеристик охраняемого объекта (расположение на местности, освещенность и других признаков) и возможных целей (человек, автомобиль и других целей).
187
СТО РусГидро 01.01.78-2012
В темное время суток, если освещенность охраняемой зоны ниже чувствительности ТК, объект (зона объекта) должен оборудоваться охранным
освещением видимого или инфракрасного диапазона.
Для отображения поступающей с ТК информации должны применяться
специальные мониторы, способные работать круглосуточно в течение длительного времени с неподвижным изображением.
Выбор аппаратуры СОТ, его установки и расположения на объекте
следует проводить в соответствии с [30].
20.2.9 Система контроля и управления доступом.
Система контроля и управления доступом (СКУД) предназначена для
обеспечения санкционированного входа в здание и в зоны ограниченного доступа и выход из них путем идентификации личности и предотвращения несанкционированного прохода в помещения и зоны ограниченного доступа объекта.
Состав СКУД должны выбираться согласно ГОСТ Р 51241.
СКУД должна обеспечивать выполнение следующих основных функций:
- открывание преграждающих устройств (УПУ) при считывании идентификационного признака, доступ по которому разрешен в данную зону доступа (помещение) в заданный временной интервал или по команде оператора СКУД;
- запрет открывания УПУ при считывании идентификационного признака, доступ по которому не разрешен в данную зону доступа (помещение) в
заданный временной интервал;
- защиту от несанкционированного доступа к программным средствам
управления (УУ) для изменения (добавления, удаления) идентификационных
признаков;
- защиту технических и программных средств от несанкционированного доступа к элементам управления, установки режимов и к информации;
- сохранение настроек и базы данных идентификационных признаков
при отключении электропитания;
- ручное, полуавтоматическое или автоматическое открывание УПУ
для прохода при аварийных ситуациях, пожаре, технических неисправностях
в соответствии с правилами установленного режима и правилами противопожарной безопасности, а также необходимость взаимодействия в организации соответствующих обстановке эвакуационных путей при пожаре в зданиях;
188
СТО РусГидро 01.01.78-2012
- выдачу сигнала тревоги (или блокировку УПУ на определенное время) при попытках подбора идентификационных признаков (кода);
- регистрацию и протоколирование текущих и тревожных событий;
Выбор оборудования СКУД, места его установки на объекте следует
проводить в соответствии с [30].
Центральное оборудование СКУД должно размещаться в специально
оборудованном помещении, находящимся под охраной, со строгим ограничением доступа, оборудованным системами вентиляции и кондиционирования. Местонахождение помещения определяется Руководством объекта и
службы безопасности.
20.2.10 Охранная и пожарная сигнализация
20.2.10.1 Охранная сигнализация
Охранная сигнализация предназначена для охраны помещений зданий
и территории гидроузла и оповещения начальника караула о всех нарушениях в охраняемых помещениях.
Назначением системы охранной сигнализации является обнаружение
появления признаков нарушителя на охраняемом объекте и подача извещения о тревоге для принятия мер по задержанию нарушителя
Система охранной сигнализации должна:
- выдавать извещение о неисправности при отказе технических средств
охранной сигнализации;
- сохранять исправное состояние при воздействии влияющих факторов
окружающей среды;
- восстанавливать работоспособное состояние после воздействия опасных факторов окружающей среды;
- быть устойчивым к любым, установленным в стандартах на системы
конкретного вида повреждениям какой-либо своей части и не вызывать других повреждений в системе или не приводить к косвенной опасности вне ее;
- сохранять работоспособное состояние при отключении сетевого источника электропитания или другого основного источника электропитания в
течение времени прерывания электропитания.
Система охранной сигнализации не должна выдавать ложных тревог
при переключениях источников электропитания сети и резерва с одного на
другой.
20.2.10.2 Пожарная сигнализация
Система автоматической пожарной сигнализации предназначена для
раннего обнаружения и определения адреса очага пожара в контролируемых
помещениях и выдачи сигналов «Пожар».
189
СТО РусГидро 01.01.78-2012
Средствами пожарной сигнализации должны оборудоваться все помещения гидроузла независимо от их назначения в соответствии с требованиями [29] за исключением помещений с мокрыми технологическими процессами. Пожарные извещатели должны включаться в самостоятельные шлейфы
сигнализации с подключением их на пульт охраны «без права отключения».
Система пожарной сигнализации должна быть рассчитана на круглосуточную работу.
Внутри здания на путях эвакуации (в коридорах, проходах, лестничных
клетках и т.д.) необходимо устанавливать ручные пожарные извещатели.
В помещениях гидроузла должна быть предусмотрена система оповещения людей о пожаре [17].
Оповещение людей о пожаре должно осуществляться:
- подачей звуковых или световых сигналов;
- трансляцией речевой информации о необходимости эвакуации, путях
эвакуации и других действиях, направленных на обеспечение безопасности.
21 Противопожарные системы
21.1 Общие положения
21.1.1 Противопожарная защита пожарных зон, вошедших в Перечень зданий, сооружений, помещений и оборудования, подлежащих защите
от пожара, приведенного в Приложении Ж, должна проектироваться как единая система, включающая в себя комплекс технических решений по обеспечению безопасности персонала, предотвращению возникновения и ограничению распространения пожара, его обнаружению и ликвидации, в соответствии с требованиями технического регламента от 22 июля 2008 г. № 123-ФЗ
и Постановления Правительства РФ от 25.04.2012 № 390.
21.1.2 Основными принципами предупреждения пожаров и их распространения на объектах гидроэнергетики являются:
- установка пожароопасного оборудования в отдельных помещениях
или на открытых площадках;
- применение устройств защиты производственного оборудования, исключающих выход горючих веществ в объем помещения, или устройств, исключающих образование в помещении горючей среды;
- применение электрооборудования соответствующего классу пожарной категории;
190
СТО РусГидро 01.01.78-2012
- применение в конструкции быстродействующих средств защитного
отключения электроустановок и других устройств, приводящих к появлению
источников зажигания;
- применение устройств, исключающих возможность распространения
пламени из одного объема в смежный;
- каждое помещение, в котором может находиться эксплуатационный
персонал станции, должно иметь объемо-планировочное решение и конструктивное исполнение эвакуационных путей, обеспечивающие безопасную
эвакуацию людей при пожаре. При невозможности безопасной эвакуации
людей должна быть обеспечена их защита посредством применения систем
коллективной защиты;
- системы обнаружения пожара, оповещения и управления эвакуацией
людей при пожаре должны обеспечить автоматическое обнаружение пожара
за время, необходимое для включения систем оповещения о пожаре, в целях
организации безопасной эвакуации людей;
- здания ГЭС и ГАЭС должны быть оснащены автоматическими установками пожаротушения.
21.2
Предотвращение
распространения пожара
возникновения
и
ограничение
21.2.1 Требования к генеральному плану:
21.2.1.1 Устройство противопожарных разрывов между зданиями и сооружениями должно соответствовать требованиям [18].
21.2.1.2 Для забора воды передвижной пожарной техникой необходимо
предусматривать на берегу водохранилищ устройство пирсов (площадок) или
заборные устройства на установку не менее двух пожарных машин.
21.2.1.3 Устройство пирсов следует предусматривать на расстоянии не
более 200 м от здания, для которого требуется максимальный расчетный расход воды на пожаротушение.
21.2.1.4 Для электростанций с установкой трансформаторов у здания
гидроэлектростанций допускается размещать масляно-водяные охладители
трансформаторов открытыми в генераторном и турбинном помещениях.
21.2.1.5 На участке расположения охладителей должны выполняться
бортовые ограждения с организованным отводом стока.
21.2.1.6 Категория помещения при открытой установке охладителей
устанавливается по основному производству («Д»).
21.2.2 Требования к компоновочным решениям зданий и сооружений
191
СТО РусГидро 01.01.78-2012
21.2.2.1 Проектные решения по компоновке зданий и сооружений ГЭС
и ГАЭС должны отвечать требованиям [19, 20].
21.2.2.2 .На путях эвакуации запрещается прокладка кабелей, за исключением сетей освещения, связи и пожарной сигнализации.
21.2.2.3 В обслуживаемых технологических коридорах, не являющихся
путями эвакуации, допускается прокладка кабелей в металлических коробах
с покрытием огнезащитным составом всей поверхности силовых и одиночных контрольных кабелей, верхнего слоя контрольных кабелей, уложенных
многослойно, наружного слоя контрольных кабелей, уложенных в пучках.
21.2.2.4 Резервные дизельные электростанции должны размещаться в
отдельных зданиях. Допускается встраивать их в здания другого назначения,
при этом как минимум одна из стен РДЭС должна быть наружной.
21.2.2.5 Степень огнестойкости зданий, сооружений и пожарных отсеков должна определяться на основании [19, 21].
21.2.2.6 Необходимая степень огнестойкости здания и класс конструктивной пожарной опасности определяются классом функциональной пожарной опасности здания, а также числом этажей и площадью здания или пожарного отсека.
21.2.2.7 Временные торцы главных корпусов электростанций при строительстве по очередям должны выполняться из несгораемых материалов и
иметь огнестойкость не менее 0,75 ч.
21.2.2.8 Не допускается в стенах зданий электростанций и подстанций
предусматривать оконные и вентиляционные проемы в местах установки
маслонаполненных трансформаторов, располагаемых на расстоянии менее 10
м от стены и ближе 5 м от контура проекции трансформатора на эту стену.
21.2.2.9 Наружные металлические пожарные лестницы типа П 2 следует предусматривать на фасадах главных корпусов электростанций на расстоянии не менее 20 метров от мест размещения трансформаторов или другого
электротехнического оборудования, находящегося под высоким напряжением.
21.2.2.10 Компоновка, ограждающие конструкции и противопожарные
мероприятия кабельных сооружений электростанций и подстанций должны
выполняться таким образом, чтобы исключалось распространение пожара в
другие отсеки кабельных сооружений и сводились до минимума возможные
нарушения работы ответственных технологических установок, систем управления, автоматики, сигнализации и пожарной защиты объекта.
21.2.2.11 Прокладку взаиморезервируюших кабельных линий (силовых
линий, линий оперативного тока, управления, сигнализации, систем пожаро192
СТО РусГидро 01.01.78-2012
тушения и т.п.) необходимо предусматривать по разным кабельным сооружениям. Допускается прокладка резервных кабельных линий: одна по кабельным сооружениям, другая - по производственным помещениям или в
земле. При невозможности прокладки резервных кабельных линий по разным
сооружениям, допускается прокладка их в одном кабельном сооружении при
условии выполнения защиты одной из резервных кабельных линий ограждающими строительными конструкциями из негорючих материалов с огнестойкостью не менее REI 45.
21.2.2.12 В кабельных шахтах, в местах прохода через каждое перекрытие, но не реже, чем через 20 м, должны предусматриваться перегородки
из несгораемых материалов с пределом огнестойкости не менее ЕI 45.
21.2.2.13 На ГЭС и ГАЭС, при количестве энергетических блоков не
более 4-х, допускается прокладка кабелей от блоков к центральному пульту
управления (ЦПУ) и релейному щиту, а также от ЦПУ к распределительным
устройствам в 2-х кабельных туннелях (галереях) с расположением кабельных потоков энергетических блоков по разным стенам этих туннелей (галерей).
21.2.2.14 При количестве блоков более 4-х допускается прокладка кабельных потоков нескольких блоков по одной стене туннеля (галереи) на
разных горизонтальных уровнях с отделением каждого потока продольными
горизонтальными бетонными перегородками (полками) с пределом огнестойкости не менее RЕI 45. При вынужденной прокладке кабельных трасс по
разным сторонам одного тоннеля, они должны быть покрыты огнезащитными составами.
21.2.2.15 В кабельных каналах должны предусматриваться перегородки и уплотнения с пределом огнестойкости не менее EI 45 через 50 м по
длине, в местах ответвлений и прохода через строительные конструкции.
21.2.2.16 В кабельных этажах под центральным щитом (ЦЩУ) и релейным щитом на ОРУ перегородки предусматривать не следует, если их
объем не превышает 1500 м3.
21.2.2.17 Выходы из крайних отсеков кабельных сооружений должны
предусматриваться непосредственно наружу, в лестничную клетку или в помещения с производствами категорий Г и Д. Из кабельных сооружений
должно предусматриваться не менее двух выходов. Из кабельных туннелей
длиной не более 25 м допускается предусматривать один выход.
21.2.2.18 В бетонных плотинах и зданиях ГЭС и ГАЭС допускается
сооружение рядом с лестничными клетками непроходных кабельных шахт,
обслуживаемых с лестничных площадок и имеющих самозакрывающиеся
193
СТО РусГидро 01.01.78-2012
створки с уплотненными притворами. Предел огнестойкости створок и перегородок должен быть не менее EI 45.
21.2.2.19 Вторыми выходами из кабельных сооружений допускается
принимать выходы через люки по специальным металлическим лестницам
(скобам) или переходы в другие кабельные сооружения.
21.2.2.20 Двери кабельных сооружений должны иметь предел огнестойкости не менее EI 30 и предусматриваться самозакрывающимися с
уплотненными притворами. Двери из кабельных сооружений должны открываться наружу и иметь замки, отпираемые из кабельных сооружений без
ключа, а двери между отсеками должны открываться по направлению ближайшего выхода и оборудоваться устройствами, поддерживающими их в закрытом положении. Ширина дверей должна быть не менее 0,8 м.
21.2.2.21 В протяженных кабельных туннелях, расположенных вне
зданий и сооружений, должны предусматриваться выходы через люки не реже, чем через 50 м. Люки в наружных туннелях должны предусматриваться с
двумя крышками. Нижняя крышка должна иметь запорное устройство, открываемое со стороны туннеля без ключа. Наружные крышки должны иметь
приспособления для их снятия.
21.2.2.22 Люки кабельных сооружений, расположенных внутри зданий, должны предусматриваться из несгораемых материалов с пределом огнестойкости не менее EI 45. Диаметры отверстий круглых люков должны
быть не менее 650 мм, а отверстия люков прямоугольной формы должны
быть не менее 600х800 мм.
21.2.2.23 Не допускается предусматривать выходы из кабельных сооружений непосредственно в щитовые помещения электростанций и подстанций.
21.2.2.24 В кабельных сооружениях следует предусматривать световые указатели аварийных выходов с электропитанием от сети аварийного
освещения.
21.2.2.25 Кабельные трассы и кабельные сооружения, расположенные
на расстоянии менее 10 м от технологического оборудования, которое может
служить источником распространения пожара (например, баки с маслом и
др.), должны отделяться перегородками из негорючих материалов с пределом
огнестойкости EI 45.
21.2.2.26 Не допускается предусматривать в кабельных сооружениях
размещение шкафов управления и других щитовых панелей, а также прокладку транзитных трубопроводов и шинопроводов, за исключением водяно194
СТО РусГидро 01.01.78-2012
го пожаротушения в стальных трубах, предназначенных для пожаротушения
кабельных сооружений.
21.2.2.27 Шкафы рядов зажимов, установленные в кабельных сооружениях, должны предусматриваться во влагонепроницаемом исполнении, а
отверстия уплотняться для предотвращения попадания влаги.
21.2.2.28 Запрещается применение металлических лотков со сплошным дном и коробов в кабельных этажах, туннелях, шахтах, галереях, в электротехнических и других производственных помещениях.
21.2.2.29 В кабельных сооружениях должна предусматриваться гидроизоляция и дренажные устройства. Уклон пола в сторону дренажных
устройств должен быть не менее 0,005. Дренажные устройства должны работать в автоматическом режиме откачки или предусматриваться самотек стоков, в т.ч. с учетом отвода воды при работе автоматических установок водяного пожаротушения.
21.2.2.30 Ограждающие строительные конструкции помещений пунктов подпитки маслонаполненных кабелей, размещаемые в кабельных сооружениях, должны предусматриваться с пределом огнестойкости не менее RE
45. Помещения этих пунктов должны делиться на отсеки, в каждом из которых должно предусматриваться размещение только одного подпитывающего
агрегата.
21.2.2.31 В дверных проемах подпитывающих пунктов должны предусматриваться пороги высотой не менее 150 мм.
21.2.2.32 В каждом отсеке помещения подпитывающего пункта должна предусматриваться система маслоудаления, обеспечивающая удаление
масла в маслосборник в течение 15 минут.
21.2.2.33 При расположении кабельных сооружений друг над другом
(несколько этажей) прокладка маслонаполненных кабелей должна предусматриваться в нижних этажах кабельных сооружений.
21.2.2.34 На территории открытых распределительных устройств следует применять железобетонные лотки, каналы или туннели. Не допускается
применение кабельных металлических коробов.
21.2.2.35 При применении кабельных коробов (КП, ККБ) в помещениях ГЭС и ГАЭС быстросъемные крышки должны быть установлены только в
местах возможных механических повреждений кабельных линий.
21.2.2.36 В кабельных коробах (типов КП, ККБ и т.п.) должны предусматриваться перегородки и уплотнения с огнестойкостью не менее ЕI 45 в
местах прохода через стены и перегородки:
- на горизонтальных участках через каждые 30 м длины этих коробов;
195
СТО РусГидро 01.01.78-2012
- на вертикальных участках через каждые 20 м высоты, а также при
проходе их через каждое перекрытие;
- в местах разветвления коробов и выхода одиночных кабелей.
21.3 Кабельные линии
21.3.1 Для электростанций и подстанций следует предусматривать
применение кабелей с изоляцией, не распространяющей горение (Федеральный закон от 22.07.2008 № 123-ФЗ, инструкция [38]). Допускается применение кабелей с горючей изоляцией, обработанной огнезащитными составами в
соответствии с требованиями правил [39].
П р и м е ч а н и е – при проектировании кабельных линий при достаточном обосновании допустимо применение соответствующих норм по ВНТП-41-94 «Нормы проектирования технологической части ГЭС и ГАЭС»).
21.3.2 Прокладку кабельных линий в кабельных сооружениях и производственных помещениях электростанций и подстанций следует предусматривать по кабельным конструкциям открытым способом на консолях, по
перфорированным или решетчатым лоткам.
21.3.3 Прокладку кабелей через перекрытие в мазутонасосной следует предусматривать в трубах, при этом концы труб должны возвышаться над
уровнем пола не менее чем на 0,1 м и иметь уплотнение.
21.3.4 В местах прохода кабелей через строительные конструкции
необходимо предусматривать их уплотнение несгораемыми материалами до
обеспечения предела огнестойкости не менее EI 45.
21.3.5 Не допускается предусматривать прокладку кабелей пучками в
местах прохода кабелей через строительные конструкции. В этих местах кабели должны быть рассредоточены, и каждый кабель уплотнен несгораемыми материалами.
21.3.6 Прокладку силовых кабелей в шахтах следует предусматривать
однорядно, а контрольных кабелей в пучках (диаметром не более 100 мм) по перфорированным конструкциям
21.3.7 Помещения электростанции, а также плотин, 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.
21.3.8 В помещениях щитов управления (ГЩУ, агрегатные щиты и
т.п.) следует предусматривать покрытие огнезащитным составом кабелей,
196
СТО РусГидро 01.01.78-2012
прокладываемых между панелями в каналах. При этом огнезащитным составом следует покрывать каждый силовой кабель или верхний ряд кабелей,
прокладываемых многослойно.
21.3.9 Для автоматизированных систем управления и систем централизованного контроля управления и автоматизации (АСУ ТП) прокладку кабеля 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.
21.3.10 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.).
21.3.11 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;
197
СТО РусГидро 01.01.78-2012
- при других особенностях проектных решений, компоновки, особых
условий электростанций.
21.3.12 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.
21.3.13 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 (ГОСТ Р МЭК 60332-3-22) для
группы "А" по суммарному объему изоляции кабелей до 7 л на пог.м длины
кабельного конструктива (полка, лоток или короб).
21.3.14 Применение кабелей общепромышленного назначения допускается для потребителей, не связанных с обеспечением работы технологического оборудования электростанций.
21.3.15 Не допускается применение кабелей общепромышленного
назначения на подземных электростанциях.
21.3.16 Необходимость устройства систем автоматического пожаротушения кабельных сооружений и методика их расчета определяется по нормам [22].
21.4 Станционное
оборудование
масляное
хозяйство
и
маслонаполненное
21.4.1 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 400 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.
21.4.2 В помещениях масляного хозяйства следует предусматривать:
- ограждающие конструкции с пределом огнестойкости не менее
REI150;
- заглубление, по отношению к коридорам и соседним помещениям, не
менее чем на 0,15 м или пороги в дверных проемах из условия аккумуляции
198
СТО РусГидро 01.01.78-2012
объема разлившегося масла, равного емкости наибольшего бака или технологической установки, расположенных в помещениях.
21.4.3 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.
21.4.4 Трапы должны иметь гидравлический затвор и диаметр отводной трубы не менее 100 мм.
21.4.5 Для нескольких помещений следует предусматривать отдельный резервуар емкостью не менее емкости наибольшего резервуара или технологической установки.
21.4.6 Отдельный резервуар может располагаться как внутри здания
электростанции, так и снаружи, на расстоянии не менее 5 м от стены здания.
21.4.7 Аварийный слив масла из резервуаров в отдельный резервуар
при пожаре не предусматривается.
21.4.8 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.
21.4.9 Емкость резервуара должна обеспечить прием максимального
объема масла при аварии с кабелем или наибольшим баком маслоподпитывающей установки.
21.4.10 Отвод масла и воды при пожаротушении трансформаторов (автотрансформаторов, реакторов) следует выполнять в соответствии [15].
21.5 Обеспечение безопасности персонала при пожарах
21.5.1 Система оповещения и управления эвакуацией людей (СОУЭ)
должна проектироваться в соответствии с требованиями [23] и обеспечивать
своевременное оповещение персонала на начальной стадии пожара, включая
подачу четких звуковых и световых сигналов на щит управления, пульт пожарной части, а также в другие места, с таким расчетом, чтобы указанные
сигналы были слышны и видны во всех местах постоянного и временного
пребывания персонала.
21.5.2 СОУЭ должна проектироваться в целях обеспечения безопасной эвакуации людей при пожаре.
21.5.3 Характеристика типов СОУЭ приведена в таблице 21.1.
199
СТО РусГидро 01.01.78-2012
Т а б л и ц а 21.1
Наличие
указанных
характеристик у различных типов СОУЭ
1
2
3
4
5
Характеристика СОУЭ
1. Способы оповещения:
- звуковой (сирена, тонированный сигнал и др.);
+
+
*
*
*
- речевой (передача специальных текстов);
—
—
+
+
+
а) световые мигающие оповещатели;
*
*
*
*
*
б) световые оповещатели «Выход»;
*
+
+
+
+
*
*
+
*
—
—
*
+
—
*
+
+
—
*
+
+
—
—
*
+
—
—
—
+
- световой:
в) эвакуационные знаки пожарной безопасности, ука—
зывающие направление движения;
г) световые оповещатели, указывающие направление
—
движения людей, с изменяющимся смысловым значением
2. Разделение здания на зоны пожарного оповещения
—
3. Обратная связь зон пожарного оповещения с помещением
—
пожарного поста диспетчерской
4. Возможность реализации нескольких вариантов эвакуации
—
из каждой зоны пожарного оповещения
5. Координированное управление из одного пожарного постадиспетчерской всеми системами здания, связанными с обес- —
печением безопасности людей при пожаре
21.5.4
Тип СОУЭ для зданий ГЭС и ГАЭС определяется по таблице
21.2.
Т а б л и ц а 21.2 - СОУЭ для производственных зданий
Категория здания
по взрывопожарной и пожарной
опасности
А, Б, В, Г, Д
А, Б
Наибольшее ТИП СОУЭ
число этажей
Примечания
1 2 3 4 5
1
2-6
*
*
В
2-8
*
Г, Д
2-10
*
1-й тип СОУЭ допускается совмещать с селекторной связью.
СОУЭ зданий с категориями А и Б
должны быть сблокированы с технологической или пожарной автоматикой
П р и м е ч а н и е - Для зданий категорий А и Б по взрывопожарной и пожарной опасности, в которых предусмотрено устройство СОУЭ 3-го типа, в дополнение к речевым пожарным оповещателям,
установленным внутри зданий, должна быть предусмотрена установка речевых пожарных оповещателей
снаружи этих зданий.
200
СТО РусГидро 01.01.78-2012
21.5.5 СОУЭ должна включаться автоматически от командного сигнала, формируемого автоматической установкой пожарной сигнализации или
пожаротушения, за исключением случаев:
- дистанционное, ручное и местное включение СОУЭ допускается использовать, если в соответствии с нормативными документами по пожарной
безопасности для данного вида зданий не требуется оснащение автоматическими установками пожаротушения и (или) автоматической пожарной сигнализацией. При этом пусковые элементы должны быть выполнены и размещены в соответствии с требованиями, предъявляемыми к ручным пожарным извещателям.
- в СОУЭ 3-5-го типов полуавтоматическое управление, а также ручное, дистанционное и местное включение допускается использовать только в
отдельных зонах оповещения.
21.5.6 Кабели, провода СОУЭ и способы их прокладки должны обеспечивать работоспособность соединительных линий в условиях пожара в течение времени, необходимого для полной эвакуации людей в безопасную зону.
21.5.7 Радиоканальные соединительные линии, а также соединительные линии в СОУЭ с речевым оповещением должны быть обеспечены, кроме
того, системой автоматического контроля их работоспособности.
21.5.8 Управление СОУЭ должно осуществляться из помещения пожарного поста, диспетчерской или другого специального помещения, отвечающего требованиям пожарной безопасности, предъявляемым к указанным
помещениям.
21.5.9 Звуковые сигналы СОУЭ должны обеспечивать общий уровень
звука (уровень звука постоянного шума вместе со всеми сигналами, производимыми оповещателями) не менее 75 дБА на расстоянии 3 м от оповещателя,
но не более 120 дБА в любой точке защищаемого помещения.
21.5.10 Звуковые сигналы СОУЭ должны обеспечивать уровень звука
не менее чем на 15 дБА выше допустимого уровня звука постоянного шума в
защищаемом помещении.
21.5.11 Световые оповещатели «Выход» следует устанавливать:
- в помещениях с одновременным пребыванием 50 и более человек —
над эвакуационными выходами;
- над эвакуационными выходами с этажей здания, непосредственно
наружу или ведущими в безопасную зону;
21.5.12 Эвакуационные знаки пожарной безопасности, указывающие
направление движения, следует устанавливать:
201
СТО РусГидро 01.01.78-2012
-в коридорах длиной более 50 м, при этом эвакуационные знаки пожарной безопасности должны устанавливаться по длине коридоров на расстоянии не более 25 м друг от друга, а также в местах поворотов коридоров;
-в незадымляемых лестничных клетках;
-в других местах, по усмотрению проектной организации, если в соответствии с требованиями Стандарта в здании необходима установка эвакуационных знаков пожарной безопасности.
21.5.13 Эвакуационные знаки пожарной безопасности, указывающие
направление движения, следует устанавливать на высоте не менее 2 м.
21.5.14 Пути эвакуации и эвакуационные выходы должны удовлетворять требованиям [23, 24].
21.5.15 На путях эвакуации для отделки стен и потолков следует применять материалы с пожарной опасностью (Федеральный закон от 22.07.2008
№ 123-ФЗ) не выше чем Г1, В1, Д2, Т2. Полы следует выполнять из негорючих материалов или из материалов с пожарной опасностью не выше чем Г2,
РП2, В2, Д2, Т2.
21.5.16 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.
21.6 Противодымная защита
21.6.1 Противодымная вентиляция зданий, не имеющих ограничений
по связи с окружающей средой, должна выполняться в соответствии с требованиями [8], а так же в соответствии с требованиями раздела 18.3 Стандарта.
21.6.2 В сооружениях без постоянного пребывания персонала удаление дыма после пожара может производиться системами общеобменной вентиляции с механическим побуждением, предусматривающими исключение
возможности проникновения продуктов горения в смежные помещения, регулирование направления движения продуктов горения, а также организованный выброс продуктов горения в атмосферу.
21.6.3 Удаление дыма должно осуществляться через дымовые шахты
с дымовыми клапанами, незадуваемые фонари с открывающимися фрамугами или открывающиеся зенитные фонари. Кратность воздухообмена при
удалении дыма после пожара не регламентируется.
202
СТО РусГидро 01.01.78-2012
21.6.4 Вытяжные установки следует располагать в отдельных помещениях (боксах). Пределы огнестойкости противопожарных преград данных
помещений должны быть не менее пределов огнестойкости противопожарных преград обслуживаемых ими помещений.
21.6.5 В подземных зданиях станций, имеющих ограничения по связи
с открытым пространством, следует предусматривать локализацию продуктов горения и их удаление после пожара специальными системами.
21.7 Обнаружение и тушение пожаров
21.7.1 В помещениях, зданиях и сооружениях ГЭС и ГАЭС следует
предусматривать:
- автоматические установки пожарной сигнализации;
- автоматические установки пожаротушения;
- внутренний противопожарный водопровод с пожарными кранами, питаемый от сети противопожарного водопровода;
21.7.2 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 [29] и
в Приложении Ж.
21.8 Автоматические
пожаротушения
установки
пожарной
сигнализации
и
21.8.1 В кабельных помещениях и в помещениях систем управления
следует предусматривать устройство автоматической пожарной сигнализации повышенной надежности: адресные системы, обеспечивающие диагностику пожарных извещателей, или адресно-аналоговые системы.
21.8.2 Допускается применять пороговые системы, которые при срабатывании одного пожарного извещателя выдают на соответствующий щит
управления сигнал "Внимание", а при срабатывании не менее двух извещателей выдают управляющие импульсы на пуск установок пожаротушения, закрытие огнезадерживающих клапанов, отключение вентиляции, а также световой и звуковой сигналы "Пожар".
21.8.3 При применении пороговых систем в каждом шлейфе должны
содержаться устройства, обеспечивающие оптическую индикацию включен-
203
СТО РусГидро 01.01.78-2012
ного состояния шлейфа и возможность подключения тестирующего устройства.
21.8.4 При выборе извещателей следует учитывать параметры окружающей среды, в которой они должны работать (скорость движения воздуха,
влажность, взрывоопасность, поля излучения, рабочую температуру, наличие
пара, освещенность, сейсмичность и т.п.).
21.8.5 Целесообразно применение дублированных или комбинированных пожарных извещателей, обеспечивающих возможность обнаружения
пожара как минимум по двум характерным признакам (температура, задымление, давление и т.п.).
21.8.6 Размещение извещателей следует выполнять в соответствии с
требованиями [25] и техническими условиями применения извещателей конкретных типов.
21.8.7 Удельный расход, интенсивность и продолжительность подачи
огнетушащих веществ автоматическими установками пожаротушения должны определяться в соответствии с требованиями [25].
21.9 Требования к автоматическим установкам пожаротушения
при проектировании
21.9.1 Автоматические установки пожаротушения должны обеспечивать ликвидацию пожара поверхностным или объемным способом подачи
огнетушащего вещества в целях создания условий, препятствующих возникновению и развитию процесса горения.
21.9.2 Тушение пожара объемным способом должно обеспечивать создание среды, не поддерживающей горение во всем объеме защищаемого
помещения, здания, сооружения и строения.
21.9.3 Тушение пожара поверхностным способом должно обеспечивать ликвидацию процесса горения путем подачи огнетушащего вещества на
защищаемую площадь.
21.9.4 Срабатывание автоматических установок пожаротушения не
должно приводить к возникновению пожара и (или) взрыва горючих материалов в помещениях зданий, сооружений, строений и на открытых площадках.
21.9.5 Для автоматического включения насосов, запорно-пусковых
устройств установок пожаротушения и сигнализации о пожаре должны использоваться:
- для кабельных помещений и подпольных пространств АСУ ТП
(СЦКУ) – дымовые пожарные извещатели;
204
СТО РусГидро 01.01.78-2012
- для трансформаторов (реакторов) – дифференциальная и газовая защита, а также специальные устройства обнаружения пожара (при серийном
производстве).
21.9.6 Расчетное время тушения пожара водяными или пенными
установками пожаротушения составляет 10 минут, после чего установка
должна отключаться автоматически или вручную. Запас воды должен обеспечивать работу АУП в течение 30 минут.
21.9.7 Автоматический пуск установки пожаротушения должен дублироваться дистанционным включением (отключением) дежурным персоналом со щитов управления (с БЩУ, ЦЩУ, ГЩУ), а также по месту установки
запорной арматуры и насосов.
21.9.8 Дистанционное управление должно предусматривать пуск и
останов пожарных насосов, открытие и закрытие задвижек, а также соответствующих систем вентиляции или кондиционирования.
21.9.9 На щитах управления (БЩУ, ЦЩУ, ГЩУ) должна выполняться схема сигнализации открытого или закрытого положения запорной арматуры установок пожаротушения.
21.9.10 Дистанционное управление установками пожаротушения общестанционных зданий и сооружений выносится на ЦЩУ (ГЩУ), а также
предусматривается сигнализация положения арматуры и насосов.
21.9.11 Все световые и звуковые сигналы пожарной автоматики должны быть четкими и отличаться от других систем технологической сигнализации щита управления.
21.9.12 Инерционность срабатывания автоматической установки пожаротушения не должна превышать 3 минут.
21.9.13 Узлы управления стационарных установок и пожаротушения с
ручным или дистанционным включением (пожаротушение генераторов и
синхронных компенсаторов с воздушным охлаждением, орошение маслобаков и т.п.) следует располагать в безопасном при пожаре и удобном месте для
работы с приводом.
21.9.14 В автоматических установках пожаротушения должна предусматриваться блокировка, предотвращающая одновременную подачу огнетушащего вещества более одного направления (отсека) соответствующего
защищаемого помещения или сооружения (оборудования). Снятие блокировки и подача огнетушащих веществ в другие помещения или на оборудование
должны производиться дистанционно соответственно с БЩУ, ГЩУ, ЦЩУ.
21.9.15 Запорно-пусковые устройства (задвижки с электроприводом,
клапаны и т.п.) установок пожаротушения для удобства эксплуатации реко205
СТО РусГидро 01.01.78-2012
мендуется группировать в отдельных узлах управления. Такие узлы управления должны размещаться в местах, доступных и безопасных при пожаре, с
температурой воздуха не ниже +5 °С.
Узлы управления рекомендуется размещать на основных отметках обслуживания зданий. Установка перегородок, отделяющих эти узлы и пусковые устройства от производственных помещений, не требуется.
Не допускается размещение узлов управления и отдельных запорнопусковых устройств в подвалах и колодцах, которые могут быть заполнены
водой или залиты нефтепродуктами, а также в помещениях, защищаемых
установками пожаротушения.
21.9.16 К узлам управления для четырех и более направлений следует
предусматривать подвод огнетушащих веществ по двум трубам от магистрального трубопровода, закольцованного внутри узла управления.
Перед запорно-пусковыми устройствами автоматических установок
пожаротушения следует устанавливать ремонтные задвижки с ручным приводом или использовать разделительные задвижки подводящих кольцевых
трубопроводов из расчета возможности вывода в ремонт не более трех
направлений этой установки.
21.9.17 Не допускается прокладка подводящих трубопроводов установок пожаротушения по помещениям, защищаемым этой же установкой, а
также в помещении с температурой воздуха ниже +5 °С.
21.9.18 Расположение оросителей автоматической установки пожаротушения трансформаторов (реакторов) должно обеспечивать орошение защищаемой поверхности, с интенсивностью не ниже 0,2 л/с·м2, включая высоковольтные вводы, маслоохладители и маслоприемник в пределах бортового ограждения. Расположение оросителей и их количество уточняется по
картам орошения.
Установки пожаротушения трансформаторов (реакторов) оборудуются
эвольвентными оросителями. Расчетное время тушения пожара трансформаторов распыленной водой с помощью станционных установок следует принимать 10 мин. Запас воды следует принимать из условия обеспечения трехкратного расхода.
21.9.19 Узлы управления запорно-пусковых устройств трансформаторов (реакторов) следует предусматривать в отдельном здании, расположенном не ближе 15 м от этого трансформатора (реактора), или располагать
внутри производственных помещений (кроме подвалов).
206
СТО РусГидро 01.01.78-2012
21.9.20 Пуск установки пожаротушения трансформатора (реактора)
должен производиться через устройство контроля отключения его выключателей со всех сторон электропитания.
21.9.21 Для кабельных сооружений, подлежащих защите автоматическими установками пожаротушения, до начала прокладки кабельных линий
следует предусматривать опережающий ввод их работы в дистанционном
режиме по временной схеме с обеспечением необходимого расхода воды.
Расчетный расход воды для автоматического пожаротушения кабельных сооружений составляет не менее 0,14 л/с·м2. Установки пожаротушения кабельных помещений оборудуются оросителями типа ДВВ и ДВН.
К периоду сдачи в постоянную эксплуатацию кабельных сооружений
установка пожаротушения должна работать в автоматическом режиме по постоянной схеме.
21.9.22 Для охлаждения маслобаков, в целях предотвращения их возгорания при пожаре в соседних помещениях, и пожаротушении аппаратных
маслохозяйства применяются оросители типа ДВВ и ДВН. Интенсивность
орошения поверхности маслобаков и маслохозяйства должна быть не менее
0,2 л/с·м2.
21.9.23 По надежности электроснабжения все электротехническое
оборудование автоматических установок пожаротушения, элементов управления и пожарной сигнализации относится к приемникам электрической
энергии первой категории и должно обеспечиваться от двух независимых источников электропитания. Взаимно резервируемые кабельные линии электропитания следует прокладывать по разным трассам для исключения их повреждения при пожаре или аварии на соответствующем оборудовании или в
помещении.
21.10 Управление насосной станцией пожаротушения
21.10.1 Электрическая схема питания насосных агрегатов должна
обеспечивать бесперебойную подачу необходимого расхода воды на нужды
пожаротушения при выходе из строя одного из источников (например,
ремонт).
Взаиморезервируемые кабельные линии электрического питания
насосной станции АУПТ следует прокладывать по разным трассам, исходя из
условия, что при возникновении аварии (пожаре) обе питающие кабельные
линии не могут выйти из строя.
21.10.2 Схема управления пожарными насосами должна обеспечивать:
- сигнализацию в оперативный контур о пуске пожарных насосов;
207
СТО РусГидро 01.01.78-2012
- сигнализацию о наличии расчетного давления в магистральном
трубопроводе;
- пуск (останов) пожарных насосов при получении команды от
дистанционного управления из помещения оперативного контура (ЦПУ,
ЦЩУ, БЩУ и др.);
- обобщенную сигнализацию в оперативный контур об аварии
(неисправности) в насосной станции пожаротушения;
- опробование (пуск, останов) каждого насосного агрегата из насосной
станции;
- останов насоса и блокировка команд на его запуск при срабатывании
технологических и электрических защит насосного агрегата;
- контроль цепей питания электродвигателей насосов и схем их
управления;
- пуск резервного насоса при отказе в пуске (аварии) рабочего агрегата;
- контроль питания схемы управления насосной станции
пожаротушения;
- местный пуск насоса непосредственно из помещения насосной
станции.
22
Автоматизация
ГЭС/ГАЭС
и
управление
оборудованием
22.1 Общие положения
22.1.1 Современные ГЭС/ГАЭС создаются как полностью автоматизированные объекты с возможностью дистанционного и ручного (при необходимости) управления оборудованием.
22.1.2 На стадии проектной документации определяется структура
управления объектом, требования и задачи АСУ ТП, степень автоматизации
оборудования, количество сигналов, регулирующих и управляющих функций
и структурная схема АСУ ТП. Разработка рабочей документации выполняется поставщиком АСУ ТП.
22.1.3 Структура управления и степень автоматизации определяются
следующими факторами:
-ролью станции в энергосистеме,
-количеством и единичной мощностью агрегатов,
-географическим расположением ГЭС/ГАЭС,
-водохозяйственным и водоэнергетическим значением ГЭС.
208
СТО РусГидро 01.01.78-2012
22.1.4 Роль ГЭС/ГАЭС в энергосистеме определяется Работой «Схема выдачи мощности ГЭС в энергосистему», согласованной с ОАО «СО
ЕЭС», «Техническими условиями на присоединение ГЭС к электрическим
сетям ЕЭС», выдаваемым ОАО ФСК, «Соглашениями о взаимодействии сторон при создании энергетических объектов», заключенными собственниками
противоположных концов линий электропередачи. Этими документами
определяются требования к участию ГЭС/ГАЭС в оказании системных услуг
таких, как:
- выдача мощности в соответствии с требуемым графиком нагрузки, в
том числе пиковой мощности,
- обеспечение аварийного резерва мощности,
- компенсация реактивной мощности в энергосистеме,
- участие во вторичном регулировании частоты в энергосистеме,
- потребление активной мощности в «провалах» графика нагрузки
энергосистемы в насосном режиме ГАЭС.
Эти режимы обеспечиваются основным гидросиловым оборудованием
под управлением АСУ ТП и соответствующего прикладного ПО.
22.1.5 Количество и единичная мощность агрегатов определяют количественный и качественный состав ПТК, необходимость резервирования
средств автоматизации, необходимость устройств группового регулирования
активной и реактивной мощности (ГРАМ/ГРНРМ).
22.1.6 Географическое расположение ГЭС/ГАЭС и ее мощность
определяют режим эксплуатации: удаленность и труднодоступность объекта,
а также ГЭС малой мощности потребует создание необслуживаемой ГЭС с
высокой степенью локальной автоматизации и дистанционным управлением
и сигнализацией.
22.1.7 Водохозяйственные и водоэнергетические задачи требуют
обеспечения регулирования уровней воды в верхнем и нижнем бассейне, регулирования расхода воды при работе ГЭС в каскаде, обеспечение санитарных попусков в период межени и защиту от наводнения в период паводков.
Эти задачи решаются программным регулированием пропуска воды открытием затворов во взаимосвязи с режимом работы агрегатов ГЭС, ГАЭС.
Совокупность требований определяет структуру и виды управления
оборудованием ГЭС, ГАЭС.
22.1.8 Автоматизация основных и вспомогательных технологических
процессов должна выполняться комплексом оборудования системы управления и контроля ГЭС (ГАЭС) на базе интегрированной АСУ ТП ГЭС (ГАЭС)
и построена как интегрированный программно-технический и информацион209
СТО РусГидро 01.01.78-2012
но управляющий комплекс современных средств, включая подсистемы АСУ
ТП, компьютерного оборудования и интеллектуальных устройств управления, автоматики, контроля, сигнализации, измерения и защит оборудования,
оборудования станционной управляющей, локальной технологической и вторичных коммуникационных сетей связи, датчиков и первичных измерительных преобразователей, а также оборудования диспетчерского управления,
связи и обмена технологической информации.
В целом система представляет собой распределенную, многоуровневую
систему управления с использованием архитектуры открытых систем, выполняющую все функции управления основным и вспомогательным оборудованием ГЭС (ГАЭС) в объеме ТП производства и потребления энергии с
выделением следующих уровней управления объектов автоматизации:
- станционного (верхнего) уровня управления;
- локального (нижний или агрегатный) уровня управления группы оборудования;
- местного (полевого) уровня управления.
22.1.9 Одновременно АСУ ТП является интегратором всех микропроцессорных систем, установленных на ГЭС, обеспечивая сбор и обмен
сигналами и командами с другими устройствами.
22.1.10 Питание к шкафам контроллеров верхнего и нижнего уровней
управления подсистем АСУ ТП должно осуществляется от сети переменного
тока 380/220 В, 50 Гц на напряжении 220 В и системы собственных нужд постоянного тока 220 В (от аккумуляторной батареи ГЭС). Это позволяет осуществить резервирование питания шкафов контроллеров. Питание АРМ операторов, серверов АСУ ТП, диспетчерского щита, может осуществляется от
системы бесперебойного питания 220 В, 50 Гц. АБП подключаются к сети
переменного тока 380/220 В, 50 Гц на напряжении 220 В, 50 Гц и к системе
собственных нужд постоянного тока 220 В – щитам постоянного тока.
22.2 Станционный (верхний) уровень управления ГЭС/ГАЭС
22.2.1 В состав станционного (верхнего) уровня управления должны
входить следующие подсистемы управления и контроля, включая соответствующие программно-технический комплексы средств и оборудования:
- система человеко-машинного интерфейса ИЧМ, включая АРМ операторов с компьютерами, ПО, систему резервирования, систему контроля доступом, систему синхронизации с астрономическим временем, оборудование
и средства отображения, управления и вывода информации (дисплеи, клавиа210
СТО РусГидро 01.01.78-2012
тура, печатающие устройства, аппаратура сопряжения и программные средства), а также средства удаленного доступа;
- диспетчерский щит, в составе ГЩУ (главного щита управления),
включая контроллер системы управления щита, средства управления, сигнализации, контрольно-измерительной аппаратуры щита, графической стены;
- дублированные сервера АСУ ТП технологической базы данных и архивирования;
- АРМ инженеров АСУ ТП и РЗА, АРМ технологов, АРМ мониторинга
и диагностики оборудования;
центральный
контроллер
(контроллер
общестанционного
оборудования);
- система группового регулирования активной мощности (ГРАМ);
- система группового регулирования напряжения и реактивной
мощности (ГРНРМ);
- общестанционная системы пожаротушения и пожарной сигнализации
ГЭС;
- система коммерческого и технического учета электроэнергии АИИС
КУЭ и ТУЭ;
- подсистема центральной сигнализации, включая сигнализаторы (контроллеры) аварий и неисправностей, аппаратуру управления и звуковых сигналов;
- систему управления, мониторинга и диагностики оборудования;
- подсистема противоаварийной автоматики;
- контроллер-шлюз (сервер связи) для передачи технологической информации АСУ ТП в автоматизированную систему системного оператора;
- подсистема диспетчерского управления для передачи технологической информации диспетчерского, технологического и противоаварийного
управления;
- система коммуникационного оборудования и технологических сетей
связи.
22.2.2 Подсистемы АСУ ТП должны являться источником информации о состоянии основного оборудования и средств автоматизации для
cистемы управления основными фондами предприятия (ЕАМ - Enterprise
Asset Management) и компьютеризированной системы управления техническим обслуживанием (СММS - Computerized Maintenance Management
System). Для реализации задач интеграции с системами CMMS/EAM должен
быть создан ПТК сервер интеграции с системами CMMS/EAM.
211
СТО РусГидро 01.01.78-2012
22.2.3 Станционный уровень управления предназначен для выполнения следующих функций и задач:
- управление технологическим процессом минимальным количеством
дежурного персонала с главного щита управления ГЭС/ГАЭС;
- автоматизированная или автоматическая отработка заданий параметров текущего режима (активной мощности, частоты, напряжения, перетоков
мощности между РУ, уровней верхнего и нижнего бьефов) с учетом наиболее
полного использования энергии водотока и установленной мощности агрегатов (максимизация КПД);
- представление оперативному персоналу ГЭС/ГАЭС необходимой информации о состоянии технологического процесса выработки (потребления)
электроэнергии;
- представление оперативному персоналу ГЭС/ГАЭС необходимой информации о состоянии основного и вспомогательного оборудования для поддержания заданных параметров текущего режима;
- представление информации вышестоящему уровню (Системный оператор, ЦДУ, энергосбытовая компания и др.) и получение информации от
вышестоящего уровня;
- дистанционное управление каждым агрегатом ГЭС/ГАЭС (при необходимости) (пуск, останов, перевод из режима в режим, регулирование мощности);
- дистанционное управление выключателями, разъединителями и заземляющими ножами главной электрической схемы, выключателями РУ общестанционных собственных нужд;
- дистанционное управление вспомогательным оборудованием
ГЭС/ГАЭС;
- интеграция с системами КИС и EAM/CMMS, в том числе для предоставления графиков ремонтов оборудования, с учетом данных системы диагностики оборудования станции.
22.2.4 Управление всем технологическим оборудованием ГЭС осуществляется из центрального пункта управления (ЦПУ).
22.2.5 На ЦПУ устанавливается главный щит управления ГЭС
(ГАЭС), который включает в себя:
-мнемонический щит, включая мнемонические схемы: главную схему
электрических соединений и гидравлическую схему, со средствами измерения электрических и гидравлических величин, сигнализации положения оборудования, сигнализации аварий и неисправностей оборудования, информа212
СТО РусГидро 01.01.78-2012
ции о режиме и состоянии элементов схемы и средствами управления оперативными элементами схемы;
- управляющий контроллер, который получает технологическую информацию для управления и контроля оборудования ГЭС от оборудования
верхнего уровня управления.
22.2.6 На главном щите управления ГЭС (ГАЭС) или пульте управления ЦПУ должны быть предусмотрены кнопки аварийного сброса затворов
и аварийного останова агрегатов, действующие напрямую на случай неполадок в системе управления или аварийных ситуаций.
22.2.7 На ЦПУ устанавливается пульт-стол дежурного инженера,
оснащенный средствами диспетчерской и внутриобъектной технологической
связи, средствами информации, управления и сигнализации режимами работы агрегатов и электростанции, регулирования активной и реактивной мощности агрегатов и электростанции, включая АРМ оперативного персонала.
22.2.8 Для организации процесса управления и связи с «нижним» уровнем, в составе станционного уровня управления ГЭС/ГАЭС должны быть
предусмотрены автоматизированные рабочие места дежурного персонала- АРМы ГЩУ (АРМ ДГЩУ, НСС), АРМы машинного зала (АРМ ДМГ, НСЭ, ДЭС),
посредством которых должно осуществляться управление режимами работы
ГЭС/ГАЭС в целом, и отдельным оборудованием в частности.
АРМ Директора, АРМ Главного инженера, АРМ Заместителя главного
инженера, АРМ Инженера по ремонту - должны быть включены в административную сеть ГЭС/ГАЭС и выполнять только информационные функции, ретроспективная визуализация как технологических процессов, для последующего
анализа функционирования технологического оборудования станции, так и действий оперативного персонала, а также для подготовки различного рода документов, отражающих работу станции.
22.2.9 В целях повышения надежности, в случае возникновения нештатных ситуаций, в рамках АСУ ТП необходимо предусмотреть возможность
использования (в качестве дублирующих) традиционной аппаратуры управления (защищенные от случайного воздействия ключи и кнопки управления),
установленной на одном из шкафов в составе агрегатного щита управления и на
пульте диспетчерского стола главного щита управления - для аварийной остановки агрегатов, пуска пожаротушения, опускания затворов водоприемника.
Кроме того, с главного щита управления должно быть предусмотрено независимое от основных каналов АСУ ТП управление затворами водосливной плотины.
213
СТО РусГидро 01.01.78-2012
22.2.10 На станционном уровне управления необходимо реализовать с
помощью серверов баз данных централизованное хранение и обработку данных, обеспечить информационное взаимодействие между уровнями управления, прием и архивирование информационных сигналов от ПТК нижнего уровня, передачу архивной и текущей информации по запросу от АРМ, прием и
расшифровку сигналов точного времени от приемника системы единого времени, выдачу синхронизирующих сигналов точного времени на ПТК нижнего
уровня.
22.2.11 Средствами АСУ ТП должна обеспечиваться возможность подготовки технологической информации, используемой высшими уровнями оперативно-диспетчерского управления, и передачи подготовленной информации
соответствующим абонентам (в общем случае в: СО ЕЭС, ОДУ, РДУ). Для такой передачи средствами АСУ ТП должна формироваться информация о текущем режиме и состоянии основного электротехнического оборудования.
22.2.12 Объемы и требования к передаче телеинформации, определяются действующей отраслевой нормативно-технической документацией, в
том числе следующими документами:
- приказ № 603 от 09.09.2005 ОАО РАО «ЕЭС России» «О приведении
систем телемеханики и связи на генерирующих предприятиях электроэнергетики, входящих в состав холдинга ОАО РАО «ЕЭС России», в соответствие с
требованиями балансирующего рынка»;
- «Руководящие указания по выбору объемов информации, проектированию систем сбора и передачи информации в энергосистемах». 13861тм-т1,
Москва, 1991 г.;
- «Требования к информационному обмену технологической информацией с автоматизированной системой Системного оператора» (Приложение 2
к «Регламенту допуска субъектов оптового рынка электроэнергии к торговой
системе оптового рынка электроэнергии»);
- «Соглашение о взаимодействии системного оператора и организации
по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью при выполнении ими своих функций» (с учетом протокола совещания
«Об изменении объемов и структуры обмена телеинформацией» от
10.03.2006 г. и Изменения №1 к нему).
22.2.13 Для реализации задач по предоставлению информации вышестоящему уровню (Системный оператор, ОДУ, РДУ) и получение информации от вышестоящего уровня должна быть создана система телемеханики и
связи (ТМиС), с использованием стандартных протоколов передачи данных.
214
СТО РусГидро 01.01.78-2012
Для ГЭС/ГАЭС с РУ 220-500кВ и находящихся под оперативным
управлением СО ЕЭС, ОДУ, РДУ должна создаваться законченная локальная
АСУ ТП РУ ВН, полностью интегрированная в единую АСУ ТП ГЭС/ГАЭС.
П р и м е ч а н и е – в соответствии со сложившейся международной практикой при
проектировании могут быть применены протоколы передачи данных по стандартам МЭК
(IEC 60870-5-101(2003) Аппаратура и системы телеуправления. Часть 5-101. Протоколы
передачи данных. Сопроводительный стандарт для основных задач телеуправления; IEC
60870-5-104(2006) Аппаратура и системы телеуправления. Часть 5-104. Протоколы передачи данных. Доступ к сетям, использующим стандартные профили по МЭК 60870-5-101).
22.2.14 АСУ ТП РУ ВН должна создаваться по действующим стандартам на АСУ ТП подстанций напряжением 35-1150 кВ и должна обеспечить
комплексную автоматизацию технологических процессов с целью повышения надежности и экономичности работы оборудования РУ ВН и участка
прилегающих электрических сетей и, как следствие, обеспечения надежного
электроснабжения электрических сетей:
- АСУ ТП РУ ВН должна стать средством интеграции объектных информационно- технологических систем (РЗА, ПА, АИИС КУЭ, ТМ, регистрации аварийных событий и процессов и др.);
- АСУ ТП РУ ВН должна стать системой нижнего уровня в рамках
иерархической системы диспетчерского управления ОДУ, снабжая высшие
уровни иерархии полной и достоверной информацией о функционировании
соответствующего электрооборудования станции.
П р и м е ч а н и е – в соответствии со сложившейся международной практикой при
проектировании АСУ ТП РУ ВН могут быть применены стандарты, входящие в группу
стандартов МЭК (IEC/TR 61850) «Системы и сети связи на подстанциях» с соответствующими номерами.
22.2.15 При определении режимов и алгоритмов работы устройств
группового регулирования активной и реактивной мощности гидроэлектростанции следует предусматривать возможность совместной работы системы
ГРАМ с системой автоматического управления гидроагрегатов и с централизованной системой автоматического регулирования частоты и мощности
энергосистемы, устанавливаемой в соответствующем диспетчерском центре,
и учитывать отклонения фактических технических параметров работы гидроагрегатов, участвующих в автоматическом регулировании частоты и мощности, от проектных параметров этих агрегатов.
22.2.16 При участии гидроэлектростанции в автоматическом вторичном регулировании частоты и перетоков мощности (АВРЧМ) энергосистемы
величина диапазона, представляемая гидроэлектростанцией для регулирования, должна определяться исходя из суммарной мощности гидроагрегатов
215
СТО РусГидро 01.01.78-2012
ГЭС при соответствующем напоре и уточняться с учетом фактических характеристик поставляемого на ГЭС оборудования, участвующего в АВРЧМ. При
разработке режимов и алгоритмов работы систем группового и агрегатного
регулирования активной и реактивной мощности должна быть реализована
возможность отработки устанавливаемых персоналом ГЭС ограничений по
участию гидроэлектростанции и ее отдельных гидроагрегатов в автоматическом регулировании частоты и перетоков мощности.
22.2.17 Средства общестанционных систем верхнего уровня управления размещаются на ЦПУ, в помещении (зале) АСУ ТП, в помещениях РЩ и
связи, а также в других специально для них предназначенных помещениях.
22.3
Технологический
(нижний)
уровень
управления
гидроагрегатом и вспомогательным оборудованием ГЭС/ГАЭС
22.3.1 Программно-технические средства управления основным и
вспомогательным оборудованием нижнего уровня должны строиться по
групповому территориально-функциональному признаку с разбивкой на локальные ПТК, обеспечивающие функциональную автономность работы
управляемого ими оборудования в объеме реализации возложенных на них
технологических задач и состоящие из:
-программируемого логического контроллера (PLC);
-местной панели интерфейса «человек – машина» (HMI);
-ключей, кнопок, устройств индикации для обеспечения полноценного
управления и мониторинга как при работе с верхним уровнем АСУ ТП, так и
без него. «Нижний» уровень управления обеспечивает ввод и обработку информации от технологического оборудования ГЭС/ГАЭС и вывод управляющих воздействий на устройства управления или исполнительные механизмы
управления технологическим оборудованием.
22.3.2 Программно-технические средства управления основным и
вспомогательным оборудованием нижнего уровня должны обеспечить:
- автоматический пуск, останов агрегатов (для ГАЭС-перевод обратимого агрегата из одного режима в другой), поддержание напряжения на шинах
РУ ВН, регулирование активной мощности по командам от станционного уровня;
- выполнение операций с выключателями, разъединителями и заземляющими ножами главной электрической схемы и схемы собственных нужд, с
необходимыми блокировками, по командам от станционного уровня;
216
СТО РусГидро 01.01.78-2012
- представление информации о параметрах режима и состоянии основного, вспомогательного оборудования агрегата и общестанционного оборудования ГЭС/ГАЭС и управление отдельным оборудованием.
22.3.3 Функционирование технологической автоматики обеспечивается без каких-либо предварительных операций с оборудованием и устройствами его автоматики. Агрегаты и другое основное оборудование, кроме автоматического управления, оснащаются местным дистанционным управлением, которое допускает поузловое (пооперационное) управление для проведения наладочных работ и опробований после ремонтных работ.
22.3.4 Средства контроля состояния, технологические и электрические защиты оборудования разрабатываются в соответствии с требованиями
и нормами государственных стандартов, нормами МЭК, техническими условиями на оборудование и ПУЭ.
22.3.5 Информация о параметрах и состоянии оборудования осуществляется приборами измерений, световой и звуковой сигнализацией:
- минимум объема измерений параметров оборудования, сигнализации состояния оборудования для передачи в общестанционные системы
управления верхнего уровня определяется ПУЭ, объемом приема и передачи
технологической информации, согласно приказу №603 РАО «ЕЭС России», а
для системы автоматики оборудования также условиями местного управления в режиме опробования и периодического осмотра оборудования;
- для наладочных работ и опробования предусматривается подключение переносных лабораторных приборов;
- световой сигнализацией обеспечивается сигнализация положения
оборудования, сигнализация о неисправностях, об аварийном состоянии элементов оборудования; световая сигнализация неисправности, аварийного состояния оборудования для общестанционной системы управления может
представляться в обобщенном виде;
- звуковая сигнализация предусматривается раздельно для неисправности и аварии.
22.3.6 Средства автоматического управления гидроагрегатом размещаются на агрегатных щитах управления (АЩУ) вместе со средствами релейной защиты и устройствами регулирования.
22.3.7 Средства автоматического управления повышающими (блочными) трансформаторами размещаются на блочных щитах вместе со средствами релейной защиты.
22.3.8 Средства автоматического управления и защиты оборудования и аппаратов высоковольтной части главной электрической схемы раз217
СТО РусГидро 01.01.78-2012
мещаются в помещениях релейных щитов распределительных устройств
высокого напряжения - подстанционных пунктах управления.
22.4 Местный уровень управления оборудованием
22.4.1 К вспомогательному оборудованию и общестанционным вспомогательным технологическим системам относятся системы, перечисленные
в п. 16.2.1.
22.4.2 Вспомогательное оборудование и технологические системы
оснащаются локальными устройствами автоматического управления и датчиками технологической автоматики, функционирование которых определяется режимами работы основного оборудования и параметрами среды (температура, давление, уровни), которые они обеспечивают.
22.4.3 Местный (полевой) уровень управления предусматривает
управление и контроль оборудованием с местных шкафов и щитов управления индивидуальным оборудованием, а именно: местных щитов и шкафов
управления оборудования и вспомогательных систем агрегата (система ТВС
агрегата, система пожаротушения генератора и трансформатора, система
охлаждения трансформаторов, подсистема управления и регулирования турбины, подсистема автоматики и управления вспомогательным оборудованием турбины, подсистема автоматики и управления вспомогательным оборудованием МНУ, подсистема управления и регулирования возбуждением),
местных щитов и шкафов управления оборудованием КРУЭ (ОРУ) (шкафы
управления ячейками выключателей и разъединителей КРУЭ (ОРУ), шкафы
АУВ, шкафы РПН автотрансформаторов), местных шкафов управления оборудования вспомогательных систем ГЭС и устройств управления исполнительными механизмами, местных щитов и шкафов управления оборудованием собственных нужд ГЭС (шкафы КРУ 6,3 кВ, щиты КТП 0,4 кВ, шкафы
РПН трансформаторов СН ГЭС), местных шкафов и щитов управления гидроприводами затворов и оборудования водосброса и водоприемника.
22.4.4 В местных щитах и шкафах управления местного (полевого)
уровня управления индивидуальным оборудованием предусмотрена соответствующая аппаратуру управления, включая ключи выбора режима, ключи и кнопочные посты ручного управления, измерительные преобразователи, интеллектуальные устройства измерения, сигнализации, защит оборудования, устройства автоматики (контроллеры ПЛК), средства связи и передачи информации (цифровые, аналоговые, дискретные) к контроллерам
(ПЛК) систем управления групп оборудования (нижний уровень управле218
СТО РусГидро 01.01.78-2012
ния), средства сопряжения с процессором (интерфейсные реле, преобразователи, устройства ввода-вывода).
22.4.5 Локальные устройства автоматического управления обеспечивают:
- световую сигнализацию о нахождении системы в автоматическом режиме при отсутствии режимных ключей;
- сигнализацию световую, фиксирующую неисправность и повреждение контролируемых элементов вспомогательного оборудования на объектном уровне управления;
- выходную обобщенную сигнализацию для общестанционной системы
управления верхнего уровня;
- передачу информации соответствующим контроллерам (ПЛК) систем
управления групп оборудования.
22.4.6 Для оборудования водоприемников предусматриваются следующие устройства сигнализации и защиты:
- о возможности появления шуги;
- автоматического включения обогрева решеток, пазов водоприемников
с сигнализацией о включении;
- перепада давления на сороудерживающих решетках;
- от разрыва трубопровода;
- устройства защиты от затопления станции.
22.4.7 В целях повышения живучести и безопасности станции в системе управления аварийно- ремонтным затвором (АРЗ) водоприемника
должно быть предусмотрено:
- аварийный золотник АРЗ, предусматривающий аварийный сброс затвора по дискретной дистанционной команде управления на сброс АРЗ, выполняемой прямыми кабельными связями от индивидуальной кнопки аварийного сброса АРЗ агрегата, установленной на ГЩУ или пульте управления
ЦПУ. Питание цепей управления аварийного золотника АРЗ может, осуществляется от СОПТ 220 В водоприемника или системы гарантированного
питания;
- в качестве резервного питания системы управления АРЗ и аварийного
золотника АРЗ может быть использовано электроснабжение от дизельгенератора водоприемника.
22.4.8 Контроль за состоянием гидротехнических сооружений (ГТС)
выполняется в виде самостоятельных систем, в том числе и АСУ ГТС, обеспечивающих измерения контролируемых параметров, их регистрацию и передачу в соответствующие службы электростанции.
219
СТО РусГидро 01.01.78-2012
22.4.9 Должна быть предусмотрена система защиты от затопления с
установкой датчиков сигнализации и защиты (для отключения работающих
агрегатов) на отметках у каждого агрегата в зонах шахты турбины и генератора, в зонах люков в проточную часть турбины, в дренажной галерее, в
насосных противопожарного водоснабжения и осушения и дренажа здания
ГЭС (ГАЭС) и СПК, в помещениях компрессорных, на водоприемнике в
помещении водоводов, в насосных осушения и галереях плотины. С первой
уставкой датчик подает сигнал в ЦПУ о появлении воды на соответствующей отметке и помещений. Со второй уставкой датчик подает сигнал в ЦПУ
об увеличении воды на соответствующей отметке, на систему оповещения
об эвакуации персонала станции и на отключение работающих машин при
работе датчиков, установленных на отметках у каждого агрегата в зонах
шахты турбины и генератора, в зонах люков в проточную часть турбины, а
также на водоприемнике в помещении водоводов.
22.4.10 В нормальных режимах эксплуатации все процессы автоматизированы и управляются одним командным импульсом с АРМ АСУ ТП из
ЦПУ ГЭС.
22.4.11 Для идентификации оборудования и кодировки сигналов следует использовать международную систему обозначений оборудования
электростанций «KKS».
22.4.12 Регистрация аварийных событий и запись в энергонезависимую
память осуществляется в ПТК (контроллерах) АСУ ТП с передачей в серверы
базы данных, в каждом устройстве релейной защиты при его срабатывании и
в независимых регистраторах аварийных событий при срабатывании защит
агрегата и электротехнического оборудования, включая запись осциллограмм
электрических параметров. Помимо этого, должно быть установлено
ЦСЗРТИ (центральная система записи и регистрации технологической
информации) или «черный ящик», в котором записывается и хранится в
памяти вся последовательность действий операторов, срабатывание
защитных устройств, включение и отключение оборудования, аналоговые
значения регистрируемых и осциллографируемых параметров.
22.4.13 Требования к созданию АСУ ТП ГЭС изложены в документах
[1; 26; 27; 28].
23 Малые ГЭС
23.1 К Малым ГЭС отнесены гидроэлектростанции с мощностью менее
25 МВт. Этот показатель обусловлен Постановлениями Правительства РФ от
220
СТО РусГидро 01.01.78-2012
03.06.2008 № 426 и от 20.10.2010 № 850, согласно которым при строительстве электростанций мощностью менее 25 МВт государство оказывает экономическую поддержку.
23.2 Параметры малых ГЭС, создаваемых в составе гидроузлов энергетического и комплексного назначения, энергетический режим их работы
определяются на основании водохозяйственных, водноэнергетических и
энергоэкономических расчетов, по согласованию с заказчиком.
При создании малых ГЭС для энергопотребителей, изолированных от
энергосистем, принципиально важным является определение их гарантированной энергоотдачи, выявление которой должно быть обосновано репрезентативным рядом гидрологической характеристики водотока и водохозяйственным режимом гидроузла при его комплексном назначении.
При отсутствии рекомендаций от заказчика параметры малых ГЭС
определяются из условий получения максимальной экономически обоснованной энергоотдачи при соблюдении социально-экономических и экологических требований.
23.3 Для удобства наблюдений и обслуживания все сооружения малых
ГЭС приплотинного и деривационного типа должны быть открытыми, конструкция которых учитывает условия их эксплуатации в различных погодных условиях года.
23.4 Водоприемные устройства малых ГЭС, сооружаемые на реках, несущих большой объем твердого стока, должны иметь устройства, защищающие водопропускные тракты ГЭС от попадания в них твердого стока недопустимой крупности.
23.5 При создании малых ГЭС (особенно в пределах одного энергообъединения) необходимо стремиться к максимальной унификации строительной части и технологического оборудования с целью обеспечения:
- индустриализации технологии строительства и сокращения строительного периода;
-типизации основного, вспомогательного и инженерного оборудования;
- использования всего оборудования максимальной заводской готовности с целью повышения надежности его эксплуатации и привлечения заводов-изготовителей к обслуживанию оборудования в период эксплуатации;
- и в целом, повышение устойчивости работы всего комплекса малых
ГЭС энергообъединения.
23.6 Все оборудование малых ГЭС должно быть автоматизировано и
иметь дистанционное управление с пункта управления, назначенного заказчиком.
221
СТО РусГидро 01.01.78-2012
23.7 Все оборудование малых ГЭС, которое на основании анализа риска технологических систем участвует в предупреждении или ликвидации
возможных аварийных ситуаций, должно иметь гарантированное энергопитание и выполнять заданную функцию автоматически от определенного импульса.
24 Водозаборные сооружения,
суточного регулирования
отстойники,
бассейны
24.1 Водозаборные сооружения
24.1.1 Водозаборные сооружения должны обеспечить:
- бесперебойную подачу воды в водоводы ГЭС и ГАЭС;
- прекращение поступления воды в водоводы при их плановом осмотре, ремонте, и в аварийных ситуациях.
24.1.2 Состав, конструкцию и компоновку водозаборного сооружения
необходимо выбирать в соответствии с его назначением и в зависимости от
типа водовода, характера водозабора, условий эксплуатации, природных
условий, гидрологического режима водоема и водотока, морфологии берегов.
24.1.3 Для защиты водоводов от попадания в них плавающих предметов и мусора, топляков, льда, шуги и т.п., следует предусматривать забральные балки, сороудерживающие решетки, запони, шугосбросы, а также средства по удалению мусора. Забор воды в местах скопления личинок дрейсены
(если не предусмотрены меры ее уничтожения) не допускается.
24.1.4 Защиту от попадания в водоводы и деривационные каналы влекомых наносов следует осуществлять путем забора воды из верхних осветленных слоев потока, а также устройством на входе в водоприемник высоких
порогов с донными промывными отверстиями, водоприемных ковшей,
струенаправляющих щитов, регуляционных и выправительных сооружений и
других мероприятий, прошедших проверку в аналогичных условиях эксплуатаций построенных гидроузлов.
Требования по проектированию механического оборудования водозаборных сооружений приводятся в разделе 7 настоящего Стандарта.
24.2 Отстойники. Бассейны суточного регулирования
24.2.1 В состав водозаборных сооружений при низконапорных головных узлах на реках, несущих большое количество наносов, в том числе фракций недопустимой крупности и минералогического состава должны входить
отстойники для улавливания и удаления этих фракций.
222
СТО РусГидро 01.01.78-2012
24.2.2 Размер фракций, подлежащих удалению, в каждом конкретном
случае должен быть согласован с изготовителем турбин и проектной организацией, проектирующей деривационные сооружения станции для оценки их
допустимости, или принятия необходимых мер для предотвращения абразивного износа оборудования и сооружений.
24.2.3 Выбор типа отстойника:
- по характеру работы камер – периодического или непрерывного действия;
- по способу удаления осевших наносов – гидравлическим промывом,
гидромеханической, механической, комбинированной очисткой;
- по количеству камер – одно или многокамерные
определяются при проектировании:
- высотным расположением отстойника относительно нижнего бьефа
водозаборного узла;
- объемом воды, забираемой в деривацию и остаточным объемом воды
в водотоке;
- влиянием способа удаления наносов из отстойника на русловые процессы в нижнем бьефе водозаборного гидроузла;
- объемом твердого стока водотока и требованиями по его очистке;
- соответствием типа отстойника и его конструкции условиям эксплуатации при отрицательных температурах воздуха при наличии ледового покрова и шуги.
24.2.4 Выбор рекомендуемого типа отстойника производятся на основании технико-экономического анализа с учетом капитальных вложений в
строительство отстойника, недовыработки электроэнергии из-за их очистки,
затрат на круглогодичную эксплуатацию отстойника, необходимых мероприятий в нижнем бьефе водотока или в местах складирования наносов.
Бассейны суточного регулирования
24.3.1 На деривационных гидроэлектростанциях при отсутствии регулирования стока водотоков, а также при протяженных деривациях должны
сооружаться бассейны суточного регулирования стока дериваций (БСР) с целью повышения установленной мощности ГЭС и создания условий для эффективного использования мощности станции в режиме суточного (или недельного) регулирования.
24.3.2 Параметры БСР ГЭС определяются:
- объемом и режимом стока деривации в различные периоды года;
- параметрами создаваемой ГЭС;
223
СТО РусГидро 01.01.78-2012
- режимом использования мощности энергии ГЭС в энергосистеме в
различные периоды года, согласованным с Системным оператором, на основании технико-экономических расчетов.
24.3.3 При обосновании совместно с Системным оператором в БСР
ГЭС может располагаться заданный резервный объем воды для обеспечения
возможности использования мощности ГЭС в любое время суток в качестве
резервной при возникновении аварийных ситуаций в энергосистеме.
24.3.4 Расположение БСР по отношению к деривационному тракту
(проточные, наливные) определяется топографическими и инженерногеологическими условиями площадки, его емкостью, а также степенью влияния бассейна на регулирование водоподачи на ГЭС в различные сезоны года.
24.3.5 Конструкция и состав сооружений БСР должны соответствовать природным условиям площадки его расположения (конструкция дамб,
противофильтрационные мероприятия) и предотвратить возникновение аварийных ситуаций (переполнение, возникновение опасного волнового режима, заиления и др.).
24.3.6 При сбросе воды от ГЭС в незарегулированные водотоки
должны быть приняты меры по предотвращению недопустимых экологических нарушений в русле водотока от неравномерных сбросов воды.
24.3.7 Параметры бассейнов ГАЭС определяются режимом работы
ГАЭС в турбинном и насосном режимах и энергетическими характеристиками ГАЭС по согласованию с Системным оператором.
24.3.8 При использовании ГАЭС также в качестве аварийного резерва
энергосистемы, емкости бассейнов должны быть увеличены на несрабатываемый в нормальном режиме работы объем, обеспечивающий работу ГАЭС в
особом режиме в течение времени, заданном Системным оператором.
24.3.9 При выборе площадки расположения ГАЭС следует стремиться к использованию в качестве бассейнов естественных водоемов, а также
расположению водоемов в естественных формах рельефа, благоприятных для
их создания, с целью максимального снижения объемов строительных работ.
25 Реконструкция ГЭС
25.1 Реконструкция объектов любого масштаба и любого объема – реконструкция отдельного оборудования и систем, комплексная реконструкция
объекта должна выполняться в соответствии со специально разработанной
проектной документацией.
224
СТО РусГидро 01.01.78-2012
25.2 Проектная документация на реконструкцию должна разрабатываться с участием генеральной проектной организацией, запроектировавшей
этот объект, или проходить специальную процедуру согласования с этой организацией.
25.3 Разработке проектной документации на реконструкцию любого
объема должно предшествовать профессиональное обследование объектов,
намеченных к реконструкции с выявлением объемов реконструкции и влияния конструктивных и технологических связей реконструируемых объектов и
систем на объекты и системы, не подлежащие реконструкции, и объект в целом.
25.4 В проектной документации на реконструкцию любого объема:
– должен быть проведен анализ воздействия реконструируемых объектов и систем на весь состав сооружений, оборудование и системы объекта,
оценены риски, возникающие при изменении характеристик и функций реконструируемых объектов на стадиях реконструкции и эксплуатации;
– должна быть проведена оценка риска аварий и мер по их предупреждению и возможному снижению ущерба.
25.5 Создаваемые в процессе реконструкции оборудование и системы
должны отвечать всем требованиям энергетической эффективности, надежности и безопасности, изложенными в настоящем Стандарте.
25.6 При невозможности реализации каких-либо требований и, прежде всего, требований по обеспечению безопасности, в силу конкретных особенностей реконструируемого объекта, выявленные отклонения должны
быть аргументированы, а их допущение санкционировано путем прохождения процедур, установленных в ОАО «РусГидро».
26 Анализ риска технологических систем
26.1 Основной целью, определяющей задачи анализа сценариев и рисков возникновения аварий и катастроф, следует считать повышение комплексной безопасности и защищенности ГЭС от аварий и тяжелых чрезвычайных ситуаций техногенного, природного и иных проявлений. В состав
сценариев возникновения повреждений, отказов, аварий и катастроф следует включать переходы ГЭС из штатных в аварийные и катастрофические
ситуации.
26.2 При построении сценариев штатных, аварийных и катастрофических ситуаций необходимо осуществить рассмотрение следующих этапов:
225
СТО РусГидро 01.01.78-2012
- сценарий возникновения чрезвычайной ситуации при штатном
функционировании станции;
- сценарий возникновения чрезвычайной ситуации при непредвиденном критическом отказе критического элемента;
- сценарий возникновения чрезвычайной ситуации при экстремальных
воздействиях природного, техногенного или антропогенного характера.
26.3 В анализ сценариев штатных ситуаций для обеспечения нормального безопасного функционирования станции должны включаться все требования к обеспечению прочности, ресурса, надежности и безопасности сооружений и оборудования в исходном состоянии, содержащиеся в технических регламентах, стандартах и иных нормативных документах, в том числе
при действий выявленных при инженерных изысканиях экстремальных
природных воздействиях.
26.4 Для обеспечения и повышения безопасности оборудования ГЭС и
ГАЭС на стадии проектирования необходима следующая исходная информация:
- проектная информация, содержащаяся в технических заданиях, проектной документации об опасных внешних и внутренних воздействиях на
компоненты и элементы станции;
- информация о требованиях к безопасности, надежности оборудования и сооружений, содержащаяся в законодательных актах, технических регламентах, стандартах и иных нормативных документах;
- информация о технических требованиях к конструкционным материалам, обеспечивающим безопасность и надежность оборудования;
- информация о методах диагностики, контроля и мониторинга состояния оборудования;
- информация об опасных природных процессах (землетрясениях,
наводнениях, ураганах и др.), повышающих риски природно-техногенных
аварий.
26.5 В составе проектной документации технологической части объекта на стадии завершения должен быть проведен анализ работоспособности и безопасности применяемого оборудования (анализ риска аварии) отдельных технологических элементов и систем, систем контроля и управления и их функционирования в общем технологическом процессе.
Анализ риска представляет собой структурированный процесс, целью
которого является определение как вероятности, так и размеров неблагоприятных последствий предполагаемого действия.
226
СТО РусГидро 01.01.78-2012
В результате анализа должен быть получен ответ на следующие вопросы:
- что может выйти из строя (идентификация опасности);
- с какой вероятностью это может произойти (анализ частоты);
- каковы последствия этого события (анализ последствий);
- действия персонала в предполагаемых обстоятельствах
с целью:
- выявления главных источников риска и предполагаемых факторов,
существенно влияющих на риск;
- предоставления исходных данных для оценки конструктивных решений в целом;
- определения и оценка возможных мер безопасности, закладываемых
в конструкцию;
- обеспечения соответствующей информацией при проведении конструкторских работ, ориентированных на нормальные и чрезвычайные
условия эксплуатации;
- оценки альтернативных конструктивных решений;
- выявления ожидаемых вариантов неправильного поведения системы;
- предупреждения ожидаемых неправильных вариантов использования системы;
- обеспечения исходными данными процесса разработки методик по
эксплуатации, технического обслуживания и контроля действий в чрезвычайных ситуациях;
- выявление ошибок персонала;
- подготовка эксплуатационного персонала.
26.6 Анализ надежности и безопасности функционирования оборудования, систем и процессов осуществляется путем идентификации рисков и
выявления слабых мест в технологическом процессе, которые могут влиять
на надежность функционирования объекта.
Статистические записи аварий и опыт предшествующих анализов
риска могут обеспечить полезный вклад в процесс идентификации опасности.
26.7 Результаты анализов риска должны использоваться для принятия
решения при оценке допустимости риска, выбора решения по оценке допустимости риска, его снижения или устранения, в том числе:
- систематизации идентификации потенциальных опасностей;
- систематизации возможных видов отказов;
227
СТО РусГидро 01.01.78-2012
- выявление масштабов опасности (локальная, внутирисистемная,
станционная);
- оценки возможностей модификации системы для снижения риска и
повышения уровня ее надежности;
- выявления факторов, обуславливающих риск, слабых звеньев в системе;
- гармонизации всей технологической системы по уровню надежности
и безопасности функционирования;
- формирования базы для рациональной организации обслуживания и
контроля;
- актуализации функций обслуживающего персонала.
26.8 Идентификация рисков и их возможных последствий должна
осуществляться на основе опыта специалистами, хорошо информированными в данной области, а так же имевших место аварийных ситуаций и отказах в аналогичных системах.
26.9 В процессе идентификации опасности должное внимание должно
быть уделено человеческим и организационным ошибкам. Сценарии аварий
по этим ошибкам должны быть включены в процесс идентификации.
П р и м е ч а н и е Ошибки персонала – невыполнение требуемого действия, несоответствие времени действия, последовательности действий, ненужные действия.
26.10 Существование множества неопределенностей, связанных с
оценкой рисков, требует выявления источников таких неопределенностей
путем полной точной оценки рисков, насколько это возможно.
26.11 Результаты анализа риска технологических систем должны быть
документированы. В Приложении Е приводится один из возможных документов фиксации результатов анализа.
26.12 Анализ комплексной безопасности объекта в целом на всех стадиях его жизненного цикла осуществляется в соответствии с стандартами
организации «Методики анализа сценариев и рисков возникновения аварийных и катастрофических ситуаций на гидроэлектростанциях и разработка мероприятий по их предупреждению и ликвидации» и «Гидроэлектростанции. Обеспечение готовности к реагированию при возникновении запроектных аварий. Нормы и требования».
228
СТО РусГидро 01.01.78-2012
27 Требования по обеспечению
эксплуатации ГЭС и ГАЭС
безопасности
при
27.1 В соответствии с законодательством Российской Федерации требования по обеспечению безопасности объектов в различных ситуациях их
эксплуатации должны:
- предусматриваться при проектировании объектов, включая их технологическое оборудование;
- соблюдаться в полном объеме при эксплуатации объекта и оборудования.
27.2 Основными условиями обеспечение надежности и безопасности
технологической части ГЭС и ГАЭС являются:
- выбор оборудования в полной мере соответствующего планируемому
режиму его эксплуатации с четким выделением, в случае необходимости зон,
в пределах которых эксплуатация данного оборудования нежелательна, или
недопустима, с автоматическим отключением оборудования (а в случае
необходимости и всего технологического процесса) при его попадании в эти
зоны;
- размещение (компоновка) технологического оборудования, обеспечивающее технологические требования и меры защиты оборудования от последствий чрезвычайных ситуаций и их распространения, создание условий,
необходимых для эксплуатации конкретного оборудования;
- обеспечение оборудования, выполняющего защитные действия любого уровня, электропитанием при любых чрезвычайных ситуациях;
- обеспечение сигнализации о чрезвычайной ситуации и надежной и
безопасной эвакуации эксплуатационного персонала из зоны поражения или
обеспечение его защиты;
- выполнение всех нормативных требований безопасности при проектировании технологического оборудования, технологических систем и коммуникаций.
Перечисленные требования обеспечения безопасности при работе технологического оборудования, которые должны быть выполнены при проектировании, изложены в соответствующих разделах настоящего Стандарта.
27.3 Основными требованиями предотвращения чрезвычайных ситуаций в период эксплуатации технологического оборудования являются:
- выполнение инструкций и правил эксплуатации оборудования, технологических систем и коммуникаций;
- поддержание оборудования в работоспособном состоянии;
229
СТО РусГидро 01.01.78-2012
- использование при эксплуатации квалифицированного персонала,
прошедшего необходимую подготовку по эксплуатации конкретного оборудования;
- наличие должностных инструкций эксплуатационного персонала с
отражением в них требований по действию персонала при ожидании и
наступлении чрезвычайных ситуаций, тренинг персонала по действиям в
чрезвычайных ситуациях;
- создание зоны ограниченного доступа на территорию объекта.
28
Требования
по
экологической
оборудования при эксплуатации
безопасности
28.1 В проектной документации на строительство объекта должны
быть разработаны мероприятия по предотвращению влияния на окружающую среду при эксплуатации технологического, электротехнического и механического оборудования, а также максимально возможное ограничение
этого влияния при аварийных ситуациях.
28.2 Должен быть выявлен полный перечень возможных источников
воздействия на окружающую среду технологического оборудования и систем
проектируемой станции, классифицированных по характеру воздействия и
способу его исключения и ограничения.
28.3 Обобщенный Перечень возможных источников воздействия технологического оборудования на окружающую среду, а также основные требования по исключению или ограничению их влияния приведен в СТО
17330282.27.140.022-2008. При проектировании конкретных объектов источники воздействия, масштаб воздействия и способы их предотвращения и
ограничения должны быть актуализированы на основе конкретных данных
по применяемому оборудованию.
28.4 Методы очистки и канализации производственных отходов при
эксплуатации оборудования изложены в разделе 19 настоящего Стандарта.
28.5 Нормы и требования настоящего Стандарта дополняются требованиями СТО 06.02.76-2011.
230
СТО РусГидро 01.01.78-2012
29 Организационные меры по обслуживанию и ремонту
технологического оборудования
29.1 Службы эксплуатации
29.1.1 Потребность в службах эксплуатации технологического
оборудования станций, включая номенклатуру служб, численность
промышленного персонала (ППП) (эксплуатационного и ремонтного
персонала станции, привлеченного персонала), руководителей, специалистов
и служащих (РСС) цехов и управления определяется в проектной
документации в зависимости от:
- установленной мощности станции;
- количества и единичной мощности агрегатов;
- организации выполнения ремонтных работ на станции (собственными
силами, привлеченными организациями);
-принятой организационной структурой управления объектом;
- климатических, природных и инфраструктурных особенностей района
расположения объекта;
и по согласованию с Заказчиком и эксплуатирующей организацией.
29.1.2 Численность промышленно-производственного персонала,
занятого
эксплуатацией
технологического
оборудования
–
эксплуатационного персонала определяется параметрами, количеством
основного и вспомогательного оборудования, уровнем автоматического
управления и контроля за его функционированием, инфраструктурой
объекта, климатическими условиями района размещения станции, принятой
системы ее управления.
29.1.3 Предварительные данные о численности эксплуатационного
персонала должны быть определены в проектной документации. При
разработке рабочей документации проводится уточнение численности
персонала на основе конкретизации всех факторов, влияющих на
численность персонала и ее структуру.
29.1.4 К эксплуатационному персоналу принято относить:
- персонал управления;
- общецеховой персонал (руководители цехов, участков, инженеры
всех категорий, персонал цеховых лабораторий);
- оперативный;
- персонал АСУ ТП и связи.
29.1.5 В Приложении И справочно приводится примерные состав и
численность
персонала
гидроэлектростанций
по
структурным
231
СТО РусГидро 01.01.78-2012
подразделениям. Эти данные получены с учетом опыта эксплуатации ряда
действующих станций различных параметров. При их использовании при
проектировании новых объектов они должны быть проанализированы на
предмет соответствия действительным характеристикам объекта и других
факторов, влияющих на численность обслуживающего персонала.
29.2 Ремонтные и вспомогательные производственные помещения
29.2.1 Для обслуживания и ремонта технологического оборудования
станций применительно к конструктивным особенностям оборудования создаются: мастерские для оборудования электроцеха, мастерские машинного
цеха, мастерская сантехнического оборудования, мастерские и площадки для
обслуживания и ремонта гидромеханического оборудования.
В зависимости от специфики проектируемого оборудования на ГЭС
могут быть организованы и другие мастерские – мастерские специального
назначения (мастерская по ремонту устройств возбуждения, мастерская постоянного тока и др.) Вопросы организации таких мастерских на ГЭС должны решаться в каждом конкретном случае при проектировании.
29.2.2 Номенклатура мастерских по специфике выполняемых в них работ и их площадь в зависимости от установленной мощности станции приводится в Приложении К.
Приведенные в Приложении рекомендации по назначению и площадях
помещений соответствуют опыту эксплуатации действующих ГЭС. При проектировании новых ГЭС приведенные рекомендации подлежат анализу на
основании данных о применяемом современном оборудовании, его потребности в ремонтном обслуживании и его трудоемкости (ремонт элементов или
их замена), организации ремонтного обслуживания станции или нескольких
станций, в том числе и района расположения станции.
29.2.3 Размещение помещений мастерских рекомендуется следующее:
- механическая мастерская – в здании станции, а также в пристройке к
нему (отдельном корпусе) в максимальном приближении к монтажной площадке и на одной с ней высотной отметке;
- электромастерская, мастерская по ремонту трансформаторов, слесарная мастерская машинного цеха – на отметке машинного зала в районе монтажной площадки;
- сварочную мастерскую – в непосредственной близости к механической мастерской;
- мастерская по ремонту оборудования ОРУ – на территории, примыкающей к ОРУ;
232
СТО РусГидро 01.01.78-2012
- кузница – в производственном корпусе или в отдельном помещении;
- в подземных станциях механические мастерские, мастерская электроцеха должны быть вынесены за пределы здания ГЭС в помещения с дневным
освещением.
29.2.4 Состав вспомогательных производственных помещений служб
эксплуатации технологического оборудования, его обслуживания и ремонта
и размещение этих помещений должны обеспечить условия для нормального
и эффективного функционирования производства, создание благоприятных и
безопасных условий труда для эксплуатационного персонала.
29.2.5 При размещении мастерских должно выполнятся требование о
их расположении на незатопляемых отметках, а в случае невозможности,
этого должны быть приняты конструктивные меры обеспечения безопасности персонала в чрезвычайной ситуации.
29.2.6 Рекомендуемая номенклатура вспомогательных производственных помещений и их площади для станций различной мощности приводятся
в Приложении К.
При проектировании новых ГЭС данные, приведенные в Приложении
К, должны быть проанализированы применительно к особенностям применяемого оборудования, структуре и численности потребного производственного персонала.
29.3 Оснащенность
помещений
мастерских,
лабораторий,
служебных
29.3.1 Оснащенность мастерских, лабораторий, служебных помещений
станочным оборудованием, измерительной техникой различного назначения,
различного рода устройствами и приспособлениями, а также грузоподъемной
техникой определяется потребностями конкретного объема контрольных и
ремонтных работ для применяемого на станции оборудования и принятой организацией ремонтных работ.
29.3.2 Предварительная номенклатура этого оборудования и потребность в ней определяется в проектной документации и уточняется при рабочем проектировании на основании технических требований на эксплуатацию
оборудования, его обслуживанию и ремонту.
29.3.3 В Приложении Л приведен примерный перечень оборудования
лабораторий и мастерских, полученный по опыту оснащения этих служб на
действующих станциях различной мощности и числа агрегатов.
233
СТО РусГидро 01.01.78-2012
Приложение А
(рекомендуемое)
Природно-климатическая характеристика
Характеристика климата и основные расчетные метеорологические характеристики
для района сооружений эксплуатирующейся ГЭС России приводятся в качестве Примера
по данным опорной метеорологической станции (возможно использование
метеорологических станций-аналогов), отражающей своими наблюдениями особенности
погодных условий района размещения зданий и сооружение одной из ГЭС.
Т а б л и ц а А.1 - Средние и экстремальные значения температуры воздуха
Метеостанция
I
II
III
IV
V
Температура воздуха, оС
VI
VII
VIII
IX
X
XI
XII
Го
д
Средняя месячная и годовая
Опорная метеорологическая
станция, далее в
табл.№1
-5,0
-4,9
-2,6
2,4
7,0
№1
-29
-26
1932 1949
-25
1948
-17
1965
№1
11
12
1971 1966
16
1937
20
1950
10,0
12,8
12,9
9,5
5,5
1,4
-2,7
3,9
1
1933
-8
1941
-14
1965
-19
1932
-23
1955
-29
1932
28
1948
25
1943
22
1962
16
1932
13
1950
29
1957
Абсолютный минимум
-8
1945
-5
1930
0
1968
Абсолютный максимум
22
1951
25
1966
29
1957
Т а б л и ц а А.2 - Годовая повторяемость направлений ветра и штилей
Метеостанция
С
6
№1
СВ
4
Повторяемость направлений, %
ЮВ
Ю
ЮЗ
З
34
17
5
7
В
16
СЗ
11
Штиль
26
Т а б л и ц а А.3 - Средние месячные и годовые скорости ветра
Метеостанция
№1
Нфл,
м
12
I
II
III
IV
V
2,5
2,6
2,5
2,2
2,0
Скорость ветра, м/с
VI
VII
VIII
1,9
1,8
1,8
IX
X
XI
XII
Год
1,9
2,1
2,1
2,3
2,1
Т а б л и ц а А.4 - Средние месячные и годовые значения относительной
влажности воздуха
Метеостанция
№1
I
76
II
78
III
77
IV
73
Относительная влажность воздуха, %
V
VI
VII
VIII
IX
X
74
78
80
79
77
72
XI
71
XII
74
Год
75
Т а б л и ц а А.5 - Средние многолетние месячные и годовые суммы осадков,
приведенные к показаниям осадкомера
Метеостанция
№1
I
363
II
326
III
301
IV
215
V
200
Осадки, мм
VI
VII VIII
218 151
174
IX
216
X
283
XI
342
XII
413
Год
3202
234
СТО РусГидро 01.01.78-2012
Приложение Б
(рекомендуемое)
Основные гидрологические характеристики
Показатель
Значение показателя в створе плотины
гидроузла
Естественный годовой сток, м3/с
Средний многолетний годовой расход воды
Обеспеченностью
- 75%
- 90%
- 95%
Внутригодовое распределение естественного стока в
средних условиях, %
- весеннее половодье (с 1/IV по 30/ VI)
- летне-осенняя межень (с 1/VII по 20/XI)
- зимняя межень (с 21/XI по 31/III)
Естественные максимальные расходы воды в половодья или в период дождевых паводков (без учета срезки вышележащими водохранилищами), м3/с
Средний
Вероятностью превышения
- 0,01% с гар.попр.
- 0,1%
- 1%
- 5%
- 10%
Естественные минимальные среднемесячные расходы воды , м3/с
Летне-осенняя межень (с VII по XI) обеспеченность
- 90%
- 95%
- 97%
Зимняя межень (с XII по III)
обеспеченность
- 90%
- 95%
- 97%
Твердый сток, кг/с
Средний многолетний расход взвешенных наносов
Средний годовой расход влекомых наносов
Гранулометрический состав взвешенных наносов (% по
весу)
Гранулометрический состав влекомых ноносов (% по весу)
Химический и бактериологический состав воды, мг/л
Основные показатели химического и бактериологического состава воды, агрессивность воды
Температура воды, Сo
Распределение температуры воды по глубине водохранилища у водоприемника по сезонам и месяцам.
235
СТО РусГидро 01.01.78-2012
Приложение В
(обязательное)
Методика, исходные данные и результаты водохозяйственных и
водноэнергетических расчетов гидроэнергетических установок
В.1 Методика расчетов
В.1.1 Основные понятия и определения, состав и порядок расчетов
Общим понятием «водноэнергетические расчеты» охватывается совокупность операций, выполняемых для вычисления выработки электроэнергии на ГЭС в условиях разной водности реки применительно к различным параметрам гидроэнергетических установок (при проектировании) и правилам использования водных ресурсов водохранилищ (как
при проектировании, так и при эксплуатации). Водноэнергетические расчеты обычно выполняются совместно с водохозяйственными расчетами, под которыми понимается совокупность операций по регулированию стока водохранилищами и определению расходов
воды в нижнем бьефе гидроэнергетической установки.
Основные параметры проектируемой ГЭС (средняя многолетняя выработка электроэнергии Э , гарантированная и располагаемая пиковая мощность Nгар. и Nрасп.) вычисляются с учетом ее влияния на аналогичные показатели других ГЭС, работающих с проектируемой в одном каскаде или в одной электроэнергетической системе.
Многолетняя характеристика элементов режима работы гидроэнергетической установки при выбранных параметрах составляется для определения будущего режима ее работы в условиях эксплуатации в виде хронологической последовательности и вероятностной характеристики изменения расходов и уровней воды в верхнем и нижнем бьефах гидроузлов, напоров, мощностей и выработки электроэнергии на ГЭС.
Для проектных водохозяйственных и водноэнергетических расчетов наиболее распространенным методом является календарный. В нем в качестве притока к гидроэнергетической установке используется последовательность расходов воды, измеренных в реке
за период наблюдений за ее стоком, т.е. календарный гидрологический ряд. Расчеты проводятся преимущественно табличным способом. При этом обычно используется не календарный год с января по декабрь, а водохозяйственный – как правило, с начала половодья
до конца межени, например, в России – с марта по февраль, с апреля по март или с мая по
апрель. Реже применяется разрезка с начала межени.
Проектные водохозяйственные и водноэнергетические расчеты выполняются по
декадным (в половодье) и месячным (в межень) интервалам времени. Проведение расчетов только по месячным интервалам дает удовлетворительные результаты лишь для ГЭС с
водохранилищами годового и многолетнего регулирования стока. Применение суточных
интервалов оправдано только для ГЭС с водохранилищами суточного регулирования и с
низким коэффициентом использования стока.
Расчеты проводятся применительно к определенным правилам управления водными ресурсами водохранилищ (см.приложение Г) при следующих условиях:
- сток считается известным лишь на один расчетный интервал времени вперед:
например, первого числа каждого месяца известен средний месячный расход воды в этом
месяце;
- уровень воды в водохранилище в начале и конце расчетного ряда лет должен быть
одинаковым.
Порядок проведения водохозяйственных и водноэнергетических расчетов зависит
от размеров регулирующего объема водохранилища и от целей, для которых этот объем
используется. Так, если сток реки вообще не регулируется или регулируется только для
обеспечения водоотдачи, в том числе расходов воды в нижнем бьефе, то водноэнергетиче236
СТО РусГидро 01.01.78-2012
ские расчеты представляют собой, в основном, простую арифметическую операцию по
вычислению средней мощности и выработки электроэнергии на ГЭС в каждом расчетном
интервале времени.
При использовании полезного объема водохранилища для повышения энергоотдачи ГЭС регулирование стока ведется во все расчетные интервалы времени подбором на
заданные расходы воды или мощности.
Последовательность подбора значений всех элементов режима работы водохранилища в каждом интервале i при известных Qпр. i, Vнач i. и Zв/б нач. i может быть следующей:
 задаются значения QГЭС i;
 определяются Zн/б i, ΔQi, ΔVi,Vi+1, Zв/б нач.(i+1), Hбрутто i, Δhi, Ннетто i и Ai;
 определяется новое значение QГЭС i и сравнивается с первоначально заданным,
где:
 ΔQi – расход сработки или наполнения водохранилища;
 ΔVi – объем сработки или наполнения водохранилища;
 Δhi – потери напора;
 Ai – коэффициент, равный произведению 9,81×ηт×ηг
ηт и ηг – коэффициенты полезного действия турбины и генератора на линиях ограничения эксплуатационной характеристики по максимальным значениям расхода воды
через турбину и мощности агрегата.
При их совпадении расчет в данном интервале i заканчивается и начинается в интервале i+1; при отличии начальное значение QГЭС i изменяется и расчет повторяется до
полного совпадения начального и конечного значений QГЭС i.
В.1.2 Средняя многолетняя выработка электроэнергии
Средней многолетней выработкой электроэнергии на ГЭС Э называется среднеарифметическая годовая выработка электроэнергии за длительный расчетный ряд лет, в
котором средний годовой объем водных ресурсов реки соответствует норме годового стока. Норма годового стока – среднее значение годового стока за многолетний период такой
продолжительности, при увеличении которого оно существенно не изменяется. Практически за норму годового стока принимается среднее значение за 40-50 лет наблюдений.
Среднюю многолетнюю выработку электроэнергии ГЭС Э в проектах вычисляют
по формуле:
 Эi ,
(В.1)
Э 
n
где: Эi
– годовая выработка электроэнергии;
n
– число лет расчетного ряда.
Значение Э зависит от основных параметров гидроэнергетической установки –
НПУ, УМО, Nуст. и статистических параметров расчетного гидрологического ряда.
Расчетное значение Э должно периодически корректироваться из-за изменения по
сравнению с проектными исходных данных – длины гидрологического ряда, нормы естественного годового стока, размеров безвозвратного водопотребления, эксплуатационных
характеристик гидроагрегатов, потерь напора, характера использования мощности ГЭС в
ОЭС, правил использования водных ресурсов водохранилищ, планов ввода гидроагрегатов на строящихся ГЭС, а также из-за ряда чрезвычайных обстоятельств, например, не
предусмотренной проектами интенсивной сработки водохранилищ многолетнего регулирования стока и т.п.
Для определения Э можно применять также формулу:
Э  k  WГЭС  Н взв. ,
(В.2)
237
СТО РусГидро 01.01.78-2012
где
k
9,81   Г  Т
A

,
3600
3600
где:  Г и  Т –
средневзвешенные
(среднеарифметические)
полезного действия генератора и турбины;
WГЭС
– средний многолетний сток через турбины ГЭС;
Н в зв.
(В.3)
коэффициенты
– средневзвешенный напор на ГЭС.
Средний многолетний сток через ГЭС WГЭС может быть принят равным либо среднему многолетнему стоку в нижнем бьефе гидроузла Wн / б , при отсутствии холостых, помимо турбин, сбросов воды, либо установлен по формуле:
WГЭС    Wн / б ,
(В.4)
где 
- коэффициент энергетического использования стока.
В.1.3 Гарантированная мощность
Гарантированной или обеспеченной мощностью ГЭС Nгар. называется минимальная
среднесуточная, среднемесячная, среднесезонная или среднегодовая мощность, которую
ГЭС обеспечивает с заданной надежностью. Гарантированная мощность зависит, прежде
всего, от НПУ, УМО или полезного объема водохранилища Vпол., а также от обеспеченности Nгар..
Определение Nгар., ее обеспеченности и диспетчерских правил регулирования стока
должно производиться одновременно в процессе водохозяйственных и водноэнергетических расчетов.
В.1.4 Располагаемая мощность
Располагаемой или пиковой мощностью ГЭС Nрасп. называется максимальная мощность Nмакс., которая может быть получена на ГЭС в течение суток или нескольких часов
по напору, расходу, состоянию оборудования, допустимой амплитуде колебаний уровней
воды как в верхнем, так и в нижнем бьефах гидроузла.
При выборе параметров ГЭС определяется как Nуст., так и оптимальное значение
Nрасп.. Для ряда ГЭС экономически обоснованным оказалось превышение Nуст. над Nрасп.
даже в период прохождения максимума нагрузки энергосистемы.
Утвержденных нормативов для назначения расчетной обеспеченности (Р) Nрасп. в
настоящее время нет. В период максимума нагрузки энергосистемы рекомендуется назначать обеспеченность (Р) Nрасп. равной 95-100 %. Обычно Nрасп. меньше Nуст. в половодье
и в конце зимней межени; в среднем за многолетие Nрасп. может быть равна Nуст. в течение 80-100 % времени.
В проектной практике применяются несколько методов определения Nрасп..
Широкое распространение получил метод, не учитывающий неустановившегося
движения воды в нижнем бьефе ГЭС при суточном регулировании ее мощности. Он основан на определении путем подбора значения Nрасп. при работе ГЭС с полной пропускной
способностью турбин.
Часто используется метод определения Nрасп. при приближенном учете неустановившегося движения воды в нижнем бьефе гидроузла, основанный на предположении, что
наивысший за сутки уровень нижнего бьефа располагается между уровнем, соответствующим среднему за сутки расходу воды Z , и уровнем, который был бы достигнут при
длительной работе ГЭС с максимальной нагрузкой Zмакс.. Наивысший уровень воды в
нижнем бьефе за сутки может быть определен по формуле
(В.5)
Z    Z  1     Z макс. ,
238
СТО РусГидро 01.01.78-2012
где ξ – коэффициент, зависящий от конфигурации суточного графика нагрузки ГЭС; он
изменяется от 0,7 при более плотном графике нагрузки до 0,3 при менее плотном.
На завершающих стадиях проекта используется метод, основанный на учете результатов подробных гидравлических расчетов неустановившегося движения воды в нижнем бьефе гидроузла при суточном регулировании мощности ГЭС, выполняемых по часовым и получасовым интервалам времени для нескольких среднесуточных расходов воды
через ГЭС. Строится зависимость разности ΔZ или ΔН соответственно максимальных
уровней воды в нижнем бьефе (Zмакс.) или минимальных напоров (Нмин.) и их среднего за
сутки значения Z или H от разности максимального Qмакс. и среднесуточного Qсут . расхода воды ΔQмакс., т.е. ΔZ=f(ΔQмакс.) или ΔН=f(ΔQмакс.), которая и используется для определения Nрасп. ГЭС.
Порядок определения Nрасп. следующий:
- по среднесуточному напору-нетто H и линии ограничения максимальной пропускной способности турбин эксплуатационной характеристики ГЭС определяется Qмакс.,
ΔQмакс. и ΔZ или ΔН по зависимости ΔZ=f(ΔQмакс.) или ΔН= f(ΔQмакс.);
- исчисляется Н расп.  Н  Z (или ΔН);
- определяется новое значение Qмакс., ΔQмакс. и ΔZ или ΔН и Нрасп..
Расчет повторяется до тех пор, пока начальное и конечное значения Нрасп. совпадут.
По определенному таким образом Нрасп. и линии ограничения максимальной мощности
эксплуатационной характеристики ГЭС устанавливается Nрасп.. При использовании части
Nуст. в качестве нагрузочного резерва энергосистемы уровни и напоры ГЭС вычисляются
по расходу воды, соответствующему только рабочей мощности ГЭС, а Nрасп. ГЭС – как
сумма располагаемых мощностей всех агрегатов.
В.1.5 Средневзвешенный напор
Средневзвешенный по выработке электроэнергии напор на ГЭС Н в зв. определяется
на основании результатов водохозяйственных и водноэнергетических расчетов по многолетнему ряду по формуле:
 Эi  H i ,
Н взв. 
(В.6)
 Эi
где: Эi – выработка электроэнергии на ГЭС за расчетный интервал времени (месяц, декаду, день, час и т.п.); Н i - средний за расчетный интервал времени напор-нетто.
В.1.6 Расчетная обеспеченность
Под расчетной обеспеченностью энерго- и водоотдачи Р понимается вероятность
удовлетворения потребителей энергией или водой по соответствующей норме (нормальной, сниженной), выраженная числом лет, месяцев, декад, дней или часов бесперебойной
энерго- и водоотдачи.
В проектной практике России используются нормативы расчетной обеспеченности
(Р), составленные на основании многолетнего опыта проектирования и эксплуатации.
Надежность энерго- и водоотдачи характеризуется различными показателями обеспеченности (Р):
- по числу бесперебойных лет Рл;
- по числу бесперебойных периодов, например, месяцев, декад, суток, т.е. продолжительность РП;
- по объему воды или электроэнергии, доставляемой потребителю Ро;
- по регулярности работ в нормальном режиме Рр.
Обеспеченность по числу бесперебойных лет Рл и числу бесперебойных периодов
РП рекомендуется определять по формуле
239
СТО РусГидро 01.01.78-2012
Рл или РП = m/(n+1),
(В.7)
где m – число бесперебойных лет или периодов; n – общее число членов ряда.
Обеспеченность по объему электроэнергии или воды, доставленной потребителю,
Ро рекомендуется определять по формуле
Ро = (Nгар. – Δd)/ Nгар. = (Wгар. – Δd)/ Wгар.,
(В.8)
где Nгар. – гарантированная мощность ГЭС; Wгар. – гарантированная водоотдача гидроузла;
Δd – средний многолетний дефицит энерго- и водоотдачи.
Обеспеченность по регулярности работы в нормальном режиме Рр определяется по
формуле
n  m
(В.9)
Pp 
,
n  1
где m´ – число случаев нарушения регулярности; n´ –число рассматриваемых случаев.
Обеспеченность выражается в процентах. Все показатели Р тесно связаны между
собой, однако четко выраженной зависимости между ними нет. Можно лишь указать, что
Рл<РП<Ро. В современной проектной практике используются обычно одновременно все
названные показатели Р, так как каждый из них характеризует разные свойства гарантированной энерго- и водоотдачи.
В.1.7 Пропуск высоких половодий
Расчеты пропуска высоких половодий с заданной обеспеченностью максимальных
расходов воды выполняются балансовым методом по суточным интервалам, совместно с
аналогичными расчетами по выше и нижележащим гидроузлам каскада, с учетом долгосрочного прогноза объема и гидрографа естественного стока. При этом безвозвратное водопотребление выше створа гидроузла и потери стока на дополнительное испарение с поверхности водохранилищ не учитываются.
Основные зависимости, используемые в расчетах пропуска высоких половодий:
Qприт.n-Qсбр.n = ΔQn; ΔVn = ΔQn × Δt; Vn+1 = Vn + ΔVn,
(В.10)
где:
Qприт.n и Qсбр.n
- приточные и сбросные среднесуточные расходы воды в n-й
интервал времени Δt;
Vn и Vn+1
- начальный и конечный статистические объемы водохранилища;
ΔQn и ΔVn
- приращение соответственно расхода воды и объема водохранилища за n-й интервал времени Δt.
В качестве основных исходных данных используются расчетные гидрографы естественного максимального стока, построенные по наиболее неблагоприятной модели половодья, и кривые объемов V=f(Z) водохранилищ. Обычно учитывается работа либо всех
водопропускных отверстий, либо не учитывается пропускная способность турбин ГЭС.
240
СТО РусГидро 01.01.78-2012
В.2 Исходная информация
В.2.1 Приток к гидроузлу
Приток к гидроузлу представляет собой разность между естественным стоком реки
в створе и суммой потерь и затрат стока выше него; при этом наполнение вышележащих
водохранилищ рассматривается как потеря стока, сработка – дополнительный водный ресурс.
Гипотеза, на которую опираются современные водохозяйственные и водноэнергетические расчеты, рассматривает колебания естественного речного стока как процесс, в
котором сочетаются детерминированные изменения, отражающие годовой стоковый цикл,
и вероятностные колебания, отличающие режимы разных лет. Для математического описания наблюдающейся в природе тенденции к формированию на реках затяжных маловодных и многоводных периодов в России используют цепи Маркова – простые или многозвенные. Предполагается, что каждая последовательность наблюдавшихся расходов воды или объемов стока есть одна из множества возможных реализаций процесса стока или
случайная выборка из генеральной совокупности, имеющей те же статистические параметры (среднее – расход Q или объем воды W, коэффициенты изменчивости CV, асимметрии CS, автокорреляции r).
В водохозяйственных и водноэнергетических расчетах находят применение две
формы описания предстоящего естественного стока реки.
Первая форма – статистическими параметрами кривых обеспеченности фазово однородных объемов стока и типовым его распределением на протяжении отдельных фаз
годового стока.
Вторая форма – в виде всей или части хронологической, календарной, последовательности изменения стока реки во времени, которая рассматривается в качестве прототипа будущего режима.
Чем продолжительнее календарный стоковый ряд, тем надежнее рассчитанные на
его основе параметры и проектные режимы работы ГЭС. По мере накопления данных
наблюдений за стоком, например, через каждые 5 лет, следует уточнять статистические
параметры годового и сезонного стока.
Вся используемая календарная последовательность стока реки должна быть однородной, т.е. наблюденный сток должен быть приведен к естественному состоянию. Если
сток реки регулируется водохранилищами, то выполняются расчеты по его ретрансформации; если сток изымается на нужды народного хозяйства, то выполняются расчеты по
его восстановлению, т.е. по приведению к естественному. При этом учитывается как безвозвратное водопотребление, так и режим поступления в реку возвратных вод. Аналогично восстанавливается естественный сток и в случае переброски в речную систему стока из
другого бассейна. Кроме того, при прогнозировании будущего режима стока желательно
представить себе изменение условий формирования естественного стока вследствие человеческой деятельности на водосборе и изменение климата.
Для некоторых проектных задач целесообразно применять искусственные гидрологические ряды, смоделированные методом статистических испытаний как большой длительности (1000-2000 лет), так и ограниченной (десятки или сотни последовательностей
по 30-50 лет), имеющие близкие статистические параметры.
В.2.2 Потери и затраты стока
В.2.2.1 Потери воды на дополнительное испарение
Слой дополнительного испарения с поверхности водохранилища рассчитывается
по формуле:
Ед = Ев – Ес = Ев – (P-S),
(В.11)
241
СТО РусГидро 01.01.78-2012
где Ев – слой испарения с водной поверхности;
Ес – слой испарения с поверхности ложа водохранилища до его заполнения;
Р – осадки на поверхность водохранилища;
S – сток с затапливаемой территории.
Иногда стоком S пренебрегают и определяют слой дополнительного испарения по
формуле:
Ед = Ев – P.
(В.12)
Потери стока на дополнительное испарение Qисп. расчетном интервале i определяются по формуле
F E
(В.13)
Qисп.i  i дi ,
ti
где Fi – средняя площадь водохранилища за расчетный интервал времени ti; Едi – слой потерь на дополнительное испарение для того же расчетного интервала времени ti. В общем
случае Fi представляет собой разность площадей водного зеркала после постройки водохранилища Fвi и до постройки водохранилища Fсi:
Fi = Fвi - Fсi.
В проектных расчетах обычно принимают Fсi = 0.
В.2.2.2 Потери воды на льдообразование
Потери воды на льдообразование представляют собой количество льда, осевшего
на берегах водохранилища при зимней сработке. Потери воды на льдообразование исчисляются по формуле
( F  Fkii )  hЛi  a
(В.14)
QЛ  Hi
,
ti
где FНi и Fki – площади зеркала водохранилища в начале и в конце расчетного интервала
времени ti; hЛi – толщина льда в расчетном интервале времени ti; а – отношение плотностей воды и льда, равное 0,9; часто а принимается равным единице. Толщина льда задается для каждого интервала времени всех лет расчетного ряда. При отсутствии зимней сработки водохранилища или при зимнем его наполнении потерь воды на льдообразование
нет.
Потери воды на льдообразование являются полностью возвратными, т.е. лед, осевший зимой на берегах водохранилища, весной тает и увеличивает водные ресурсы. Обычно возврат льда приурочивают к началу половодья, продолжительность поступления дополнительной воды принимается равной, например, двум декадам или одному месяцу, интенсивность возврата – равномерной.
В.2.2.3 Затраты стока на водоснабжение, орошение, шлюзование и фильтрацию
Затраты стока на водоснабжение, орошение, шлюзование и фильтрацию определяются специализированными организациями.
В.2.3 Уровни воды в верхнем бьефе
Уровни воды в верхнем бьефе гидроузла Zв/б определяются в зависимости от подпорного уровня, поддерживаемого у плотины, и расходов воды, притекающих к водохранилищу. Зависимости F=f(Z) и V=f(Z) называются соответственно кривыми площадей
зеркала и объемов водохранилища.
Площади водного зеркала F устанавливаются путем планиметрирования горизонталей на топографических картах. Масштаб карт и сечение рельефа должны быть выбраны
такими, чтобы они надежно отображали изменение площадей в пределах зоны затопления.
242
СТО РусГидро 01.01.78-2012
При высоте подпора 10-20 м достаточную точность обычно дают карты масштаба 1:10000
или 1:25000 с сечением рельефа через 1-5 м. При более высоком подпоре (30-50 м и выше)
можно использовать карты масштаба 1:25000 и 1:50000 с сечением рельефа через 2,5; 5 и
10 м.
Объем водохранилища подсчитывается последовательным суммированием объемов отдельных слоев воды, заключенных между двумя смежными горизонталями. Объем
каждого слоя воды определяется по одной из следующих формул или по среднему из полученных по ним значений
Vi  1 / 3 Fi  Fi  Fi 1  Fi 1  h


или
Vi  1 / 2Fi  Fi 1   h
где Fi и Fi+1 - площади зеркала воды на двух смежных уровнях;
Δh – высота слоя воды между уровнями.
Общий объем водохранилища равен
(В.15)
n
V   Vi ,
(В.16)
1
где n – число слоев.
При изложенном способе построения кривой V=f(Z) предполагается, что уровень
воды в водохранилище горизонтален. Объемы, соответствующие горизонтальному положению уровня воды, носят название статических. Если высота подпора немного превышает амплитуду естественных колебаний уровней воды в реке, то для определения объемов
водохранилища правильнее составлять характеристики объема с учетом очертания кривой
свободной поверхности водохранилища – кривые динамических объемов водохранилища.
Пример статических кривых F=f(Z) и V=f(Z) одного из эксплуатирующихся водохранилищ России приведен на рисунке В.1.
В.2.4 Уровни воды в нижнем бьефе
Уровни воды в нижнем бьефе гидроузла определяются по кривым связи расходов и
уровней воды Qн/б=f(Zн/б) или по семейству кривых связи Qн/б=f(Zн/б, Z1), где Z1 – уровень
воды у плотины нижележащего гидроузла или, для притоков, уровень воды в основном
водотоке в устье притока. На рис.В.2 приведены кривые Qн/б=f(Zн/б, Z1) в нижнем бьефе
одного из эксплуатирующихся гидроузлов России.
В водноэнергетических расчетах для всех расчетных интервалов времени используют осредненную зависимость Qн/б=f(Zн/б) и лишь в расчетах неустановившегося движения воды при суточном и недельном регулировании мощности ГЭС учитывают разное ее
положение при повышении и понижении расходов воды, т.е. на «подъеме» и «спаде».
Для периода открытого русла кривые связи Qн/б=f(Zн/б) строят по данным наблюдений за уровнями и расходами воды, для зимнего периода они рассчитываются с учетом
полыньи, которая образуется из-за поступления в нижний бьеф воды из водохранилища с
температурой выше нуля и изменения скоростного режима потока по выходе его из водохранилища. Протяженность полыньи определяется удаленностью от сооружения сечения,
где теплопоток и теплоотдача в атмосферу взаимно уравновешиваются и вода охлаждается до нуля. Длина полыньи изменяется в течение зимы и рассчитывается в зависимости от
характера изменения температуры воздуха и суровости зимы. В начале и конце зимы длина полыньи больше, в середине – меньше. В суровые зимы полынья короче, чем в теплые.
Чтобы определить подпор уровней нижнего бьефа за счет ледовых явлений, необходимо знать длину полыньи и степень уменьшения пропускной способности русла у
кромки льда, оцениваемую зимним коэффициентом Кз, представляющим собой отношение зимнего расхода воды к летнему при одном и том же уровне воды: Кз=Qз/Qл . Коэффициенты Кз в общем случае задаются для каждого интервала всех лет расчетного ряда.
243
СТО РусГидро 01.01.78-2012
Следует рассматривать не только современное, но и перспективное положение
кривой Qн/б=f(Zн/б) после размывов русла реки в нижнем бьефе гидроузла.
244
СТО РусГидро 01.01.78-2012
Площадь зеркала, км2
Zв/б
400
600
800
1000
1200
F
1400
1600
1800
2000
2200
2400
2600
62
61
60
59
58
57
Координаты кривых
Z, м
F, км2 V, км3
Уровень воды, м
56
55
45,0
50,0
51,0
52,0
53,0
54,0
55,0
56,0
57,0
58,0
59,0
60,0
61,0
62,0
54
53
V=f(Z)
52
51
F=f(Z)
50
49
48
47
565,47
5,40
1000,98 9,24
1125,57 10,32
1260,34 11,52
1363,71 12,83
1476,90 14,25
1602,63 15,78
1752,10 17,46
1863,58 19,27
2005,38 21,22
2156,60 23,31
2320,08 25,55
2393,78 27,93
2504,45 30,46
46
V
45
4
6
8
10
12
14
16
18
Объем, км
20
22
24
26
28
30
32
3
Рисунок В.1 - Кривые статических площадей зеркала и объемов водохранилища
245
СТО РусГидро 01.01.78-2012
Zн/б
24
22
Qн/б =f(Z )
20
18
Уровень воды, м
16
14
12
10
8
безподпорные условия
6
Qн/б
4
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
5000
5500
6000
6500
7000
7500
8000
3
Расход воды, м /с
РисунокВ.2 - Кривые связи расходов и уровней воды в нижнем бьефе гидроузла на притоке с учетом подпора от основной реки в
период открытого русла
246
СТО РусГидро 01.01.78-2012
В.2.5 Потери напора
К потерям напора Δh относятся потери в водоподводящих устройствах, а именно в
деривации, водоприемнике, на сороудерживающих решетках и в собственно водоподводящем тракте. Потери напора на участке от входа в спиральную камеру до выхода из отсасывающей трубы учитываются с помощью коэффициентов полезного действия турбин.
К Δh на ГЭС с реактивными турбинами относится и уменьшение действующего
напора за счет меньших скоростей потока на входе в спиральную камеру ГЭС и больших
– на выходе из отсасывающей трубы. На русловых ГЭС большая часть Δh в водоподводящих устройствах связана с сороудерживающими решетками, на высоконапорных деривационных ГЭС – с деривацией и напорными трубопроводами.
Потери напора в водоподводящих устройствах рекомендуется представлять в виде
кривой связи Δh=f(Q); на предварительных стадиях проекта Δh принимаются постоянными круглогодично. Составляющие Δh при проектировании определяются расчетами или
по модельным исследованиям. В процессе эксплуатации Δh подлежат уточнению.
В.2.6 Эксплуатационные характеристики гидроагрегатов
Для определения максимально возможной мощности ГЭС, максимально возможного расхода воды, пропускаемого ее турбинами, и коэффициента полезного действия гидроагрегатов в каждый расчетный момент времени используются эксплуатационные характеристики гидроагрегатов на линиях ограничения по максимальным значениям мощности
ГЭС и расходу воды через турбины, которые представляют собой зависимости вида:
N=f(Q,H), Q=f(N,H), A=f(H,N) и A=f(H,Q)
(В.17)
при n=const и dT=const,
где А – коэффициент мощности, равный 9,81ηТ·ηГ; ηТ и ηГ – коэффициенты полезного действия турбины и генератора; для современных турбин максимальное значение ηТ составляет 94-95%, генераторов – ηГ – 97-98%; Н - напор-нетто; Q – расход воды через турбину;
n – частота вращения турбины; N – мощность гидроагрегата; dT – диаметр турбины.
Пример эксплуатационной характеристики гидроагрегата приведен на рисунке В.3.
247
СТО РусГидро 01.01.78-2012
Ннет.
140
54
Расход воды, м3/с
142
144
146
148
150
152
154
156
158
160
162
164
166
168
Qтурб.
170
172
174
176
178
180
182
184
186
188
190
52
50
Nмакс=f(Hнетто)
Напор-нетто, м
48
46
44
Qмакс=f(Hнетто)
42
40
38
36
Nагр.
34
44
46
48
50
52
54
56
58
60
62
64
Мощность гидроагрегата, МВт
Рисунок В.3 -. Эксплуатационная характеристика гидроагрегата на линиях ограничения по максимальным мощности и расходу воды
248
СТО РусГидро 01.01.78-2012
В.3 Результаты расчетов и многолетняя характеристика режима работы
гидроэнергетической установки при выбранных параметрах
Результаты расчетов и многолетняя характеристика режима работы гидроэнергетической установки при выбранных параметрах представляется в виде таблиц и графиков,
главным из которых являются следующие:
- годовые и среднемноголетний водохозяйственный балансы;
- хронологические таблицы и графики основных элементов режима: средних за интервал уровней воды в верхнем бьефе, средних за интервал расходов воды в нижнем бьефе, средних за интервал напоров-нетто и мощностей ГЭС;
- кривые продолжительности вышеуказанных уровней и расходов воды;
- кривые продолжительности пиковых напоров-нетто и пиковых мощностей ГЭС;
- кривые обеспеченности годовой выработки электроэнергии.
В качестве примера в таблице В.1 приведены расчетные среднемесячные мощности
90%-й обеспеченности каскада 5-и ГЭС с Σ Nуст.=8100 МВт и среднемесячные напорынетто 90%-й обеспеченности верхней ГЭС применительно к одному из возможных вариантов правил регулирования стока верхним водохранилищем многолетнего регулирования.
Т а б л и ц а В.1
Показатель
Суммарная
среднемесячная
мощность
5-и ГЭС,
МВт
Среднемесячные
напорынетто верхней ГЭС, м
Значение показателя
IX
X
XI
IV
V
VI
VII
VIII
2000
2660
6440
6630
6770
2130
2350
208,50
216,20
230,10
250,60
272,60
284,70
282,80
XII
I
II
III
2430
2610
2450
2290
2130
274,20
260,30
243,97
229,20
215,80
Пример табличных водохозяйственных и водноэнергетических расчетов одной из
эксплуатирующихся ГЭС России в маловодном и средневодном годах, заимствованных из
многолетнего ряда, приведены в таблицах В.2 и В.3.
249
СТО РусГидро 01.01.78-2012
Т а б л и ц а В.2 - Водохозяйственные и водноэнергетические расчеты одного из эксплуатирующихся гидроузлов России
в средневодном году (НПУ 60,0 м, УМО 52,0 м, Nуст. 441 МВт)
Месяц,
декада
Потери стока, м3/с
Естеств.
Сраб.(+), Конечн.
сток в безвозвр. дополн. фильтр. льдо- всего
створе г/у, водо- испар.
образов.
потребл.
м3/с
1
VI 2
3
1
VII 2
3
VIII
IX
X
XI
XII
I
II
III
IV
1
V
2
3
1190
5410
2390
1660
1270
1270
879
567
351
155
129
109
59
74
38
82
82
82
Год, км3
17,97
-
-
наполн.
(-)
м3/с
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
-243,2
-243,2
0
0
0
0
0
0
0
9,4
19,6
22,8
27,6
27,8
29,7
35,5
31,9
29,1
-240,2
-240,2
3.0
3.0
3.0
3.0
3.0
3.0
3.0
12,4
22,6
25,8
30,6
30,8
32,7
38,5
34,9
32,1
-826
-4713
-1884
-1296
-799
-471
0
0
152
409
496
492
522
501
542
440
439
450
0,10
0,02
0,12
0,64
Сток в нижнем бьефе, м3/с
объем
через через фильтр.
воды
ГЭС водов в-ще
слив
3
км
16,878
17,592 604
3
21,665 937
3
23,292 503
3
24,412 361
3
25,102 468
3
25,55
796
3
25,55
876
3
25,55
564
3
25,142 500
3
24,081 552
3
22,753 602
3
21,435 575
3
20,172 550
3
18,831 544
3
17,425 548
3
17,045 483
3
16,665 486
3
16,237 500
3
18,49
0,10
Уровни воды, м
Напоры, м
N,
всего верхнего бьефа нижнего
бьефа брутто потери нетто
кон.
ср.
607
940
506
364
471
799
879
567
503
555
605
578
553
547
551
486
489
503
18,59
55,65
56,07
58.20
58,99
59,49
59.80
60.00
60.00
60.00
59,82
59,34
58,73
58,09
57,44
56,74
55,98
55,75
55,52
55,26
55,86
57,13
58,6
59,24
59,65
59,9
60.00
60.00
59,91
59,58
59,04
58,41
57,76
57,09
56,36
55,86
55,63
55,39
12,87
13,58
9,83
6,15
6,44
8,05
8,43
6,9
6,6
6,84
7,09
6,96
6,84
6,81
6,82
6,51
6,53
7,27
42,99
43,56
48,77
53,09
53,21
51,85
51,57
53,1
53,31
52,74
51,95
51,45
50,93
50,28
49,53
49,35
49,11
48,12
0,65
0,65
0,65
0,65
0,65
0,65
0,65
0,65
0,65
0,65
0,65
0,65
0,65
0,65
0,65
0,65
0,65
0,65
42,34
42,91
48,12
52,44
52,56
51,2
50,92
52,45
52,66
52,09
51,3
50,8
50,28
49,63
48,88
48,7
48,46
47,47
Выработка
э/э,
МВт
ГВтч
200
315
200
158
205
340
372
247
220
240
258
244
231
225
222
195
195
195
48.0
75,5
48.0
37,9
49,3
89,9
277,1
177,8
163,7
172,8
192.0
181,5
155,2
167,4
159,8
46,8
46,8
51,5
2141 ГВтч
250
СТО РусГидро 01.01.78-2012
Т а б л и ц а В.3- Водохозяйственные и водноэнергетические расчеты одного из эксплуатирующихся гидроузлов России в маловодном году
(НПУ 60,0 м, УМО 52,0 м, Nуст. 441 МВт)
Месяц,
декада
Естеств.
Потери стока, м3/с
Сраб.(+), Конечн. Сток в нижнем бьефе, м3/с
Уровни воды, м
Напоры, м
сток в безвозвр. дополн. фильтр. льдо- всего наполн. объем через через фильтр. всего верхнего бьефа нижнего
створе г/у, водоиспар.
образов.
(-)
воды
ГЭС водобьефа
брутто потери нетто
потребл.
в в-ще
слив
кон.
ср.
м3/с
1
2
3
1
VII 2
3
VIII
IX
X
XI
XII
I
II
III
IV
1
V
2
3
2520
1080
813
656
511
390
403
325
159
142
89
66
52
44
44
66
66
66
Год, км3
8,86
VI
м3/с
-
-
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
-280.0
-280.0
0
0
0
0
0
0
0
6,7
14,5
25,4
29,5
29,9
33,4
27,5
25,2
23,5
-277
-277
3.0
3.0
3.0
3.0
3.0
3.0
3.0
9,7
17,5
28,4
32,5
32,9
36,4
30,5
28,2
26,5
-2175
-791
-320
-276
-133
-91
-104
-87
278
341
437
449
488
458
467
387
394
413
0,10
-0,05
0,05
4,91
км3
16,424
18,303
18,987
19,263
19,502
19,617
19,703
19,982
20,207
19,462
18,578
17,406
16,203
15,024
13,796
12,587
12,252
11,912
11,519
622
566
490
377
375
296
296
235
433
474
509
487
507
469
474
423
432
453
13,72
-
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
625
569
493
380
378
299
299
238
436
477
512
490
510
472
477
426
435
456
0,10
13,82
55,38
56,45
56,82
56,97
57,09
57,15
57,20
57,34
57,46
57,07
56,60
55,97
55,24
54,50
53,68
52,82
52,56
52.30
52.00
55,91
56,64
56,89
57,03
57,12
57,18
57,27
57,4
57,27
56,84
56,28
55,6
54,87
54,09
53,25
52,69
52,43
52,15
14,18
11,34
7,16
6,16
5,99
5,60
5,59
5,29
6,27
6,47
6,64
6,53
6,63
6,45
6,47
6,22
6,48
11,78
41,73
45,3
49,74
50,87
51,13
51,58
51,68
52,11
50,99
50,37
49,65
49,07
48,24
47,64
46,78
46,47
45,95
40,37
0,65
0,65
0,65
0,65
0,65
0,65
0,65
0,65
0,65
0,65
0,65
0,65
0,65
0,65
0,65
0,65
0,65
0,65
41,08
44,65
49,09
50,22
50,48
50,93
51,03
51,46
50,34
49,72
49.00
48,42
47,59
46,99
46,13
45,82
45,3
39,72
N,
Выработка
э/э,
МВт
ГВтч
200
200
200
158
158
126
126
101
182
196
207
195
198
180
177
156
156
141
48.0
48.0
48.0
37,9
37,9
33,3
93,7
72,7
135,4
141,3
154.0
145,1
133,2
133,9
127,4
37,4
37,6
37,2
1502 ГВтч
251
СТО РусГидро 01.01.78-2012
Приложение Г
(обязательное)
Диспетчерские графики и правила управления водными ресурсами
Основные правила управления режимами работы водохранилищ для долгосрочного
регулирования стока обычно имеют вид диспетчерских графиков. В качестве примера такой график для одного из эксплуатирующихся водохранилищ России показан на рисунке
Г.1.
На диспетчерских графиках по оси ординат откладываются объемы водохранилища
или соответствующие им уровни верхнего бьефа, а по оси абсцисс – время года. Координатное поле диспетчерского графика разделено на несколько зон, каждой из которых соответствует определенный режим работы водохранилища.
Для гидроузлов энергетического назначения различают следующие зоны диспетчерских графиков: гарантированной мощности, сниженной гарантированной мощности
(одна зона или несколько) и избытков. Соответственно различают и линии, разделяющие
диспетчерские графики на зоны. Так, на рисунке Г.1 линии а-а и b-b являются соответственно верхней и нижней границей зоны, в пределах которой мощность назначается равной гарантированной. Линия а-а является также нижней границей зоны «избытков», а линия b-b верхней границей зоны сниженной гарантированной мощности. Линия b-b определяет постепенный переход от гарантированной к сниженной мощности ГЭС.
В зоне избытков, расположенной выше линии а-а, но не выше НПУ, допускается
переход на повышенную против гарантированной мощности вплоть до использования
полной пропускной способности турбин. При уровнях воды в водохранилище выше НПУ
обычно работают все водопропускные отверстия гидроузла (турбины, донные водосбросы, водослив, шлюз и пр.). В зоне избытков иногда выделяется еще и противосбросная
линия. На рисунке Г.1 эта линия совмещена с верхней границей зоны гарантированной
мощности. Все линии диспетчерского графика состоят из двух ветвей: ветви сработки для
периода межени и ветви наполнения для периода половодья с учетом даты его начала –
«скользящая шкала времени».
Диспетчерский график должен быть построен таким образом, чтобы:
- обеспеченность Р гарантированной Nгар. ГЭС соответствовала расчетной;
- средняя многолетняя выработка электроэнергии на ГЭС была максимально возможной;
- гарантированная мощность ГЭС в крайне маловодных условиях, выходящих за
пределы расчетной обеспеченности, уменьшалась постепенно.
В проектной практике используется обычно следующий метод построения диспетчерских графиков. Производится подробный предварительный анализ исходной гидрологической информации, в результате чего отбираются наиболее неблагоприятные модели
внутригодового и многолетнего распределения стока (как правило, 5-6 лет), объемы стока
этих лет приводятся для межени к расчетной обеспеченности водо- или энергоотдачи Р
(обычно 90-95 %), а для половодья – к обеспеченности 100-Р (обычно 5-10 %).
После моделирования стока назначается несколько вариантов отметок уровней воды в водохранилищах в конце межени и половодья и выполняются водохозяйственные и
водноэнергетические расчеты. Сток регулируется на заданные значения Nгар. таким образом, чтобы уровни воды в водохранилище в начале половодья и в конце межени совпали.
Огибающая хода уровней воды используется для построения диспетчерской
252
СТО РусГидро 01.01.78-2012
Рисунок Г.1 - Диспетчерский график режима работы водохранилища
253
СТО РусГидро 01.01.78-2012
противоперебойной линии. Аналогично строят и границы зон Nгар.. Высотное положение
линий рекомендуется определять технико-экономическими расчетами, однако чаще всего
оно определяется подбором, исходя из условий получения максимальной N гар. ГЭС расчетной обеспеченности.
Диспетчерские графики позволяют полностью управлять режимом использования
водных ресурсов водохранилищ изолированных гидроузлов энергетичесого назначения.
Для каскадов и их объединений диспетчерские графики дополняются системой правил,
регламентирующих очередность использования водных ресурсов водохранилищ различных ступеней. Иногда строится и объединенный диспетчерский график всех водохранилищ каскада, в котором на оси ординат откладывается суммарный полезный объем водохранилищ.
Очертания всех линий диспетчерского графика подлежат уточнению и корректировке после проведения водохозяйственных и водноэнергетических расчетов по многолетнему ряду. При этом в очертания огибающей рекомендуется вносить некоторые глазомерные поправки для того, чтобы сделать ее более плавной, но не в ущерб обеспеченности
Nгар..
Порядок использования диспетчерских графиков:
- на поле диспетчерского графика наносятся отметка воды в водохранилище на
начало интервала времени и определяется зона, в которой будет работать ГЭС в этот интервал времени;
- назначаются средние за интервал мощность ГЭС или расход воды в нижнем бьефе
(или отбор из верхнего бьефа) в соответствии с диспетчерской зоной, в которой окажется
вышеуказанная отметка воды в водохранилище;
- определяется отметка воды в водохранилище на конец расчетного интервала;
- проверяется, в какой зоне диспетчерского графика оказывается вычисленная конечная отметка воды; если зона графика по сравнению с первоначальной не изменяется,
то расчет для данного интервала заканчивается, если изменяется, то уточняется первоначально заданная мощность ГЭС или расход воды в нижнем бьефе гидроузла.
- повторяется расчет для средних мощности ГЭС и расхода воды в нижнем бьефе
гидроузла, соответствующих зоне, куда попадает конечная отметка воды; если и при этом
начальная и конечная отметки воды в водохранилище не совпадают, то конечный уровень
воды в водохранилище в данном интервале назначается равным отметке на границе зон и
вычисляется промежуточное значение средних за расчетный интервал мощности ГЭС или
расхода воды в нижнем бьефе гидроузла.
254
СТО РусГидро 01.01.78-2012
Приложение Д
(рекомендуемое)
Рекомендации по компоновке гидроагрегата и вспомогательного оборудования
в агрегатном блоке ГЭС и ГАЭС
Д.1 Назначение и область применения
Положения данного приложения, если не приводится специальных оговорок, в равной степени относятся к оборудованию, как ГЭС, так и ГАЭС.
Основным этапом проектирования технологической и строительной части здания
ГЭС (ГАЭС) является компоновка агрегатного блока и определение его габаритов.
Размещение вспомогательного оборудования в здании ГЭС (ГАЭС) не должно вызывать увеличения размеров подводного массива агрегатного блока сверх размеров, определенных условиями размещения требуемой проточной части турбины. Вспомогательное
оборудование гидроагрегатов устанавливается в пределах свободных площадей агрегатного
блока и блока монтажной площадки.
Вне здания ГЭС могут размещаться помещения масляного хозяйства с открытыми
складами масел, механические мастерские, склады материалов.
Рекомендуется отдавать предпочтение таким конструктивно-компоновочным решениям, которые позволяют получить наименьшую высоту агрегата при наименьшей длине
вала.
Электротехнические устройства и оборудование, относящиеся к агрегату или блоку,
размещаются в здании гидроэлектростанции, максимально используя площади, определенные габаритами гидроагрегата или блока. При этом учитываются особенности компоновки
здания ГЭС в зависимости от ее типа, а также компоновка основного и вспомогательного
гидросилового оборудования и систем.
Соединение гидроагрегатов мощностью до 50 МВт с повышающими трансформаторами предпочтительно выполняются открытыми токопроводами, за исключением выводов
из капсульных гидроагрегатов и расположения выводов гидрогенераторов в стесненных
условиях, когда допускается применение малогабаритных токопроводов или специальных
кабелей.
Соединение гидрогенераторов большей мощности должно выполняться пофазноэкранированными токопроводами.
В пределах одного агрегатного блока силовые и контрольные кабели могут быть
проложены вне специальных кабельных сооружений при условии их надежной защиты от
механических повреждений, искр, огня при производстве ремонтных работ, обеспечения
нормальных температурных условий для кабельных линий и удобства обслуживания. При
этом рекомендуется разделение кабелей на отдельные группы, проходящие по различным
трассам.
Д.2 Последовательность выполнение проектных работ по компоновке
оборудования в агрегатном блоке
Проектным работам по компоновке оборудования предшествуют проектные работы
по выбору конструкции и мощности гидроагрегата, типа и диаметра рабочего колеса гидротурбины, типа гидрогенератора, определению отметки установки гидротурбины, а также
выбору главной схемы электрических соединений ГЭС (ГАЭС).
Для выбранного типоразмера и мощности гидротурбины определяется отметка
установки гидротурбины с учетом ее эксплуатационной характеристики и анализом хода
255
СТО РусГидро 01.01.78-2012
уровней нижнего бьефа; определяются габаритные размеры проточной части гидротурбины.
Для выбранного диаметра и типа гидротурбины и величины максимального действующего напора определяется требуемое оборудование системы регулирования (регулятор скорости в комплекте с маслонапорной установкой МНУ).
Для выбранной мощности, напряжения, частоты вращения гидрогенератора определяется его основные размеры и тип исполнения.
Для установленных расчетами значений диаметров входного сечения спиральной
камеры и напорного турбинного трубопровода, максимального значения напора (с учетом
гидравлического удара) и общей компоновки водоподводящих сооружений, а также условий надежности и безопасности, определяется необходимость установки предтурбинного
затвора, назначаются его функции, определяется его конструктивный тип и местоположение компенсатора.
Для принятых типов гидротурбины, гидрогенератора и габаритов проточной части
гидротурбины выполняется компоновка гидроагрегата.
Для принятых габаритов проточной части гидротурбины, гидрогенератора, места
установки и габаритов предтурбинного затвора определяются основные размеры подводного массива агрегатного блока.
С учетом типа здания ГЭС (ГАЭС), в соответствии с главной схемой электрических
соединений ГЭС (ГАЭС), для выбранного числа и мощности агрегатов, условий выдачи
энергии, удобств обслуживания во время эксплуатации выбираются главные силовые
трансформаторы, и намечается место их установки.
Для известных значений уровней воды в верхнем и нижнем бьефах, действующего
напора, высоте и пролетах водоподводящих и водоотводящих отверстий, принятом типе
здания ГЭС (ГАЭС), месте установки главных силовых трансформаторов компонуется механическое оборудование отсасывающих труб гидротурбин, а также водоприемники для
русловых ГЭС.
Для принятого типа здания ГЭС (ГАЭС), а также типов и параметров гидротурбин,
гидрогенераторов, предтурбинного затвора, главных силовых трансформаторов (в случае,
если предусматриваются ремонтные операции с ними на монтажной площадке здания ГЭС
(ГАЭС)) определяется требуемая грузоподъемность кранов машзала, их тип и количество,
необходимые приближения и высоты подъемов крюков (подвес) кранов, отметки подкрановых путей.
Д.3 Установление основных размеров подводного массива агрегатного блока
Ширина агрегатного блока.
Ширина агрегатного блока несовмещенного здания ГЭС для вертикальных гидроагрегатов с осевыми, диагональными и радиальными гидротурбинами определяется в зависимости от габаритов спиральной камеры (для высоконапорных ГЭС иногда в зависимости от
габаритов гидрогенераторов с проходами между ними), а также геологических условий основания здания ГЭС.
Ширина агрегатного блока при скальном основании (отделенного сквозными швами
посередине основных бычков) определяется добавлением к максимальному размеру спиральной камеры в плане 2,5÷4,0 м.
На мягких основаниях здание ГЭС по длине делится сквозными швами на секции, в
пределах которых находятся два или три агрегата. Поскольку промежуточный бычок между
агрегатами выполняется тоньше основного бычка между секциями, ширина агрегатного
блока в этом случае получается неодинаковой. Толщина бычков определяется расчетами и
размещением пазов затворов.
Ширина крайнего агрегатного блока, расположенного в противоположном монтажной площадке торце здания, увеличивается для обеспечения возможности обслуживания
гидрогенератора грузоподъемными кранами.
256
СТО РусГидро 01.01.78-2012
Размер указанного увеличения зависит, в основном, от ширины обслуживающего
грузоподъемного крана.
В первом приближении, расстояние от оси крайнего агрегата до упора у торцевой
стены машинного зала принимается:
- при переносе ротора гидрогенератора двумя грузоподъемными кранами – ширине
грузоподъемного крана с добавлением 0,2 м;
- при переносе ротора гидрогенератора одним грузоподъемным краном – половине
ширины грузоподъемного крана с добавлением расстояния от оси агрегата до центра тяжести сектора статора гидрогенератора и 0,2 м.
При дальнейшем проектировании этот размер уточняется в зависимости от габаритов и расположения монтажных узлов гидрогенератора, габаритов кранов, приближений
его крюков и конструкции упоров на подкрановых путях.
Длина агрегатного блока.
Длина агрегатного блока здания ГЭС от оси агрегата в сторону нижнего бьефа определяется длиной отсасывающей трубы. Увеличение этой длины сверх требующейся длины
отсасывающей трубы должно быть специально обосновано.
Длина агрегатного блока здания ГЭС от оси агрегата в сторону верхнего бьефа
назначается в зависимости от размеров гидрогенератора, габаритов предтурбинного затвора
(в случае его установки в машинном зале) и его привязки к оси агрегата, приближения
крюков грузоподъемных средств, обслуживающих агрегат, а также (для русловых ГЭС),
размещения необходимого механического оборудования водоприемных отверстий агрегата
(сороудерживающих решеток, затворов, подъемных механизмов).
В русловых ГЭС водоприемники гидротурбин являются конструктивной частью
здания ГЭС и их форма и размеры определяют (вместе с габаритами спиральной камеры и
гидрогенератора) длину агрегатного блока от оси агрегатов в сторону верхнего бьефа.
При проектировании водоприемника гидротурбин русловых ГЭС с вертикальными
агрегатами обеспечивается выполнение условий:
- переход от потолка спиральной камеры к верху входного отверстия водоприемных
устройств (примыкает к пазу сороудерживающей решетки) выполняется по гидравлически
оптимальной кривой, обеспечивающей плавный вход воды;
- толщина бетонного перекрытия над спиральной камерой принимается не менее
1,0 м;
- скорости воды перед сороудерживающими решетками принимаются в пределах
1,0-1,2 м/с (меньшее значение при сильно-засоренных водотоках).
Высота подводного массива агрегатного блока.
В несовмещенном здании ГЭС с вертикальными агрегатами (кроме ковшовых) высота подводного массива агрегатного блока от подошвы основания до пола машинного зала
(до верхнего перекрытия гидрогенератора) определяется вертикальными размерами гидроагрегата, заглубленного под уровень нижнего бьефа в соответствии с принятыми Нs и с
учетом необходимости заглубления на 0,5 м верхней кромки выходного сечения отсасывающей трубы под минимальный уровень нижнего бьефа, высотой отсасывающей трубы и
толщины фундаментной плиты.
В совмещенном здании ГЭС с вертикальными агрегатами (кроме ковшовых), имеющем встроенные водосбросы, высота отсасывающей трубы и вертикальные размеры гидроагрегата могут быть увеличены для возможности размещения водосбросов требуемой
пропускной способности. Для этой же цели, при необходимости, заглубление Hs также
принимается больше, чем это требуется по кавитационной характеристике гидротурбин.
Необходимость и целесообразность таких увеличений обосновывается техникоэкономическим расчетом.
В несовмещенном здании ГЭС с горизонтальными капсульными агрегатами высота
подводного массива агрегатного блока от подошвы основания до герметической крышки
над агрегатом определяется габаритами проточной части агрегата, заглубленного под уро257
СТО РусГидро 01.01.78-2012
вень нижнего бьефа в соответствии с принятым Hs и с учетом необходимости заглубления
на 0,5 м верхней кромки выходного сечения отсасывающей трубы под минимальный уровень нижнего бьефа, толщиной герметической плиты (с обтекателем) и толщиной фундаментной плиты.
В совмещенном здании ГЭС с горизонтальным капсульными агрегатами высота подводного массива агрегатного блока от подошвы основания до верха съемной герметической
крышки люка в перекрытии водослива определяется габаритами проточной части агрегата,
заглубленного под уровень нижнего бьефа в соответствии с принятым Hs и с учетом необходимости заглубления на 0.5 м верхней кромки нижнего бьефа, толщиной герметической
плиты (с обтекателем), высотой помещения над агрегатом, позволяющей разместить требуемый тип маслонапорной установки системы регулирования агрегата, толщиной перекрытия, отделяющей помещения от водослива и толщиной фундаментной плиты. При необходимости размещения водослива с требуемой высотой переливающегося слоя, заглубление
Hs принимается больше, чем это требуется по условию бескавитационной работы гидротурбин.
Необходимость и целесообразность такого увеличения обосновывается техникоэкономическим расчетом.
В здании ГЭС с ковшовыми гидротурбинами высота подводного массива агрегатного блока от подошвы основания до верха перекрытия отводящей камеры определяется высотой отводящей камеры с перекрытием и толщиной фундаментной плиты.
При этом высотное положение ковшовых гидротурбин определяется по условиям
незатопления оборудования и надворных помещений здания ГЭС при высоких уровнях воды в отводящем канале.
По опытным данным расстояние от поверхности воды в отводящем канале до оси
струи рекомендуется принимать не менее одного диаметра рабочего колеса во избежание
потерь энергии, возникающей вследствии влияния вихревой неуспокоенности воды в отводящем канале. При значительных колебаниях уровней воды в нижнем бьефе, возможно
рассматривать установку рабочего колеса ниже наивысшего уровня воды в отводящем канале, предусматривая отжатие воды из кожуха гидротурбины с помощью сжатого воздуха.
Д.4 Определение количества и требуемой грузоподъемности кранов машинного
зала для обслуживания гидроагрегата, необходимых приближений и высот
подъемных крюков (подвесок) и отметок подкрановых путей
Определение количества и требуемой грузоподъемности кранов машинного зала для
обслуживания гидроагрегата.
При массе наиболее тяжелого монтажного узла агрегата более 500 т рекомендуется
предусматривать для его транспортировки два крана и специальное захватное приспособление – траверсу.
При числе агрегатов 4 и более также рекомендуется предусматривать два крана одинаковой грузоподъемности равной половине массы максимального груза.
Суммарная грузоподъемность главных крюков (подвесок) кранов машинного зала
определяется по массе наиболее тяжелого монтажного узла агрегата ротора гидрогенератора с приспособлением для его подъема и транспортировки.
Ротор гидрогенератора подвесного типа транспортируется кранами совместно с валом.
Ротор гидрогенератора зонтичного типа транспортируется кранами без вала.
При разъемной конструкции ротора гидрогенератора (имеет монтажный разъем
между спицами и ободом) наиболее тяжелым монтажным узлом агрегата может оказаться
либо рабочее колесо турбины (в сборе), либо статор гидрогенератора (в сборе), если предусматривается его сборка не в собственном кратере.
258
СТО РусГидро 01.01.78-2012
Грузоподъемность крюка вспомогательного подъема рекомендуется назначать из
условия обслуживания вала, частей статора гидрогенератора, втулки ротора гидрогенератора, при этом крюк рекомендуется принимать двурогим.
Для стандартных кранов, по согласованию с заводом допускается их изготовление с
механизмами вспомогательного подъема грузоподъемностью больше установленной по
нормативам.
Краны рекомендуется оснащать дополнительными электрическими талями грузоподъемностью 5-10 т с передвигающимися по монорельсу (подвешенному к балке моста
крана) и управляемыми из кабины.
Определение требуемых приближений и высот подъемов крюков (подвесок) кранов
машинного зала для обслуживания гидроагрегата.
Для разрешения зоны, обслуживаемой крюками (подвесками) кранов, рекомендуется
при проектировании специальных кранов принимать горизонтальное приближению крюков
(подвесок) к осям подкрановых рельсов и торцевым стенам здания ГЭС (ГАЭС) минимально возможным.
В случае установки в машинном зале двух кранов с целью расширения зоны обслуживания рекомендуется их тележки разворачивать на 180° по отношению друг к другу, монорельсы с электрическими талями устанавливать на наружных фермах (мостах) кранов.
Также следует рассматривать применение специальных мостовых кранов с одной тележкой,
снабженной двумя механизмами для подъема одинаковой грузоподъемности равной половине переносимого груза.
Нижнее положение главного крюка (подвески) крана рекомендуется принимать:
- на отметках оси поворота лопастей рабочего колеса (для вертикальных турбин с
рабочими колесами типа Пр,Пл);
- на отметке средней линии направляющего аппарата (для вертикальных турбин с
рабочими колесами типа РО и Д);
- на отметке оси агрегата (для горизонтальных гидротурбин);
- на отметке оси подводящего трубопровода (для вертикальных ковшовых гидротурбин).
Нижнее положение вспомогательного крюка крана рекомендуется принимать:
- на отметке верха облицовки конуса отсасывающей трубы (для вертикальных гидротурбин);
- на отметке низа подводящей камеры (для горизонтальных гидротурбин).
Высота подъема крюка электрической тали определяется условиями обслуживания
вспомогательного оборудования и закладывается в пределах серийно обеспечиваемых промышленностью.
Определение требуемых отметок подкрановых путей мостовых кранов машзала.
Отметка подкрановых путей мостовых кранов определяется условиями транспортировки наиболее габаритных монтажных узлов гидроагрегата принятыми кранами с применением жестких захватных приспособлений. При этом приближение транспортируемых
кранами монтажных узлов к строительным конструкциям и оборудованию принимается по
горизонтали 1,0 м, по вертикали 0,5 м.
Д.5 Компоновка агрегатного блока с вертикальным гидроагрегатом для ГЭС с
ПЛ, Пр, Д и РО гидротурбинами
Определяются габаритные размеры проточной части гидротурбины и выполняются
ее чертежи (поперечный разрез и план) применительно к выбранной отметке заглубления
оси рабочего колеса гидротурбины под уровень воды в нижнем бьефе.
На предварительных стадиях проектирования габариты проточной части рекомендуется определять по соответствующему нормативу на гидротурбины.
Определяются габариты турбинной шахты, обеспечивающие условия размещения
средств механизации в шахте для обслуживания деталей, расположенных на крышке гидро259
СТО РусГидро 01.01.78-2012
турбины, входа персонала в шахту работающего агрегата, выполнения осмотров, ремонтных работ в шахте, а также демонтажа крышки гидротурбины.
На предварительных стадиях проектирования рекомендуется диаметр шахты принимать равным 1,4 Д р.к. Высота шахты гидротурбины (размер от площадки обслуживания на
крышке до перекрытия шахты гидротурбины) должна обеспечить проход в шахту (высотой
в свету не менее 2,0 м, шириной 1,2÷1,4 м) и установку ручной кран-балки г/п 3÷5 тс над
входом в шахту. Предварительно, высоту шахты рекомендуется принимать не менее 3,0 м.
Если принимаются бетонные спиральные камеры с сечениями, частично или полностью развитыми вверх, или применяются металлические спиральные камеры, то устройство
входа в шахту рекомендуется предусматривать у носка спирали, где сечения ее минимальны. В противном случае, придется существенно увеличивать высоту шахты, а, следовательно, и турбинный вал агрегата.
Окончательные размеры турбинной шахты принимаются по проектам заводовизготовителей гидротурбины и гидрогенератора, согласованным с генпроектировщиком.
Определяются габаритные размеры гидрогенератора и его фундамента и наносятся
на чертежи с проточной частью гидротурбины и турбинной шахтой.
На предварительных стадиях проектирования габаритные размеры гидрогенератора
рекомендуется определять используя данные изготовленных заводами-изготовителями аналогов-гидрогенераторов.
Окончательные размеры гидрогенератора принимаются по проектам заводаизготовителя гидрогенератора.
Определяются габаритные размеры предтурбинного затвора (в случае его применения), определяется место его установки и он наносится на чертежи с проточной частью
гидротурбины, турбинной шахтой и гидрогенератором. Расстояние до фланца предтурбинного дискового затвора от оси гидрогенератора должно быть не менее 1,8 Д р.к. для напоров меньших 100 м и 2,0 Д р.к. для напоров более 200 м. Расстояние между шаровым затвором и спиральной камерой определяется конструктивно. Монтажный патрубок предтурбинного затвора размещается между затвором и спиральной камерой.
На предварительных стадиях проектирования габаритные размеры дисковых и шаровых затворов рекомендуется определять используя данные изготовленных отечественными заводами затворов-аналогов.
Определяется требуемое оборудование системы регулирования (регулятор скорости
в комплекте с маслонапорной установкой (МНУ)), выполняется ее компоновка на поперечном разрезе и плане агрегатного блока здания ГЭС по гидроагрегату.
Определяется ширина машинного зала и привязка вертикальной оси агрегата к стенам здания со стороны верхнего и нижнего бьефов.
Внутренняя поверхность напорной стены со стороны верхнего бьефа (или подкрановой колоны) устанавливается от вертикальной оси агрегатов на расстоянии, позволяющем
принятым грузоподъемным кранам обслуживать крайние воздухоохладители генератора и
предтурбинный затвор (в случае его применении и установки в машинном зале).
Расстояние от вертикальной оси до внутренней грани колоны со стороны нижнего
бьефа определяется с таким расчетом, чтобы эта колонна покоилась на бетонном массиве за
пределами спиральной камеры. Опирание подкрановых колонн на перекрытие спиральной
камеры или турбинного водовода не рекомендуется. При этом приближение крюков грузоподъемных кранов к стене здания со стороны нижнего бьефа должно обеспечивать обслуживание крайних воздухоохладителей гидрогенератора и транспортировку наиболее габаритных узлов агрегата. Между кожухом гидрогенератора и колонной со стороны нижнего
бьефа предусматривается сквозной (вдоль всего здания) проход шириной (в свету) не менее
2,0 м.
Полученный с учетом выполнения вышеуказанных условий размер от внутренней
поверхности стены (грани колонны) со стороны верхнего бьефа до внутренней грани колонны со стороны нижнего бьефа определяет минимальный пролет здания (в свету) и про260
СТО РусГидро 01.01.78-2012
лет мостовых кранов машзала (в случае их применения).Требуемый пролет здания и кранов
определяется в соответствии с условиями проноса монтажных узлов оборудования.
На поперечном разрезе агрегата наносят подход к люку в конусе отсасывающей трубы (шириной 1,4 м, высотой 2,0) для доступа персонала и доставки ремонтных подмостей
(для рабочих колес типа Пл, Пр и Д), материалов и инструмента для производства осмотра
и ремонта рабочих колес без их демонтажа.
Выбирается система осушения проточной части и на чертежах наносятся ее приемные устройства и сливной коллектор (потерна). При необходимости, корректируется толщина фундаментной плиты в месте расположения сливного коллектора (потерны).
Д.6 Особенности компоновок гидроагрегатов ГАЭС
Широкий диапазон напоров, при которых строятся ГАЭС (примерно от 20 до 1400
м), предопределяет необходимость применения различных схем гидросилового оборудования:
При высоких напорах и требовании высокой маневренности применяется трехмашинная схема, когда гидротурбины, двигатель-генератор и многоступенчатый насос устанавливается на общем валу, с одним направлением вращения.
Эта схема применяется при установке ковшовых и радиально-осевых гидротурбин,
как с вертикальным, так и с горизонтальным валом.
Наиболее распространенный двухмашинный агрегат ГАЭС состоит из обратимой
(насос-турбины) гидромашины, жестко соединенной с реверсивной (двигатель-генератор)
электромашинной. Работа двухмашинных агрегатов в турбинном и насосном режимах происходит при противоположных направлениях вращения.
Обратимый гидроагрегат обычно создается в вертикальном исполнении (кроме капсульных обратимых гидроагрегатов).
В зависимости от напора двухмашинные гидроагрегаты оборудуются либо поворотно-лопастными (диагональными), либо радиально-осевыми насосо-турбинами.
Обратимые одноступенчатые гидроагрегаты наиболее полно соответствуют по напору условиям на большинстве выявленных в России площадок ГЭАС, их установка в этих
условиях является предпочтительной и по энергетическим показателям.
Компоновка обратимых гидроагрегатов в агрегатном блоке ГАЭС отличается от
компоновки аналогичных гидроагрегатов ГЭС лишь необходимостью значительно большего заглубления насосо-турбины под горизонт воды в нижнем бассейне и дополнительного
размещения в агрегатном блоке пусковых устройств.
Д.7 Компоновка системы регулирования гидротурбины ГЭС (ГАЭС)
При компоновке в агрегатном блоке регулятора скорости и МНУ место их установки
определяют из условий:
- удобства их обслуживания во время эксплуатации;
- получения более простой (с меньшим количеством изломов) и короткой трассы
трубопроводов системы регулирования высокого давления.
Рекомендуется обращать особое внимание надежному закреплению трубопроводов
системы регулирования на всей трассе и определению конструкции узлов крепления, а также размещению опор крепления.
На ГЭС (ГАЭС) с радиально-осевыми гидротурбинами МНУ выбираются общими
для агрегата и предтурбинного затвора и устанавливаются как можно ближе к сервомоторам направляющего аппарата и предтурбинному затвору (при его установке в пределах агрегатного блока).
На ГЭС (ГАЭС) с гидроагрегатами небольшой мощности (до 15 МВт) рекомендуется
рассматривать возможность установки одной МНУ на два агрегата.
При установке МНУ на отметках ниже пола машинного зала, в перекрытии машинного зала предусматриваются монтажные проемы над котлами и баками. На время посто261
СТО РусГидро 01.01.78-2012
янной эксплуатации предусматривается возможность замены только насосных агрегатов
МНУ.
Д.8 Компоновка электротехнического оборудования в блоке гидроагрегата
Компоновка электротехнического оборудования в блоке гидроагрегата определяется
главной электрической схемой электростанции, типом здания ГЭС и общими компоновочно-техническими условиями.
Соединения между генераторами и трансформаторами для условий конкретной
станции определяются главной электрической схемой.
В зависимости от типа здания, количества блоков и типа повышающих трансформаторов определяется место установки последних.
Повышающие трансформаторы располагаются на открытых площадках у продольных стен здания станции со стороны верхнего или нижнего бьефов. При этом учитывается
тип и направление выводов высокого напряжения в направлении распределительного
устройства, а также компоновочные решения, принятые для оборудования генераторного
напряжения.
На гидроэлектростанциях с числом повышающих трансформаторов до двух рассматривается также вариант их установки у одной из торцевых стен здания станции или в
районе монтажной площадки с одновременным технико-экономическим обоснованием увеличения и неоднотипности генераторных токопроводов.
В случаях использования распределительных устройств высокого напряжения с элегазовой изоляцией (SF6), располагаемых в помещениях здания станции и примыкающих к
ней, рассматриваются варианты закрытой установки блочных трансформаторов.
Для подземных ГЭС при больших сложностях устройства токопроводов связи генераторов с трансформаторами, устанавливаемыми на поверхности, трансформаторы устанавливаются в машинном зале, помещении затворов или в специальном трансформаторном
помещении. Данное решение обосновывается соответствующим технико-экономическим
расчетом и требованиями безопасности.
При выборе трассы токопроводов связи генератора с повышающим трансформатором учитываются следующие основные факторы:
- наличие в цепи генератора выключателя или другого коммутирующего оборудования (разъединители, выключатели нагрузки и т.п.);
- наличие в цепи генератора коммутирующего комплекса (по типу КАГ), требующих
специальных компоновочных решений по их установке и положению в распредустройстве
генераторного напряжения;
- тип схемы возбуждения и особенности установки трансформаторного оборудования системы возбуждения;
- направление и высотные отметки главных и нейтральных выводов генератора;
- наличие отпаек к трансформаторным подстанциям собственных нужд;
- надежность работы и безопасность обслуживания, возможности производства ремонтных работ, расширения и модификации.
В зависимости от типа коммутационного оборудования в генераторной цепи (маломасляный или воздушный выключатель, КАГ и т.п.) определяется компоновка этого оборудования с возможностью удобства его монтажа, обслуживания, ремонта и подсоединения
токопроводов.
Особенности компоновки оборудования генераторного напряжения станции с капсульными агрегатами определяются обособленностью помещений с этим оборудованием от
агрегатного блока. В этом случае рекомендуется рассматривать вариант кратчайших трасс
малогабаритных токопроводов, выходящих из генератора, и создание компактного распределительного устройства генераторного напряжения, по возможности на одной горизонтальной отметке, экранированных токопроводов и комплект распределительных устройств
с использованием промышленных открытых или закрытых токопроводов.
262
СТО РусГидро 01.01.78-2012
Компоновку щита возбуждения агрегата рекомендуется выполнять с учетом следующих основных факторов:
- удобство обслуживания и короткие эксплуатационные связи с агрегатным и блочным щитами управления;
- возможно короткие длины токопроводов или кабельных линий постоянного и переменного тока (выводы цепей ротора и связи с трансформаторным оборудованием);
- наличие кабельных сооружений вблизи места расположения щита и возможность
создания кабельных трасс в пределах агрегатного блока, позволяющих обеспечить
наименьший расход кабелей и их сохранность от механических повреждений, перегрева и
перекрещивание между собой, с трубопроводами и пр.;
- наличие свободных подходов для обслуживающего персонала, возможность применения средств малой механизации при производстве ремонтных работ;
- возможность создания равномерного нормируемого освещения обслуживаемых
сторон панелей щита.
Щиты возбуждения, по возможности, размещаются на тех же отметках здания станции, где расположено высоковольтное и другое оборудование системы возбуждения.
Агрегатные и блочные щиты управления (АЩУ и БЩУ) на ГЭС (ГАЭС) рекомендуется размещать на отметке машинного зала с максимальным приближением к кабельным
сооружениям (туннели, коридоры и т.п.).
При компоновке агрегатных и блочных щитов рекомендуется учитывать следующие
факторы:
- общее архитектурно-планировочное решение машинного зала, психологические и
физиологические возможности обслуживающего персонала;
- расположение эксплуатационных связей с другими отметками станции, где размещено основное электротехническое оборудование;
- кабельные трассы к главному щиту управления, общестанционным пунктам автоматизации, щитам возбуждения, центру автоматизированной системы управления и т.п.;
- наличие свободных проходов к панелям щитов со всех необходимых сторон обслуживания;
- возможность хорошего обзора приборов с целью их точного считывания;
- возможность создания равномерного искусственного и естественного освещения
обслуживаемых сторон щита с обеспечением необходимой нормативной освещенности.
Аппаратуру защиты, автоматики и управления вспомогательными системами агрегата рекомендуется размещать на едином щите, или в отдельных шкафах, расположенных
вблизи оборудования систем. При этом необходимо учитывать возможность создания оптимально удобных и кратчайших трасс кабелей от этих щитов до потребителей.
При компоновке электротехнического оборудования в блоке гидроагрегата следует
учитывать необходимость поэтапного ввода агрегатов и необходимость обеспечения работоспособности агрегатов при незавершенном строительстве очередных блоков.
Д.9 Использование помещений, образующихся в агрегатном блоке для
размещения вспомогательного оборудования
В помещениях агрегатного блока рекомендуется располагать в первую очередь
вспомогательное гидросиловое оборудование, которое предусматривается для обслуживания данного агрегата. К такому оборудованию относится: лекажные агрегаты, оборудование техводоснабжения агрегата (насосы, эжекторы, фильтры водяные) трубная обвязка с
арматурой, аппаратура управления, оборудование системы внутрипроводникового жидкостного охлаждения статора и ротора гидрогенератора (для гидрогенераторов с водяным
охлаждением), воздуходувки с воздухосборниками, трубной обвязкой и арматурой для системы перевода гидроагрегата в режим синхронного компенсатора, оборудование масловодяного охлаждения тиристоров системы возбуждения (при тиристорном возбуждении с водяным охлаждением), насосные агрегаты с аппаратурой управления и приемниками для
263
СТО РусГидро 01.01.78-2012
удаления дренажных вод из помещений, дистанционные приводы клапанов системы опорожнения проточной части агрегатов.
В агрегатном блоке ГЭС (ГАЭС) с вертикальными гидроагрегатами образуются помещения вокруг кожухов гидрогенераторов (в зависимости от высотных размеров гидрогенератора эти помещения могут быть выполнены в два этажа). На крупных русловых ГЭС
над отсасывающими трубами образуются значительные по площади помещения, расположенные в несколько этажей.
На приплотинных ГЭС при установке трансформаторов, со стороны верхнего бьефа,
предусматриваются соответствующие помещения под местом установки трансформаторов.
Наиболее дорогой ценой достаются помещения в зданиях ГЭС (ГАЭС) имеющих
подземный машинный зал. Не рекомендуется увеличение ширины машинного зала сверх
размеров, требующихся по условиям размещения и обслуживания основного гидросилового оборудования. В отдельных, специально обоснованных случаях, из-за необходимости
размещения агрегатного вспомогательного оборудования рассматривают возможность увеличения расстояния между соседними гидроагрегатами.
При компоновке оборудования в агрегатном блоке рекомендуется, по возможности,
разделять зоны размещения основного оборудования генераторного напряжения (токопроводы, выключатели, разъединители, КАГи, измерительные трансформаторы, высоковольтное оборудование возбуждения и т.п.), а также щитовых устройств управления и автоматики агрегатов, системы возбуждения и собственных нужд агрегата от зоны размещения
вспомогательного гидросилового оборудования.
При этом зоны размещения перечисленного выше электротехнического оборудования целесообразно размещать со стороны установки повысительных трансформаторов
(сторона нижнего или верхнего бьефа), за исключением случаев установки повысительных
трансформаторов в торцевой части здания ГЭС (ГАЭС).
Оборудование водяного охлаждения рекомендуется располагать в помещениях,
примыкающих к месту забора технической воды. Наиболее подходящими для этого являются помещения над отсасывающими трубами с забором воды из спиральной камеры турбины. Высота помещений водяного охлаждения гидроагрегатов определяется из условий
обслуживания водяных фильтров (разборка, очистка сеток) с помощью средств малой механизации.
Арматура водосливных коллекторов из проточной части гидротурбины, дистанционные приводы управления этой арматурой назначается и устанавливается в зависимости
от принятой схемы системы охлаждения.
На русловых и приплотинных ГЭС, расположенных на мягких грунтах, где предусматривается фундаментная плита значительной толщины, рекомендуется рассматривать
целесообразность применения схемы опорожнения с двумя потернами (в этом случае арматура размещается в «сухой» потерне). Там, где фундаментная плита имеет незначительную
толщину, рекомендуется сливной коллектор из отсасывающих труб располагать под отсасывающими трубами (желательно в пределах колена отсасывающей трубы), сливной коллектор соединить с отсасывающей трубой с помощью сливного клапана (двух сливных
клапанов для крупных гидроагрегатов), а дистанционный привод (приводы) клапана (клапанов), выводится в ближайшее помещение над отсасывающими трубами. Поперечное сечение сливного коллектора рекомендуется выбирать из условий возможности очистки его
ручным способом во время эксплуатации.
Оборудование масловодяного охлаждения трансформаторов (теплообменники с
трубной обвязкой и арматурой) рекомендуется располагать в непосредственной близости к
месту установки обслуживаемого трансформатора, но располагать их в помещениях имеющих более низкую отметку, чем перекрытие, на котором устанавливаются трансформаторы.
Воздухосборники и воздуходувки с трубной обвязкой и арматурой для системы перевода гидроагрегата в режим синхронного компенсатора желательно располагать в поме264
СТО РусГидро 01.01.78-2012
щениях, из которых осуществляется вход в шахту гидротурбины. Воздухосборники и воздуходувки могут устанавливаться в разных помещениях (желательно, чтобы воздуходувка
располагалась по возможности ближе к шахте гидротурбины). При этом должны быть выполнены условия, при которых разрешается установка воздухосборников в помещениях
здания ГЭС (ГАЭС).
Насосные агрегаты с приямками для удаления дренажных вод из помещений рекомендуется устанавливать в помещениях агрегатного блока, имеющих наиболее низкую отметку, с тем, чтобы организовать сбор дренажа из всех помещений в приямки дренажных
насосов самотеком.
В зависимости от местных условий, дренажные насосные агрегаты могут обслуживать разное число агрегатных блоков.
Во все помещения, где расположено вспомогательное оборудование, предусматривается возможность доставки и удобной транспортировки оборудования и материалов, с
применением средств малой механизации, автопогрузчиков, электрокаров, электрических
талей и т.п.
Д.10 Требования к строительной части здания ГЭС (ГАЭС) при установке
кранов
При установке кранов в машинном зале учитываются требования, изложенные в
Правилах Ростехнадзора, предъявляемые к строительной части, а именно:
- расстояние от верхней точки грузоподъемной машины до потолка здания, нижнего
пояса строительных ферм или предметов, прикрепленных к ним, а также до нижней точки
другой грузоподъемной машины, работающей выше, должно быть не менее 100 мм с учетом прогиба ферм или пространственных конструкций, поддерживающих перекрытие машинного зала;
- расстояние от настила площадок и галереи мостовых кранов, за исключением
настила концевых балок и тележек для сплошного перекрытия или подшивки крыши, до
нижнего пояса строительных ферм и предметов, прикрепленных к ним, а также до нижней
точки крана, работающего выше, должно быть не менее 1800 мм;
- расстояние от выступающих частей торцов крана до колонны и стен здания, перил
проходных галерей должно быть не менее 60 мм. Это расстояние следует устанавливать
при сжатых буферных устройствах крана и торцевых упоров;
- расстояние от нижней габаритной точки грузоподъемной машины (не считая грузозахватного органа) до пола машзала или площадок, на которых во время работы крана могут находиться люди (за исключением площадок, предназначенных для ремонта крана и
посадки крановщика) должно быть не менее 2-х м;
- расстояние от нижних выступающих частей грузоподъемной машины (не считая
грузозахватного органа) до расположенного в зоне ее действия оборудования должно быть
не менее 400 мм;
- расстояние от выступающих частей кабины управления или кабины обслуживания
троллеев до стены, оборудования, трубопроводов, выступающих частей здания, колонн,
крыш подсобных помещений и др. предметов, относительно которых кабина перемещается,
должно быть не менее 400 мм;
Площадки и лестница для посадки на мостовые краны располагаются у торцов машинного зала. При длине машинного зала более 300 м дополнительно предусматривается
площадки и лестницы для посадки в кабины кранов с расстоянием между ними 200÷300 м.
Лестницы принимаются шириной не менее 600 мм и выполняются с углом наклона
к горизонту не более 60°.
На вертикальных лестницах, а также лестницах с углом наклона к горизонту более
75° при высоте более 5 м, начиная с высоты 3 м, устанавливаются ограждения в виде дуг.
Дуги должны располагаться на расстоянии не более 800 мм друг от друга и соединяться
265
СТО РусГидро 01.01.78-2012
между собой не менее чем тремя продольными полосами. Расстояние от лестницы до дуги
принимается не менее 700 мм и не более800 мм при радиусе дуги 350÷400 мм.
Галереи для прохода вдоль кранового пути снабжаются перилами со стороны пролета и с противоположной стороны, если нет стены. Галерея на открытой эстакаде может
снабжаться перилами только с наружней стороны (противоположной пролету).
Ширина прохода (в свету) по галерее принимается не менее 500 мм, а высота не менее 1800 мм.
В местах расположения колонн обеспечивается проход сбоку или в теле колонны
шириной не менее 500 мм и высотой 1800 мм.
Каждая галерея должна иметь выходы на лестницы не реже чем через 200÷300 м.
Для входа в кабину управления мостового крана устанавливается посадочная площадка со стационарной лестницей.
Пол посадочной площадки располагается на одном уровне с полом кабины. Зазор
между посадочной площадкой и порогом двери кабины принимается не менее 60 мм и не
более 150 мм.
Допускается устройство посадочной площадки ниже уровня пола кабины, но не более чем на 250 мм.
Приближение транспортируемых кранами деталей по горизонтали к строительным
конструкциям и оборудованию рекомендуется принимать не менее1000 мм.
При перемещении крана с грузом, последний должен быть поднят не менее чем на
0,5 м выше встречающихся по пути препятствий.
Толлейные провода, расположенные вдоль кранового пути, выполняют недоступными для случайного к ним прикосновения с моста крана, лестниц, посадочных площадок и
других площадок, где могут находиться люди, что должно обеспечиваться соответствующим их расположением или посредством устройства сетчатых ограждений.
Конструкция подкрановых путей должна позволять рихтовку рельса. Если ожидаются значительные осадки и смещения отдельных секций сооружений, то подкрановые пути
над осадочными швами снабжаются специальными переходными балками.
Д.11 Основные положения по проектированию монтажной площадки в здании
ГЭС (ГАЭС)
Монтажная площадка предназначена для обеспечения необходимых условий при
монтаже, демонтаже и ремонтах основного и вспомогательного оборудования ГЭС (ГАЭС)
во время эксплуатации. Монтажная площадка используется также и при первоначальном
монтаже основного и вспомогательного оборудования.
Монтажная площадка является продолжением машинного зала, обычно имеет одинаковые с ним отметки и обслуживается теми же кранами.
Монтажную площадку рекомендуется размещать у того берега, на котором расположены транспортные магистрали (железная дорога или автодорога), для совмещения разгрузки и монтажа оборудования.
Въезд на монтажную площадку предусматривается таким образом, чтобы железнодорожная платформа (вагон) или автомашины могли обслуживаться крюками крана машинного зала соответствующей грузоподъемности. Рекомендуется, насколько это возможно, разделить транспортную и рабочую зоны, чтобы избежать потока грузов над местами
сборки узлов гидроагрегата (особенно стенда или сборки ротора).
Требуемый размер ворот на монтажную площадку определяется габаритными размерами главного повышающего трансформатора (при ревизии трансформатора на монтажной площадке) или наиболее габаритным узлом гидроагрегата с упаковкой в транспортном
положении с учетом 200 мм зазоров с каждой стороны.
Полезная площадь монтажной площадки, обслуживаемая крюками кранов, принимается таких размеров, чтобы обеспечить условия для проведения ремонта одного гидроагре266
СТО РусГидро 01.01.78-2012
гата и одного главного повышающего трансформатора с учетом очередности производства
работ.
Габариты монтажной площадки должны обеспечивать возможность одновременной
раскладки (с учетом необходимых ~ 1,5 м проходов для обслуживания) ротора гидрогенератора, рабочего колеса гидротурбины, вала агрегата, подпятника, крышки турбины, а
также размещения главного повышающего трансформатора и «колокола» трансформатора
(верхняя часть бака трансформатора) в зоне, обслуживаемой крюками кранов соответствующей грузоподъемности.
При составлении схем раскладки узлов агрегата на монтажной площадке не допускается размещение люков и проемов в зонах сборки важнейших узлов агрегата.
Для сборки и выполнения ремонтных работ рабочих колес Пл гидротурбин и разъемных колес РО гидротурбин в перекрытии пола монтажной площадки устанавливаются
стационарные металлические монтажные плиты, для стенда сборки ротора гидрогенератора
– закладные металлические плиты.
Для перекатки главных повышающих трансформаторов с места установки на монтажную площадку предусматриваются специальные рельсовые пути, обслуживаемые на
монтажной площадке крюками кранов требуемой грузоподъемности.
Если представляется возможным по условиям планировки прилегающей к ГЭС
(ГАЭС) территории, отметку пола монтажной площадки принимают одинаковой с отметкой
пола машинного зала. В этом случае часть пола агрегатного блока, примыкающего к монтажной площадке, так же используется для раскладки оборудования во время ремонтов.
Размещение пола монтажной площадки и машзала на разных отметках сокращает
полезную площадь, используемую для раскладки оборудования.
Во время первоначального монтажа рекомендуется в качестве дополнительной монтажной площадки использовать блоки агрегатов, примыкающих к монтажной площадке.
Кратеры агрегатов в этих блоках на время их использования в качестве монтажных площадей закрываются временными перекрытиями, рассчитанными на монтажные нагрузки.
Нагрузки на перекрытия монтажной площадки определяются массой и габаритами
монтируемого оборудования, как в эксплуатационный период, так и во время первоначального монтажа.
Составляются схемы раскладки оборудования с учетом необходимых проходов и зон
обслуживания крюками подъемных кранов в эксплуатационный период на основной монтажной площадке и на период первоначального монтажа на основной монтажной площадке
и на временных монтажных площадках.
Д.12 Конструктивные меры по обеспечению безопасной эксплуатации здания
ГЭС
Здания ГЭС и ГАЭС I и II классов с числом агрегатов более четырех при отсутствии
предтурбинных аварийных затворов должны иметь секционную компоновку с размещением в каждой секции не более четырех гидроагрегатов. Секции в подводной части здания
должны быть разделены капитальными водонепроницаемыми стенами. Переходы между
секциями должны быть оборудованы герметическими дверями. Все технологические проходки через разделительные перегородки должны быть загерметизированы.
Электропомещения в зданиях ГЭС и ГАЭС I и II классов должны быть отделены от
машинного зала капитальной стеной с водонепроницаемыми дверями. Системы управления, связи и защиты должны устанавливаться на безопасных отметках или в помещениях,
защищенных от затопления в аварийной ситуации.
На всех ГЭС административные, бытовые помещения и ремонтные мастерские с постоянным пребыванием персонала не должны располагаться в помещениях агрегатной части и/или монтажной площадки, расположенных ниже уровня нижнего бьефа. При невозможности или при крайней необходимости размещения таких помещений в здании станции
267
СТО РусГидро 01.01.78-2012
ниже уровня нижнего бьефа, эти помещения должны иметь запасные выходы на незатопляемые отметки.
Галереи в зданиях ГЭС и ГАЭС, расположенные ниже уровня нижнего бьефа должны иметь два выхода. Все производственные помещения должны быть оборудованы самооткрывающимися дверями, открывающимися из помещения.
Должны быть предусмотрены запорные устройства со стороны нижнего бьефа на
технологических отверстиях, отводящих воду в нижний бьеф.
Помещения насосных установок, запорных устройств системы откачки должны
иметь изолированный выход на незатопляемую отметку. Если по компоновочным условиям нельзя обеспечить изолированные выходы из указанных помещений, следует предусматривать на выходах защитные герметические двери.
Количество и размеры кабельных сооружений вдоль ГЭС и к ОРУ должны предусматривать возможность раздельной прокладки взаиморезервируемых кабелей, исключающих при пожаре одновременную потерю этих кабелей. Кабельные сооружения должны
быть изолированы от оборудования, средств управления и исключать доступ в них посторонних лиц.
При проектировании компоновки агрегатных блоков, размещения оборудования и
технологических систем в здании станции должны быть разработаны и зафиксированы на
чертежах схемы и пути вывода работников из любой зоны, в которой может возникнуть
опасность чрезвычайной ситуации (затопление, или иное) на отметки выше возможного затопления или других видов опасности.
268
СТО РусГидро 01.01.78-2012
Приложение Е
(справочное)
Анализ риска технологических систем
Таблица Е.1
Система
Подводящая деривация
Идентификация риска
1. Сбои в функционировании аварийно-ремонтных
затворах
2. Разрыв открытого металлического
трубопровода
Система осушения
проточной части
агрегатов
1. Вероятность
затопления самой
насосной станции
2. Засорение приемных решеток
3. Работа насосов
«всухую»
Возможные последствия риска:
локальные; системные; общестанционные
системная
Средства фиксации
риска
Средства предупреждения
риска, принятые в проекте
Требуемые действия
персонала при эксплуатации для
предотвращения
риска
Контроль работоспособности систем
привода и управления, состояния затвора и пазов
Контроль работоспособности противоударных защит,
геометрии положения трубопровода,
состояния антикоррозийных защит
Средства контроля
функционирования
оборудования
- резервное электропитание
-местный пульт управления
- способность погружения в
текущую воду
общестанционная
КИА за состоянием
трубопровода и
гидравлическим
режимом
Локальные
Датчики уровня
-автоматическое ограничение величины гидравлического удара
-автоматизация закрытия
аварийного затвора при
разрыве трубопровода
-эксплуатация трубопровода в режиме установленных
критериальных параметров
1.
Вынос насосной
станции на незатопляемую
отметку
Контроль состояния
2.
Продувка решевсей системы
ток воздухом под давлением
3.
Установка резервного датчика уровня
269
СТО РусГидро 01.01.78-2012
Система
Система откачки
дренажа здания
ГЭС
Система водяного
охлаждения агрегатов
Система охлаждения трансформаторов
Система турбинного маслохозяйства
Идентификация риска
Вероятность отказа
насосных агрегатов
Возможные последствия риска:
локальные; системные; общестанционные
Общестанционные,
возможно системные
1. Вероятность отказа насосных агрегатов
2. Засорение реше- Локальные
ток
3. Засорение фильтров
1. Вероятность отказа насосных агрегатов
2. Засорение реше- Локальные
ток
3. Засорение фильтров
Вероятность разрыва
Общестанционные
маслобака
Система пневмохо- Вероятность затопзяйства здания
ления компрессор-
Общестанционные
Средства фиксации
риска
Средства предупреждения
риска, принятые в проекте
Датчики уровня
1. Резервирование
2. Перелив в систему осушения проточной части
3. Установка резервного
датчика уровня
1. Датчик давления
2. Датчик перепада давления
3. Датчик перепада давления
Сигнализация работоспособности
насосов
Датчики уровня
Датчики затопления помещений
1. Резервирование
Требуемые действия
персонала при эксплуатации для
предотвращения
риска
Контроль состояния
контрольной аппаратуры, системы питания, управления и
оборудования
Контроль состояния
и работоспособности всей системы
1. Резервирование
Контроль состояния
и работоспособности
всей системы
Вынос маслосклада и аппаратной маслохозяйства на
незатопляемую отметку
Контроль состояния
всей системы, защита от постороннего
воздействия
Вынос компрессорной
станции на незатопляемую
Контроль состояния
оборудования, си270
СТО РусГидро 01.01.78-2012
Система
Идентификация риска
ГЭС
ной станции
Возможные последствия риска:
локальные; системные; общестанционные
Средства фиксации
риска
Средства предупреждения
риска, принятые в проекте
отметку
КРУЭ 500 кВ
Разгерметизация отсека КРУЭ
1. Появление
элегаза в помещение КРУЭ
2. Отключение
соединений 500 кВ
главной схемы, зависящих от состояния отсека
3. Возможное
ограничение мощности, выдаваемой
в энергосистему
Силовой блочный
трансформатор
Пожар в трансформаторе
Повреждение
трансформатора,
Отключение выключателей 500кВ,
изолирующих поврежденный отсек.
Сигнал системы
контроля плотности элегаза в данном отсеке.
Сигнал системы
контроля утечек
элегаза в помещении КРУЭ
1. Система обнаружения пожара
1. Повышение надежности схемы КРУЭ и подключение присоединений
более чем через один выключатель
2. Разделение КРУЭ на
отсеки, обеспечивающее
минимизацию количества
отключаемых присоединений
При аварии:
1. Контроль плотности
элегаза в каждом отсеке
2. Контроль утечки элегаза в помещении КРУЭ с
соответствующим оповещением персонала
Система диагностики состояния трансформатора.
Требуемые действия
персонала при эксплуатации для
предотвращения
риска
стем контроля и
управления, защита
от постороннего
воздействия
Следовать инструкциям по эксплуатации КРУЭ
Повышение квалификации ремонтного
персонала, привлекаемого к проведению работ
Недостаточный уровень эксплуатации
271
СТО РусГидро 01.01.78-2012
Система
КРУЭ 6 кВ, получающее питание от
двух ТСН 35/6 кВ
Идентификация риска
Отказ выключателя
присоединения 6 кВ,
питающего
ТСН
6/0,4 кВ трансформаторной подстанции
Возможные последствия риска:
локальные; системные; общестанционные
взрыв трансформатора.
Распространение
пожара на соседнее
оборудование и сооружения.
Длительное ограничение мощности
станции
1. Потеря присоединения.
2. Отключение
вводного выключателя секции КРУЭ
6кВ.
3. Отключение
всех присоединений секции.
4. Потеря нерезервированных
Средства фиксации
риска
Средства предупреждения
риска, принятые в проекте
на трансформаторе
2. Электрические защиты, отключающие трансформатор от сети
Контроль температуры обмоток
Контроль температуры
масла.
Система предупреждение
взрывов на трансформаторах.
Противопожарные перегородки между трансформаторами.
Применение быстродействующих электрических
защит трансформатора.
Защита трансформаторов от
перенапряжений
Отключение вводного выключателя
секции КРУЭ 6 кВ.
Сигнализация неисправности выключателя присоединения ТСН
1. Деление КРУ на две
секции
2. Применение двух
КРУ
3. Питание взаиморезервирующих электроприемников от разных КРУ
4. Выбор мощности ТСН
35/6кВ и 6/0,4кВ из расчета
обеспечения работы электроприемников при выводе
Требуемые действия
персонала при эксплуатации для
предотвращения
риска
оборудования, систем контроля и
управления, строгое
выполнение инструкций по эксплуатации, защита от
внешнего воздействия
Строгое выполнение
инструкций по эксплуатации оборудования
272
СТО РусГидро 01.01.78-2012
Система
Кабель силовой
0,4кВ, питающий
электроприемник I
категории (насос
ТВС)
Идентификация риска
Короткое замыкание
в кабеле.
Отключение линии
защитным выключателем
Возможные последствия риска:
локальные; системные; общестанционные
электроприемников данной секции
1. Отключение
насоса, возгорание
кабеля, распространение огня на
соседние кабели,
пожар в кабельном
помещении.
2. Отключение
других технологических систем, которое может привести к ограничению мощности
станции, повреждениям оборудования и пр.
Средства фиксации
риска
Средства предупреждения
риска, принятые в проекте
Требуемые действия
персонала при эксплуатации для
предотвращения
риска
в ремонт или потере одного из ТСН
Отключение линии
защитным выключателем.
Работа датчиков
пожаротушения
1. Выбор кабеля по
условиям невозгорания при
к.з
2. Применение кабелей с
изоляцией не поддерживающей горение.
Использование для защиты кабеля быстродействующего выключателя с
защитой от к.з.
3. Резервирование защиты вышестоящим выключателем
4. Применение технологического резерва (второй
насос ТВС).
5. Прокладка кабелей
рабочего и резервного
насосов по разным трассам
Своевременная замена кабелей с устаревшей изоляцией
Выполнение инструкций по эксплуатации насосов ТВС
и кабельного хозяйства
273
СТО РусГидро 01.01.78-2012
Приложение Ж
(справочное)
Перечень зданий, сооружений, помещений и оборудования ГЭС и ГАЭС,
подлежащих защите системами АУПТ и АУПС
Таблица Ж.1
Наименование технологического оборудования, установок и помещений
Категория помещения
Оборудуются автоматическими
установками
АУПС
АУПТ
+
+
Д
+
-
В1
+
+
Здания ГЭС и ГАЭС, Водоприемник
Гидрогенераторы (в соответствии с ГОСТ 5616-89 и ПУЭ)
Внутреннее помещение капсулы горизонтального гидроагрегата
Трансформаторы и автотрансформаторы напряжением 110 кВ и выше,
установленные в подземном здании ГЭС и ГАЭС независимо от мощности
Трансформаторы и автотрансформаторы напряжением 110 кВ и выше
с единичной мощностью 63 МВА и более, установленные на открытой площадке возле здания ГЭС и ГАЭС
Кабельные туннели, кабельные этажи, проходные шахты ГЭС и
ГАЭС, мощностью 100МВт и более
Кабельные туннели, кабельные этажи, проходные шахты ГЭС и
ГАЭС, мощностью менее 100МВт
Кабельные сооружения (кабельные туннели, этажи, проходные кабельные шахты), расположенные в пределах подземного здания ГЭС
и ГАЭС независимо от мощности
Кабельные туннели отдельных гидротехнических сооружений (бетонные и земляные плотины, водоприемники, отделенные от здания ГЭС)
с количеством кабелей более 20 штук
Кабельные туннели, проходные кабельные шахты ГЭС и ГАЭС, с
маслонаполненными кабелями низкого давления
Кабельные туннели, проходные кабельные шахты ГЭС и ГАЭС, с
маслонаполненными кабелями высокого давления (в металлических
трубах)
Помещения станционного маслохозяйства: баковые, аппаратные, регенерации масел
Помещения системы подпитки и дегазации масла маслонаполненных
кабельных линий: агрегатов подпитки, коллекторов системы подпитки; дегазационных установок
Помещение масло-водяных охладителей трансформаторов
Помещения насосного оборудования и очистных сооружений замасленных сточных вод
.Помещения для механизмов управления затворами с масляными гидроприемниками
Вспомогательные и подсобные помещения
.Помещения очистки, окраски затворов , краскозаготовительные, кладовая красок площадью от 100 до 500 м2
Тоже площадью более 500 м2
.Помещения слесарно-механической мастерской, комнат мастера,
кладовая
.Сварочный пост
.Помещения кладовых для хранения ограниченного количества ЛВЖ,
ГЖ, горючих материалов
В1
+
В1
+
В1
+
В1
+
В1
+
В1
+
+
В1
+
В1
+
В1
+
В1
+
В1
+
В1
+
А
+
В1
+
Д
+
Г
+
А
+
274
СТО РусГидро 01.01.78-2012
Наименование технологического оборудования, установок и помещений
Категория помещения
Оборудуются автоматическими
установками
АУПС
.Помещения кладовых для негорючих материалов, изделий в негорюВ4
чей упаковке
Помещения кладовых для негорючих материалов, изделий в негорюД
чей упаковке при компрессорных, мастерских и др.
Служебно-производственный корпус
Кабельные туннели, кабельные шахты и кабельные этажи (согласно
п.5 и 6)
Помещения релейных панелей
В4
Помещения АСУ (аппаратная, архивы)
В1
Помещения мастерских (слесарная, электротехническая, механичеД
ская и др.). Комнаты мастера. Кладовые при мастреских
Мастерская по ремонту электродвигателей
В4
Химическая лаборатория, склад реагентов.
В1
Электротехническая лаборатория
Д
АТС. Линейно-аппаратный зал
В4
Радиоузел
В4
Серверная
В4
Помещение дежурного персонала, комнаты отдыха, приема пищи
Д
Бытовые помещения, сушилки, кладовые одежды
В4
Помещения инженерно-технического персонала
Д
Помещения административно-хозяйствующего персонала
Д
Помещения техархива и библиотеки
В1
Открытые и закрытые распредустройства
Трансформаторы и реакторы напряжением 500 кВ и выше независимо
от мощности, а также трансформаторы напряжением 220-330кВ с
единичной мощностью 200 МВА и более, установленные на открытом
воздухе.
Трансформаторы мощностью 63МВА и более напряжением 220кВ и
В1
выше, установленные ЗРУ
Кабельные туннели, кабельные шахты и кабельные этажи (согласно
п.5 и 6)
Мастерские
Помещение трансформаторной мастерской
В1
Кладовые трансформаторной мастерской
В1
Здания подстанционного пункта управления (ППУ)
Помещение кабельного этажа (согласно п.5 и 6)
Релейный зал, помещение связи
В4
Релейная лаборатория
В4
Механическая мастерская
Д
Хозяйственный двор
Боксы для стоянки автомобилей
В1
Помещения для ремонта автомобилей
В1
Кузнечно-сварочные помещения
Г
Помещения столярных мастерских
В4
АУПТ
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
275
СТО РусГидро 01.01.78-2012
Приложение И
(справочное)
Методика предварительной оценки и распределения численности персонала
гидроэлектростанции по структурным подразделениям эксплуатации
технологического оборудования
Т а б л и ц а И.1 - Рекомендуемый состав оперативного персонала
Количество работах мест (для одной смены) для групп ГЭС мощностью, тыс. кВт
Наименование рабочих мест
Начальник смены ГЭС (дежурный инженер ГЭС)
Начальник смены машинного зала
Дежурный машинист гидроагрегатов
Дежурный инженер ОРУ
Дежурный электромонтер
ЦПУ
Старший дежурный электромонтер (СДЭМ)
Св.
3000
Св. 1000 до
3000 вкл. с
количеством
агрегатов
Св. 350 до 1000 вкл. с
количеством агрегатов
Св. 250
до 350
вкл. с
числом
агрегатов
7 и более
Св. 100 до
250 вкл.
Св. 30 до
100 вкл.
7и
более
6и
менее
8 и более
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
-
-
-
-
-
-
2-5
2-5
1-2
2-4
1
1-2
-
-
1
1
1
-
-
-
-
-
0-1
0-1
0-1
-
-
-
-
-
0-1
0-1
1
1
0-1
-
-
-
7 и менее
Примечание: - В таблице приведена численность персонала одной смены. Каждое рабочее место комплектуется пятью специалистами, а для районов Крайнего Севера и приравненных к нему – шестью специалистами.
Т а б л и ц а И.2- Численность персонала структурных подразделений
Структурное подразделение, должность, профессия
Группа
производственных
процессов
Количество штатных единиц для групп ГЭС мощностью, тыс. кВт
Св. 3000
Св. 1000 до Св. 350 до
3000 вкл.
1000 вкл.
Производственные подразделения гидроэлектростанции
Электрический цех
+
+
Начальник цеха
1
1
1
Заместитель начальника цеха по ремонту и эксплуатации силового элек1
1
1
тротехнического оборудования
Заместитель начальника цеха по вторичным цепям (он же начальник
1
1
1
электротехнической лаборатории)
Вспомогательный персонал
3
3
2
Участок по ремонту и эксплуатации
генераторов
Старший мастер (мастер)
Электрослесарь
Газоэлектросварщик
Участок по ремонту и эксплуатации
трансформаторов
Старший мастер (мастер)
Iв
Iв
IIг
IIд
Св. 100 до
350 вкл.
Св. 30
до 100 вкл.
1
-
1
-
1
-
2
-
+
+
-
-
-
1-2
15-20
1-2
1-2
10-15
1-2
1-2
4-8
1-2
1
2-4
1
12-3
-
+
+
-
-
-
1-2
1-2
1
1
-
276
СТО РусГидро 01.01.78-2012
Структурное подразделение, должность, профессия
Группа
производственных
процессов
Количество штатных единиц для групп ГЭС мощностью, тыс. кВт
Св. 3000
Электрослесарь
Регенераторщик масла
Участок по ремонту и эксплуатации
оборудования собственных нужд
Старший мастер (мастер)
Электрослесарь
Электромонтер-кабельщик
Электромонтер по обслуживанию
электрооборудования
Аккумуляторщик
Участок по ремонту
и эксплуатации оборудования открытых распределительных устройств
ОРУ
Старший мастер (мастер)
Электрослесарь
Группа релейной защиты и автоматики ГЭС
Инженер I (II) категории
Инженер
Электромонтер
Группа релейной защиты и автоматики ОРУ
Инженер I (II) категории
Инженер
Электромонтер
Группа измерений
Инженер I (II) категории
Инженер
Электромонтер
Группа высоковольтных
испытаний
Инженер I (II) категории
Инженер
Электромонтер
Маслохимическая
лаборатория
Инженер I (II) категории
Инженер
Лаборант химического анализа
Участок средств диспетчерского и
технологического управления
(СДТУ)
Старший мастер (мастер)
Инженер I (II) категории
Инженер
Электромонтер-линейщик
Электромонтер станционных
устройств
Электромонтер-кабельщик
Группа оперативного персонала
Машинный цех
Начальник цеха
Заместитель начальника цеха по ремонту оборудования
Техник по документации
Вспомогательный персонал
Участок по ремонту и эксплуатации
механической
части генераторов
Старший мастер (мастер)
Слесарь
Газоэлектросваршик
15-20
1-2
Св. 1000 до
3000 вкл.
10-15
1-2
Св. 350 до
1000 вкл.
5-7
1
Св. 100 до
350 вкл.
3-5
1
Св. 30
до 100 вкл.
-
+
+
-
-
-
Iв
Iв
IIIа
1-2
2-4
5-8
1-2
1-2
3-5
1
1
2-3
1
1
1-2
1
2-3-
Iб
10-15
8-10
4-8
2-4
-
IIIа
1-2
1-2
1
1
-
+
+
-
-
-
IIд
IIд
1-2
10-15
1-2
8-10
1
5-7
1
3-5
-
+
+
-
-
-
Iб
Iб
Iб
1-2
2-4
10-15
1-2
2-4
5-10
1-2
1-2
4-8
1-2
1-2
2-4
1
2
+
+
-
-
-
1-2
2-4
10-15
+
1-2
2-4
10-15
1-2
2-4
5-10
+
1-2
2-4
5-10
1
1-2
3-5
1
2
3-5
1
1
2-3
1
1
2-3
-
+
+
-
-
-
1-2
2-4
10-15
1-2
1-2
5-10
1
1
3-5
1
1
2-3
-
+
+
-
-
-
IIIa
IIIa
IIIa
1
1-2
1-2
1
1-2
1-2
1
1
1
1
1
1
-
Ia
Ia
Ia
IIд
1-2
1-2
2-4
10-15
1-2
1-2
2-4
5-10
1
1
1-2
4-8
1
1
1
2-4
-
Ia
5-10
5-10
3-5
2-3
-
IIIa
5-10
5-10
3-5
по таблице К.1
+
1
1
2-3
-
1
-
IIд
IIIа
Iб
IIд
IIд
Ia
Ia
Ia
IIд
IIд
IIд
+
1
Iв
Iв
IIг
1
1
1
1
-
1
2
1
2
1
2
1
2
-
+
+
-
-
-
1-2
10-15
2-3
1-2
8-10
2-3
1
5-7
1-2
1
3-5
1-2
1
2
1
277
СТО РусГидро 01.01.78-2012
Структурное подразделение, должность, профессия
Участок по ремонту и эксплуатации
оборудования гидротурбин
Старший мастер (мастер)
Слесарь
Участок по ремонту и эксплуатации
вспомогательного оборудования ГЭС
Старший мастер (мастер)
Слесарь
Газоэлектросварщик
Машинист насосных установок
Участок по ремонту
и эксплуатации
оборудования сантехники, вентиляции и отопления
Старший мастер (мастер)
Слесарь
Слесарь-сантехник
Газоэлектросварщик
Участок по ремонту
и эксплуатации
механического оборудования
гидротехнических сооружений (ГТС)
Старший мастер (мастер)
Слесарь
Газоэлектросварщик
Машинист крана
Электромеханик по подъемным механизмам, лифтам
Такелажник
Механическая мастерская
Старший мастер (мастер)
Слесарь
Станочник
Кузнец
Газоэлектросварщик
Местная служба релейной защиты,
автоматики и измерений (МС РЗАИ)
1. Электротехническую лабораторию
Ведущий инженер-руководитель ЭТЛ
а) группа релейной защиты и автоматики ГЭС
Инженер I (II) категории
Инженер
Электромонтер
б) группа релейной защиты и автоматики ОРУ
Инженер I (II) категории
Инженер
Электромонтер
в) группа измерений
Инженер I (II) категории
Инженер
Электромонтер
г) группа высоковольтных испытаний
Инженер I (II) категории
Инженер
Электромонтер
2. Химическую лабораторию
Инженер I (II) категории
Инженер
Лаборант химического анализа
3. Метрологическую лабораторию
Участок средств диспетчерского и
Группа
производственных
процессов
Количество штатных единиц для групп ГЭС мощностью, тыс. кВт
Св. 3000
Св. 1000 до
3000 вкл.
Св. 350 до
1000 вкл.
Св. 100 до
350 вкл.
Св. 30
до 100 вкл.
1-2
10-15
1-2
8-10
1-2
4-8
1
2-4
2
+
+
-
-
-
1-2
10-15
1-2
1-2
1-2
8-10
1-2
1-2
1
5-7
1
1
-1
3-5
1
1
1
2
-
+
+
-
-
-
1-2
8-10
4-6
1-2
1-2
5-8
2-4
1-2
1
2-4
1
1
1
2-4
1
1
-
+
+
-
-
-
IIд
IIд
IIг
IIa
1-2
8-10
1-2
2-4
1-2
5-8
1-2
2-4
1
2-4
1
1-2
1
2-4
1
1-2
1
1
-
Iв
2-3
1-2
1
1
1
Iб
Iб
Iб
Iб
IIб
IIг
1-2
+
1-2
5-8
5-8
1
1-2
1-2
+
1
3-5
3-5
1
1-2
-1
1
2-3
2-3
1
1
1
1-2
2
1
1
1
Iб
1
1
1
1
-
Iб
Iб
Iб
1-2
2-4
10-15
1-2
2-4
5-10
-1
-1-2
3-5
1
1
2-3
-
Iб
IIд
IIд
1-2
2-4
10-15
1-2
2-4
5-10
1
1-2
3-5
1
1
2-3
-
Iа
Iа
Iа
1-2
2-4
10-15
1-2
2-4
5-10
1
2
3-5
1
1
2-3
-
IIд
IIд
IIд
1-2
2-4
10-15
1-2
1-2
5-10
1
1
3-5
1
1
2-3
-
IIIa
IIIа
IIIа
1
1-2
1-2
1
1-2
1-2
1
1
1
1
1
1
-
Iв
Iв
Iв
Iв
IIг
IIг
IIв
IIв
IIг
IIг
278
СТО РусГидро 01.01.78-2012
Структурное подразделение, должность, профессия
технологического управления
(СДТУ)
Старший инженер - руководитель
участка СДТУ
Мастер
Инженер I (II) категории
Инженер
Электромонтер-линейщик
Электромонтер станционных
устройств
Электромонтер-кабельщик
Группа
производственных
процессов
Количество штатных единиц для групп ГЭС мощностью, тыс. кВт
Св. 3000
Св. 1000 до
3000 вкл.
Св. 350 до
1000 вкл.
Св. 100 до
350 вкл.
Св. 30
до 100 вкл.
Iа
1
1
1
1
-
Iа
Iа
Iа
IIд
1
1-2
2-4
10-15
1
1-2
2-4
5-10
1
1
1
3-5
1
1
1
2-3
-
Iа
5-10
5-10
3-5
2-3
IIIа
5-10
5-10
3-5
2-3
279
СТО РусГидро 01.01.78-2012
Приложение К
(справочное)
Состав и площади мастерских и вспомогательных производственных
помещений
Таблица К.1-Номенклатура и площади мастерских и вспомогательных производственных помещений
Наименование мастерской
Мастерские электроцеха
Мастерская участка по ремонту генераторов
комната мастера
кладовые
Мастерская по ремонту электродвигателей:
разборочно-сборочное отделение
оплеточное отделение
обмоточное отделение
сушильно-пропиточное отделение
испытательное отделение
кладовая
Мастерская участка по ремонту трансформаторов
комната мастера
кладовые
Мастерская участка по ремонту оборудования
ОРУ
кладовая
комната мастера
комната отдыха и приема пищи
Электроремонтная мастерская
Площадь мастерской (м2) для групп ГЭС мощностью, тыс. кВт
Св. 1000 до Св. 350 до Св. 100 до Св. 30 до 100
Св. 3000
3000 вкл.
1000 вкл.
350 вкл.
вкл.
100
20
24
100
18
20
60
12
12
-
-
20
12
20
25
10
20
60
20
40
20
12
20
25
10
15
60
16
20
60
12
2х12
-
-
100
100
60
-
-
15
12
10
60
15
12
10
50
15
12
10
50
80
кладовая
20
20
20
20
комната мастера
комната отдыха и приема пищи
Мастерские машинного цеха
Механическая мастерская (станочное отделение)
комната мастера
комната отдыха и приема пищи
инструментальная (общестанционная)
кладовая
помещения для готовой продукции и металла
Сварочная мастерская
Кузница
Слесарная мастерская
20
10
12
10
12
-
-
25
(Совмещается
со слесарной
мастерской)
-
100
20
12
40
20
100
30
50
100
100
20
12
40
18
100
30
50
100
90
16
30
15
100
30
40
60
80
10
30
15
25
25
кладовая
20
20
-
-
60
60
40
-
Мастерская для слесарей и электромехаников гидромеханического участка
кладовая
Мастерская сантехнического оборудования
кладовая
Площадки или помещения для ремонта и окраски
затворов и сороудерживающих решеток
50
10
10
20
25
(Совмещается с
электро ремонтной мастерской)
-
20
20
20
30
30
30
10
10
10
Определяются по специальному проекту в зависимости от объема и
характера работ по антикоррозионной защите
280
СТО РусГидро 01.01.78-2012
Наименование мастерской
Мастерские гидротехнического цеха
Помещения электрического и машинного (электромашинного) цехов (участков)
Комната начальника цеха
Комната заместителя начальника цеха
Комната ИТР цеха
Помещения для персонала подрядных организаций
Кладовая материалов и запчастей
Помещения для хранения такелажных приспособлений
Комната отдыха и приема пищи для работающих в
машинном зале
Помещения ЭТЛ:
комната начальника ЭТЛ
лаборатория группы релейной защиты и автоматики здания ГЭС
лаборатория группы релейной защиты и автоматики ОРУ
лаборатория группы измерений
лаборатория группы высоковольтных испытаний
мастерская точной механики
метрологическая лаборатория
кладовые при лабораториях
Помещения, необходимые для эксплуатации
КРУЭ (комплектное распределительное устройство элегазовое):
помещение для монтажного персонала
лаборатория для наладчиков
помещение для хранения запасных частей
помещение для хранения элегаза
ремонтная мастерская
Помещения маслохозяйства:
маслохимическая лаборатория
склад реактивов
помещение для высоковольтных испытаний масла
комната для мойки и сушки химической посуды
комната руководителя лаборатории
кладовая
Помещения участка (группы) СДТУ:
комната начальника участка
комната ИТР участка
комната инженера при КРОСС (регулировочная)
мастерская участка СДТУ
кладовая при мастерской
Помещения при главном щите управления:
комната отдыха и приема пищи персонала смены
Бытовые помещения ГЩУ
Помещения машинного (электромашинного) цеха:
комната начальника цеха
комната ИТР цеха
Помещения для персонала подрядных организаций
Кладовая материалов и запчастей
Кладовая горюче-смазочных материалов недельного запаса
Помещения для хранения баллонов с газом и пустых баллонов
Помещение для хранения такелажных приспособлений
Помещение для хранения приспособлений и подмостей для капитальных ремонтов
Площадь мастерской (м2) для групп ГЭС мощностью, тыс. кВт
Св. 1000 до Св. 350 до Св. 100 до Св. 30 до 100
Св. 3000
3000 вкл.
1000 вкл.
350 вкл.
вкл.
18
18
18
18
16
18
16
Определяется из расчета 6 м2 на человека
-
50
30
25
20
-
60
50
40
30
18
40
30
25
18
18
24
20
18
16
12
18
16
12
-
-
60-70
60-70
50
40
30
40-50
40-50
40
30
20
40
40
40
5х16
40
40
40
5х16
30
30
20
5х12
20
15
4х10
2х10
20
30
8
60
20
20
20
30
30
30
На каждые 10 ячеек 10 м2
8
8
8
60
60
60
40
12
25
10
8
10
35
10
18
8
8
10
18
18
35
12
26
8
12
8
8
-
20
-
16
Определяется из расчета 6 м2 на человека
15
30
20
18
12
10
10
20
30
8
60
15
10
15
12
12
12
12
Определяется по нормативам для заданной численности персонала
18
18
18
Определяется из расчета 6 м2 на человека
-
20
20
20
15
15
60
50
40
30
20
12
10
10
8
-
2х10
2х8
2х6
2х4
-
40
40
30
20
20
60
50
50
50
-
281
СТО РусГидро 01.01.78-2012
Приложение Л
(справочное)
Примерные перечни оборудования, аппаратуры, приборов, инструмента
лаборатории и мастерских
Т а б л и ц а Л.1- Примерный перечень оборудования, аппаратуры, приборов и инструмента электротехнической лаборатории
Наименование оборудования
тип
Универсальный передвижной стенд
Стенд для проверки и настройки автосинхронизаторов
Передвижной стенд для проверки и наладки
регуляторов скорости
Стенд лабораторный релейный
Стенд лабораторный измерительный
Основное устройство для проверки защит
Устройство для проверки сложных защит
Устройство для проверки простых реле
Устройство для проверки коммутационной
аппаратуры
Аппарат для испытаний цепей вторичной
коммутации
Комплект устройств для прогрузки автоматов
0,4 кВ
Устройство для проверки электрооборудования 0,4 кВ
Установка для проверки электроизмерительных щитовых приборов
Установка для проверки ваттметров, счетчиков, преобразователей мощности
Установка для точного измерения сопротивлений
Установка для проверки манометрических
термометров
Прибор для проверки транзисторов
Электротехническая лаборатория
Прибор для измерения контура заземления
Испытательная установка с компенсацией
Прибор для определения мест повреждения
кабеля
Трансформатор тока измерительный образцовый
Трансформатор напряжения измерительный
образцовый
Трансформатор напряжения однофазный
Трансформатор испытательный для испытания
ошиновки высоковольтной аппаратуры и низкой стороны силовых трансформаторов
Трансформатор нагрузочный для проверки
выключателей
Универсальный трансформатор тока
Трансформатор
Трансформатор тока измерительный (15-600)
А
Трансформатор напряжения измерительный
(380/3-500)/(100-100/3) В
Регулятор напряжения
Конденсатор на 70 кВ, 0,2 мкФ
УПС-62
Количество (шт.) для групп ГЭС мощностью, тыс. кВт
св. 1000
св.
св. 350 до св. 100 до св. 30 до
до 3000
3000
1000 вкл.
350 вкл.
100 вкл.
вкл.
1
1
1
1
-
-
1
1
1
1
-
-
1
1
1
1
-
СР, VI-М
СИ
У-5053
У-5052
УПР-3
1
1
2
2
2
1
1
2
2
2
1
1
2
2
2
1
1
2
2
2
1
1
1
1
1
УПКА-1
2
2
2
2
-
ИВК
2
2
2
2
-
-
2
2
2
2
-
УП-04
2
2
2
2
-
У-300
1
1
1
1
1
У-1134М
1
1
1
1
-
У-39
1
1
1
1
-
-
1
1
1
1
-
12-42
ЭТЛ-35
ИС-08
СИУК246/41
ПКП-3М,
Р5-10
1
1
2
1
1
2
1
1
1
1
1
1
-
1
1
1
1
-
1
1
1
1
1
И-523
1
1
1
-
-
И-510
1
1
1
-
-
НОМ-3,
НОМ-10
2
2
1
1
1
ИОМ-3270/500
1
1
1
1
1
-
2
2
1
1
1
УТТ-6М1
ТМ320/35
3
3
3
-
-
1
1
1
1
1
УТТ-5
2
2
2
2
1
УТН-1
2
2
2
2
1
ЛАТР-2М
4
4
2
2
2
КБГ
2
2
2
2
1
282
СТО РусГидро 01.01.78-2012
Наименование оборудования
тип
Комбинированный магазин шунтов и сопротивлений
Мост для измерения диэлектрических потерь
Стабилизатор напряжения переменного тока
Реостаты сопротивления ползунковые
Указатель высокого напряжения
Осциллограф светолучевой (комплект)
Осциллограф запоминающий
Осциллограф портативный
Универсальный осциллограф
Комплект измерительных приборов переменного тока (амперметры, вольтметры, ваттметры, омметры)
Комплект измерительных приборов постоянного тока (амперметры, вольтметры, ваттметры, омметры)
Комбинированные приборы
Амперметр с пределами измерений 0,2-10 А
Вольтметр с пределами измерений 15-600 В
Киловольтметр
Мегаомметр универсальный
Мегаомметр электронный
Омметр магнитоэлектрический
Частотомер
Индикатор полярности
Миллиамперметры
Милливольтметры
Тахометр магнитный ручной
Секундомер электрический
Клещи электроизмерительные
Комплект инструмента релейщика служб РЗА
Термометр сопротивления для измерения температуры обмотки и стали генератора
Термометры ртутные лабораторные с различными пределами измерений
Машина сверлильная электрическая
Пылесос бытовой
Токарно-часовой станок
Настольный точильно-шлифовальный станок
Верстак на одно рабочее место
Тиски слесарные
Паяльник электрический
Количество (шт.) для групп ГЭС мощностью, тыс. кВт
св. 1000
св.
св. 350 до св. 100 до св. 30 до
до 3000
3000
1000 вкл.
350 вкл.
100 вкл.
вкл.
P-155
2
2
2
2
1
Р-5026
СО-5
PCП
К-115;
H041
C1-8
C1-69
C1-74
2
4
10
4
2
4
10
4
1
2
6
3
1
2
6
2
2
4
2
2
2
2
1
1
1
4
2
1
4
2
1
2
1
1
2
1
2
1
-
1
1
1
1
1
-
1
1
1
1
1
4
4
2
2
1
10
10
5
5
4
6
6
3
3
2
1
1
1
1
1
1
5
5
1
1
1
1
1
1
1
5
5
1
1
1
1
1
1
1
3
3
1
1
1
1
1
1
1
3
3
1
1
1
1
1
1
2
2
-
2
2
2
2
2
1
1
1
1
1
15
10
6
6
3
-
2
2
2
2
1
ТЛ-4
6
6
4
4
3
-
3
2
1
1
3
3
10
3
2
1
1
3
3
8
3
1
1
1
2
2
6
3
1
1
1
2
2
4
2
1
1
1
2
2
2
Ц-4313,
Ц-4341,
Ц-4323,
Ц-4352,
Ц-4311
Э-514
Э-515,
М253
Ф-2
Ф-205
ИО-30
П-142М,
Ф-209
Ц-90, Ц91
-
Т а б л и ц а Л.2- Примерный перечень оборудования, аппаратуры и приборов
маслохимической лаборатории
Наименование оборудования
тип
Прибор для определения температуры
вспышки нефтепродуктов
Аппарат для бидистилляции воды с электрообогревом производительностью 2 л/ч
Количество (шт.) для групп ГЭС мощностью, тыс. кВт
св. 1000
св. 350 до св. 100 до св. 30 до
св. 3000
до 3000
1000 вкл.
350 вкл.
100 вкл.
вкл.
ПТВ-1
2
2
2
1
-
БВЭ-2М
2
2
2
1
-
283
СТО РусГидро 01.01.78-2012
Наименование оборудования
тип
Баня масляная на 220 В
Баня водяная N 2 на 220 В
Барометр ртутный для определения атмосферного давления в лаборатории
Весы Вестфаля для определения массы
масла
Вискозиметр для определения кинематической вязкости масла (набор вискозиметров
Пашкевича)
Кенотронный аппарат
Дефлегматор елочный
Хроматограф
Нефтеденсиметры
Насос водоструйный Ведцеля
Нефтеотстойник системы Лисенко
Набор денсиметров общего назначения
Пикнометр с меткой для жидкостей ЦМК
вместимостью 10 мм
Преобразовательный прибор для определения скорости деэмульсации
Прибор для окисления масла стеклянный
Реометр лабораторный, пределы измерения
от 0 до 0,100 л/мин
Реометр лабораторный, пределы измерения
от 0 до 0,200 л/мин
Редуктор кислородный баллонный
Редуктор давления гидравлический, струйный
Термостат
Фотоэлектрокалориметр
РH-метр
Газоанализатор
Аппарат для дистилляции воды
Шкаф сушильный
Регулятор напряжения однофазный
Весы аналитические
Весы технические класса точности 1
Шкаф лабораторный
-
Количество (шт.) для групп ГЭС мощностью, тыс. кВт
св. 1000
св. 350 до св. 100 до св. 30 до
св. 3000
до 3000
1000 вкл.
350 вкл.
100 вкл.
вкл.
2
2
2
1
2
2
2
1
-
-
2
2
2
1
-
-
1
1
1
-
-
-
2 компл.
2 компл.
2 компл
-
-
АПП-80
ЛХМ-8МД
Б
1
1
1
1
2
1
1
1
1
1
1
2
1
1
1
1
1
2
1
1
1
1
1
2
1
1
1
-
-
1
1
1
1
-
-
1
1
1
1
-
-
1
1
1
1
-
-
1
1
1
1
-
-
1
1
1
ДКП-2
2
2
2
1
-
РАГС
1
1
1
1
-
TC-15М
ФЭК-56М
РН-121
ВТИ-2
СНОЛ
ЛАТР-1М,
ЛАТР-2М
ВЛТ-200
ВЛТ-1 кг-1
-
1
1
1
2
1
1
1
1
1
2
1
1
1
1
1
2
1
1
1
1
1
2
1
1
-
2
2
2
2
-
1
2
2
1
2
2
1
2
2
1
1
1
-
1
-
Т а б л и ц а Л.3- Примерный перечень оборудования мастерской точной механики
Наименование оборудования
Фрезерный часовой стенок
Станок настольный токарный
Часовой прецизионный токарный станок с набором цанг от 0,4 до 35 мм
Сверлильный станок настольный повышенной точности
Станок для намотки катушек
Заточный станок
Тип
16К04B, 16С04А,
16Т04А
Количество (шт.) для групп ГЭС мощностью, тыс. кВт
Св. 3000
Св. 1000 Св. 350 до Св. 100 до Св. 30 до
до 3000
1000 вкл.
350 вкл.
100 вкл.
вкл.
1
1
1
1
1
-
-
СН193H
1
1
-
-
-
2Н106П
1
1
1
-
-
СН3, СРН-0,5Н
ИЭ-9703
1
1
1
1
1
1
-
-
284
СТО РусГидро 01.01.78-2012
Т а б л и ц а Л.4 - Примерная номенклатура оборудования для оснащения различных мастерских
Количество (шт.) для групп ГЭС мощностью, тыс. кВт
Наименование оборудования
тип
св. 3000
св. 1000
до 3000
вкл.
св. 350 до
1000 вкл.
св. 100 до
350 вкл.
св. 30 до
100 вкл.
16К20, 1К20,
1A616
3
3
2
2
1
6Р82
1
1
1
1
1
2М550
0-1
0-1
-
-
-
2H118
1
1
1
1
1
3Б841, 3B641
1
1
1
1
1
3Б634
1
1
1
1
1
872М, Н-1
1
1
1
1
1
7307Е
П6326, ГАР0,
2153-М2
НБ 5220, С2294
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
ПЗО, СНЗ-5,10
411МБ,
МA4129
П-1369
ОКС-3361A,
9ВД-2
-
1
1
-
-
-
1
1
-
-
-
1
1
1
-
-
1
1
1
-
-
1
1
1
-
-
Ванна для охлаждения инструмента
-
1
1
1
-
-
Ванна трехсекционная для закалки
деталей
Ларь для кузнечного инструмента
-
1
1
-
-
-
-
1
1
-
-
-
Ларь для угля
-
1
1
1
-
-
Ящик для песка
-
1
1
1
-
-
Стеллаж для деталей и узлов
-
1
1
1
-
-
Верстак слесарный
-
1
1
1
-
-
Комплект кузнечного инструмента
-
1
1
1
-
-
Тиски кузнечные
-
1
1
1
-
-
-
1
1
1
1
-
ПСГ, ПСМ
1
1
1
1
1
ТС, ТД
1
1
1
1
1
-
1
1
1
1
1
АСДН-IIIа-1,25
1
1
1
-
-
ССН-3
1
1
1
1
1
Шкаф вытяжной
-
1
1
1
1
1
Шкаф для инструмента
-
1
1
1
1
-
Печь для сушки электродов
-
1
1
1
1
1
-
2
2
1
1
1
К-1036
1
1
1
1
1
Механическая мастерская
Токарно-винторезный станок
Широкоуниверсальный фрезерный
станок
Универсальный радиальносверлильный станок
Вертикально-сверлильный станок
Универсально-заточный станок
Точильно-шлифовальный станок
Ножовочный станок
Поперечно-строгальный станок
Гидравлический пресс
Комбинированные пресс-ножницы
Кузница
Камерная электропечь сопротивления
Пневмомолот ковочный
Горн кузнечный на один огонь
Кузнечный вентилятор
Наковальня двурогая
Сварочная мастерская
Передвижной сварочный преобразователь
Однопостовый сварочный преобразователь
Однопостовый сварочный трансформатор
Передвижной сварочный трансформатор
Генератор ацетиленовый
Стол для электросварочных работ
Слесарная мастерская
Настольно-сверлильный станок
Точильно-заточный станок для инструмента
285
СТО РусГидро 01.01.78-2012
Количество (шт.) для групп ГЭС мощностью, тыс. кВт
Наименование оборудования
тип
св. 3000
Трубогибочный станок
ТГМ38-159
1
Листогибочный станок
-
Верстак слесарный
-
Шкаф для хранения инструмента
-
Стеллаж секционный
-
Листогибочные вальцы
Листовые ножницы по металлу
Мастерская гидромеханического
участка
Настольно-сверлильный станок
Точильно-заточный станок для инструмента
Верстак слесарный на два рабочих места
Шкаф для хранения инструмента
св. 1000
до 3000
вкл.
1
св. 350 до
1000 вкл.
св. 100 до
350 вкл.
св. 30 до
100 вкл.
1
1
1
1
1
1
1
1
10
10
8
8
6
10
10
8
8
6
10
10
8
6
4
-
1
1
1
-
-
-
1
1
1
1
1
-
1
1
1
-
-
1
1
1
-
-
-
4
4
3
-
-
-
2
2
1
-
-
-
3
3
2
-
-
К-1036
Стеллаж секционный
Мастерская сантехнического оборудования
Настольно-сверлильный станок
-
1
1
1
-
-
Точильный станок двусторонний
3Б631А, 3Б632
1
1
1
-
-
Трубогибочный станок
TГМ38-159
1
1
1
-
-
Верстак слесарный
-
2
2
2
-
-
Шкаф для хранения инструмента
-
2
2
2
-
-
Стеллаж секционный
-
1
1
1
-
-
Тиски слесарные
-
1
1
1
-
-
Тиски слесарные поворотные
-
1
1
1
-
-
-
1
1
1
1
-
1
1
1
1
-
-
4
4
3
3
-
-
3
3
2
2
-
Стеллаж секционный
-
3
3
2
2
-
Таль электрическая
-
2
2
1
1
-
Мастерская участка по ремонту генераторов
Настольно-сверлильный станок
-
1
1
1
-
-
1
1
1
-
-
-
4
4
3
-
-
-
3
3
2
-
-
Стеллаж секционный
-
3
3
2
-
-
Таль электрическая
-
2
2
1
-
-
Мастерская участка по ремонту трансформаторов
Настольно-сверлильный станок
Электроремонтная мастерская
Настольно-сверлильный станок
Точильно-заточный станок для инструмента
Верстак слесарный на два рабочих места
Шкаф для хранения инструмента
Точильно-заточный станок для инструмента
Верстак слесарный на два рабочих места
Шкаф для хранения инструмента
К-1036
К-1036
-
1
1
1
-
-
Точильно-заточный станок для инструмента
Верстак слесарный на два рабочих места
Шкаф для хранения инструмента
-
1
1
1
-
-
-
4
4
3
-
-
-
3
3
2
-
-
Стеллаж секционный
-
3
3
2
-
-
286
СТО РусГидро 01.01.78-2012
Количество (шт.) для групп ГЭС мощностью, тыс. кВт
Наименование оборудования
тип
св. 3000
св. 350 до
1000 вкл.
св. 100 до
350 вкл.
св. 30 до
100 вкл.
2
св. 1000
до 3000
вкл.
2
Таль электрическая
-
Мастерская участка по ремонту оборудования ОРУ
Настольно-сверлильный станок
1
-
-
-
1
1
1
-
-
Точильно-заточный станок для инструмента
Стол монтажный
-
1
1
1
-
-
-
5
5
4
-
-
Верстак слесарный на два рабочих места
Шкаф для хранения инструмента
-
5
5
4
-
-
-
3
3
2
-
-
Стеллаж секционный
-
4
4
3
-
-
Таль электрическая
-
1
1
1
-
-
Мастерская по ремонту электродвигателей
Печь для обжига обмотки
-
1
1
-
-
-
Камера сушильная
-
1
1
-
-
-
Ванна пропиточная
-
1
1
-
-
-
Стол намотчика двигателей
-
1
1
-
-
-
Намоточный автомат
-
1
1
-
-
-
Станок для намотки статорных катушек
Оплеточный станок
-
1
1
-
-
-
-
1
1
-
-
-
-
1
1
-
-
-
-
1
1
-
-
-
-
1
1
-
-
-
Стенд для проверки электродвигателей
на ХХ
Трансформатор для индукционного
нагрева подшипников
Трансформатор паяльно-сварочный
287
СТО РусГидро 01.01.78-2012
Библиография
[1]
[2]
[3]
[4]
[5]
[6]
[7]
[8]
[9]
[10]
[11]
[12]
[13]
[14]
[15]
[16]
[17]
[18]
[19]
[20]
[21]
[22]
[23]
[24]
[25]
СО 153-34.20. 120-2003 Правила устройства электроустановок
СО 153-34.20. 501-2003 Правила технической эксплуатации электрических
станций и сетей РФ
СНиП 33-01-2003 Гидротехнические сооружения. Основные положения
СП 33-101-2003 Определение основных расчетных гидрологических
характеристик
СНиП 23-01-99* Строительная климатология
ГОСТ 30494-96 Здания жилые и общественные. Параметры микроклимата
в помещениях
СанПиН 2.2.4.548-96 Гигиенические требования к микроклимату производственных помещений
СНиП 41-01-2003 Отопление, вентиляция и кондиционирование воздуха
СНиП 2.04.02-84 Водоснабжение, наружные сети и сооружения
Сан ПиН 2.1.4.1074-01 Питьевая вода. Гигиенические требования к
качеству воды централизованных систем питьевого водоснабжения.
Контроль качества
СНиП 2.04.01.-85 Внутренний водопровод и канализация зданий
СП 10.13130.2009 Системы противопожарной защиты. Внутренний
противопожарный водопровод. Требования пожарной безопасности
СНиП 2.04.03-85 Канализация. Наружные сети и сооружения
ФГУП «НИИ ВОДГЕО» Рекомендации по расчету систем сбора,
отведения и отчистки поверхностного стока с селитебных территорий,
площадок предприятий и определению условий выпуска его в водные
объекты
РД 34.15.109-91 Рекомендации по проектированию автоматических
установок водяного пожаротушения масляных силовых трансформаторов
ВСН 116-93 Инструкция по проектированию линейно-кабельных сооружений связи
СП 5.13130.2009 Системы противопожарной защиты. Установки пожарной
сигнализации и пожаротушения
СП 4.13130.2009 Ограничения распространения пожаров на объектах
защиты
СНиП 21-01-97* Пожарная безопасность зданий и сооружений
СНиП 31-03-2001 Производственные здания
СП 2.13130.2009 Обеспечение огнестойкости объектов
РД 153-34.0-49.105-01 Нормы проектирования автоматических установок
водяного пожаротушения кабельных сооружений
СП 3.13130.2009 Система оповещения и управления эвакуацией людей при
пожаре
СП 1.13130.2009 Эвакуационные пути и выходы
НПБ 88-2001Установки пожаротушения и сигнализации. Нормы и
288
СТО РусГидро 01.01.78-2012
[26]
[27]
[28]
[29]
[30]
[31]
[32]
[33]
[34]
[35]
[36]
[37]
[38]
[39]
правила проектирования
РД 153-34.0-35.519-98 Общие технические требования к управляющим
подсистемам агрегатного и стационарного уровней АСУ ТП ГЭС
РД 153-34.2-35.520-99 Общие технические требования к ПТК для АСУ ТП
ГЭС
РД 34.35.120-90 Основные положение по созданию автоматизированных
систем управления технологическим процессами (АСУ ТП) подстанций
напряжением 35-1150 кВ
НПБ 110-2003 Перечень зданий, сооружений и помещений и
оборудования, подлежащих защите автоматическими установками
пожаротушения и автоматической пожарной сигнализацией
РД 78.36.005-99 Выбор и применение систем контроля и управления
доступом.
СТО 56947007-29.240.10.028-2009 Нормы технологического
проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением
35-750 кВ.
СТО Типовые технологические требования системного оператора к
релейной защите и автоматике системообразующей сети 110-750кВ
Техническая политика ОАО «РусГидро», 2011.
ПБ 10-382-00 Правила устройства и безопасной эксплуатации
грузоподъемных кранов.
СНиП 2.03.11-85 Защита строительных конструкций от коррозии
СП 7.13130.2009 Отопление, вентиляция и кондиционирование.
Противопожарные требования
СП 12.13130.2009 Определение категорий помещений, зданий и
наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности
СО 34.0-49.101-2003 (РД 153-34.0-49.101-2003) Инструкция по
проектированию противопожарной защиты энергетических
предприятий
РД 153-34.0-20.262-2002 Правила применения огнезащитных покрытий
кабелей на энергетических предприятиях
289
СТО РусГидро 01.01.78-2012
290