ГИДРОЭЛЕКТРОСТАНЦИИ НОРМЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ СТО Рус Гидро 01

ГИДРОЭЛЕКТРОСТАНЦИИ. НОРМЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ СТО Рус. Гидро 01. 78 -2012 И. Погоняйченко, 2012

ВВЕДЕНИЕ: Стандарт организации ОАО «Рус. Гидро» «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. 2

Область применения: Настоящий Стандарт организации (далее – Стандарт) является нормативным документом ОАО «Рус. Гидро» , 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 «Рус. Гидро» при оптимизации режимов энергетического использования возобновляемых природных ресурсов и режимов выдачи электроэнергии и мощности, оказании услуг системного характера. • Стандарт предназначен для применения ОАО «Рус. Гидро» . применяют требования Стандарта после присоединения к нему в установленном порядке. 3

Основные требования обеспечения устойчивой и безопасной работы оборудования ГЭС и ГАЭС 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. 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. Галереи в зданиях ГЭС и ГАЭС, расположенные ниже уровня нижнего бьефа, должны иметь не менее двух выходов. 4

Основные требования обеспечения устойчивой и безопасной работы оборудования ГЭС и ГАЭС При необходимости размещения 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. 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. 5

Основные требования обеспечения устойчивой и безопасной работы оборудования ГЭС и ГАЭС 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. 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. 6

Основные требования обеспечения устойчивой и безопасной работы оборудования ГЭС и ГАЭС 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. 7

Основные требования обеспечения устойчивой и безопасной работы оборудования ГЭС и ГАЭС 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. 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. 8

Основные требования обеспечения устойчивой и безопасной работы оборудования ГЭС и ГАЭС 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. 9

Исходные данные для проектирования технологической части ГЭС и ГАЭС 10

Общие требования: 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. 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. 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. 11

Климатическое обоснование 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, 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). 12

Гидрологическое обоснование общие сведения о реке (характеристика реки и ее бассейна), 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 и их параметры; 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. 13

Водохозяйственное и водноэнергетическое обоснование К основным параметрам, экономическому обоснованию проектирования, относятся: подлежащим в процессе 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. 14

Водохозяйственное и водноэнергетическое обоснование 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. 15

Водохозяйственное и водноэнергетическое обоснование 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. ). Расчетные максимальные расходы 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. 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. 16

Проектирование механического оборудования и металлоконструкций 17

Состав механического оборудования и общие требования 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; удобства, доступности и безопасности эксплуатационного обслуживания оборудования, зданий и сооружений, механизации ремонтных работ, монтажа, демонтажа, транспортировки; соблюдения санитарных и экологических требований 18

Состав механического оборудования и общие требования 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. 19

Состав механического оборудования и общие требования 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. 20

Механическое оборудование водопропускных устройств ГЭС и ГАЭС В состав механического оборудования водоприемных устройств (водоприемников) ГЭС и ГАЭС входят: - сороудерживающие решетки и средства их очистки; - ремонтные затворы; - аварийно-ремонтные затворы. 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 техникоэкономического 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. 21

Механическое оборудование водопропускных устройств ГЭС и ГАЭС С целью максимально-возможного снижения потерь энергии 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. 22

Ремонтные затворы водоприемников Ремонтные затворы водоприемника, применяемые для перекрытия отверстий при отсутствии течения, при ремонте находящихся за ними аварийно-ремонтных затворов, их закладных частей, водов и гидроагрегатов, должны обеспечить перекрытие отверстий при любом уровне верхнего бьефа, включая нагонные и волновые явления в водохранилище. Ремонтные затворы должны иметь байпасы для заполнения нижележащих водопроводных трактов. Время заполнения и параметры байпаса определяются параметрами турбинных водов (деривации) и определяется проектной документацией и в задании на разработку конструкции затвора. 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). Маневрирование ремонтными затворами осуществляется передвижными грузоподъемными механизмами. При отсутствии на водоприемнике аварийно-ремонтных затворов, число ремонтных затворов должно быть равно числу водоприемных отверстий. 23

Аварийно-ремонтные затворы Для каждого аварийно-ремонтного затвора 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). 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. Время закрытия аварийно-ремонтного затвора (время опускания) в зависимости от выполняемых им функций задается в проектной документации и в задании на разработку конструкции затвора. 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. За аварийно-ремонтным затвором обязательно устройство для подвода воздуха (аэрационное устройство) при опорожнении трубопроводов и выпуска воздуха при его заполнении. 24

Оборудование и металлоконструкции напорных дериваций 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. Трасса трубопровода должна исключать образование в трубопроводе значительного вакуума (кроме отдельных специальных участков в виде арки или дюкера). 25

Оборудование и металлоконструкции напорных дериваций 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. 26

Оборудование и металлоконструкции напорных дериваций 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; 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. 27

Оборудование и металлоконструкции напорных дериваций 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. 28

Механическое оборудование зданий ГЭС и ГАЭС 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; грузовые тележки, тельферы, тали; защитные металлоконструкции – герметические двери, люки и крышки, металлические крышки и решетки над пазами, отверстиями, приемниками. 29

Крановое оборудование машинного зала ГЭС и ГАЭС 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. Грузоподъемность и количество вспомогательных механизмов подъема кранов определяются планами монтажа, обслуживания и ремонта основного и вспомогательного оборудования и назначаются при заказе кранов. 30

Крановое оборудование машинного зала ГЭС и ГАЭС 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. Строительные конструкции помещения машзала и габариты помещения должны учитывать габариты крана, минимальные приближения к его элементам, а также дополнительные требования по его обслуживанию и ремонту. Эти требования указываются заводами-изготовителями в зависимости от конструкции крана и условий его работы. 31

Затворы отсасывающих труб 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. 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. 32

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. 33

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; интенсивном режиме участия агрегатов станции в регулировании мощности. Предтурбинные затворы могут устанавливаться и в других случаях при наличии соответствующего обоснования. 34

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 аварийноремонтного затвора водоприемника. 35

Механическое оборудование водосбросных и водопропускных сооружений гидроузлов Состав, параметры, расположение водосбросных сооружений гидроузла, режим их эксплуатации определяются объемом и режимом пропуска паводков через гидроузел, топографическими и инженерно-геологическими условиями гидроузла, а также условиями пропуска строительных расходов и последовательностью (этапами) возведения основных сооружений. 36

Механическое оборудование водосбросных и водопропускных сооружений гидроузлов 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. 37

Механическое оборудование водосбросных и водопропускных сооружений гидроузлов 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. При проектировании водосбросов в компоновке механического оборудования предусматриваются основные и аварийно-ремонтные затворы. 38

Механическое оборудование водосбросных и водопропускных сооружений гидроузлов 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. 39

Проектирование механического оборудования и металлоконструкций 40

Состав и общие требования Функциональное назначение технологического оборудования, устанавливаемого на гидроэлектростанции: обеспечение выработки электроэнергии заданных параметров с тpeбyeмoй надежностью, наилучшими техникоэкономическими показателями; обеспечивать выполнение предусмотренных проектом водохозяйственных функций, обеспечивая защиту жизни и здоровья граждан, имущества физических и юридических лиц. 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. 41

Состав и общие требования Размещение технологического оборудования на объектах гидроузла и в здании электростанции должно обеспечить: надежную работу технологического оборудования; удобство, экономичность и безопасность эксплуатационного обслуживания оборудования и сооружений, зданий и территорий; механизацию ремонтных работ, удобный доступ к оборудованию для обеспечения его монтажа, демонтажа и транспортировки; выполнение санитарно-технических требований; предотвращение недопустимого воздействия на человека и окружающую природную среду; транспортные и технологические коммуникации; противопожарную безопасность; выполнение требований по обеспечению безопасной эвакуации персонала в аварийных условиях; выполнение требований по промышленной эстетике и архитектуре. 42

Состав и общие требования 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 водов, отсасывающей трубы и донных водосбросов. Конструкция здания электростанции должна исключать затопление помещений при авариях и ремонтах проточной части гидромашин и водов, 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. Технические и энергетические характеристики используемого оборудования должны в максимальной степени удовлетворять требованиям надежности и энергоэффективности при эксплуатации. 43

Компоновка гидроагрегатов и здания гидроэлектростанции 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. 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. 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. 44

Компоновка гидроагрегатов и здания гидроэлектростанции 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. 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. 45

Компоновка вспомогательного оборудования Функциональное назначение вспомогательного оборудования: обеспечивать нормальное функционирование основного технологического оборудования и профилактического обслуживания элементов сооружений. К вспомогательному оборудованию относится оборудование следующих систем (хозяйств): водяного охлаждения; откачки воды из проточного тракта гидромашины, водов и дренажных колодцев; масляного хозяйства; пневматического хозяйства; измерение гидравлических параметров гидроузла; пожаротушения генераторов и двигательгенераторов. 46

Гидромашины, регулирование, предтурбинные затворы 47

Гидромашины 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 заводомразработчиком 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. Гидромашины, системы регулирования и вспомогательное оборудование должны обеспечить надежную работу во всех режимах без вмешательства оперативного персонала. 48

Гидромашины Систему гидромашины для конкретной гидроэлектростанции рекомендуется выбирать в зависимости от максимального напора по таблице (на следующем слайде) с учетом заданных режимов работы и диапазона изменения напора. В отдельных случаях возможно применение РО турбин на напорах от 15 до 25 м по согласованию с заводом-изготовителем. 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 большем диапазоне изменения напоров следует рассматривать применение двухскоростных гидроагрегатов. 49

Система гидромашин Напор максимальный, м до 25 Осевая от 25 до 45 Радиально-осевая Осевая от 45 до 80 Радиально-осевая Осевая и диагональная от 80 до 170 Радиально-осевая Диагональная от 150 до 600 Радиально-осевая свыше 100 Ковшовая Вариант исполнения Поворотнолопастная и пропеллерная в вертикальном и горизонтальном исполнении, в том числе капсульная и прямоточная В вертикальном исполнении Поворотнолопастная и пропеллерная в вертикальном исполнении В вертикальном исполнении Поворотнолопастная в вертикальном исполнении В вертикальном и горизонтальном исполнении 50

Гидромашины 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. 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. 51

Гидромашины Наибольшая технически возможная мощность гидромашины должна быть обоснована в результате анализа следующих факторов: • характеристики энергосистемы и ее требований к режимам работы электростанции, в том числе к участию электростанции в покрытии пиков графика нагрузки, условиям аварийного отключения гидроагрегата и пропуска санитарного расхода; • требований по режимам уровней воды в нижнем бьефе; • геоморфологических и геологических условий створа гидроэлектростанций; • наименьшего отрицательного влияния на окружающую среду; • технологических возможностей изготовления, транспорта и монтажа оборудования; • типа здания электростанции и конструкции водоподводящих устройств; • возможности создания предтурбинных затворов. 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. 52

Гидромашины Пусковой напор на ГЭС ограничивается пределами поля универсальной характеристики и принимается по согласованию с заводами-разработчиками оборудования. Необходимость ввода гидроагрегатов на пониженных напорах должна быть специально обоснована с учетом длительности наполнения водохранилища или строительного периода. 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 должно быть обеспечено соответствие разгонной частоты вращения сменного рабочего колеса с разгонной частотой вращения штатного генератора); 53

Гидромашины 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 (продолжение): 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. 54

Ограничения сейсмических воздействий на основное и вспомогательное оборудование 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. 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. 55

Водяное охлаждение 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; и) маслоохладители маслонапорных установок; к) маслоохладители трансформаторов; л) теплообменники и узлы вспомогательного оборудования и другие технологические водопотребители (компрессоры, воздуходувки, артезианские насосы и т. п. ). 56

Водяное охлаждение 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. Допускается применение систем с водозабором воды из-под крышки турбины радиально-осевой турбины при отсутствии на электростанции режима синхронного компенсатора. Систему водяного охлаждения ГАЭС следует выполнять с насосной станцией с забором воды из нижнего бьефа. 57

Водяное охлаждение Водяное охлаждения выполняется по следующим схемам: а) поагрегатная; б) централизованная; в) групповая. Окончательный выбор системы и схемы водяного охлаждения определяется технико-экономическим сравнением возможных вариантов. Расчетный расход воды в системе принимается по суммарному расходу всех потребителей при максимальной мощности гидроагрегата и максимальной расчетной температуре воды на уровне водозабора. 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. 58

Водяное охлаждение 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; д) расход воды через уплотнение вала гидротурбины; е) расход воды на охлаждение уплотнений рабочего колеса при работе в режиме синхронного компенсатора; 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. 59

Откачка воды из проточной части гидромашины и дренажных колодцев Система откачки воды из проточной части гидромашин предназначена для удаления воды и поддержания в осушенном состоянии напорных водов, 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. 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 техникоэкономическим расчетом. 60

Откачка воды из проточной части гидромашины и дренажных колодцев 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. Автоматическому контролю подлежат: а) текущий уровень в сливной потерне; б) уровни включения и отключения рабочих и резервных насосов; в) аварийно-низкий и аварийно-высокий уровени для исключения сухого хода насосов и затопления помещений; г) расход откачиваемой воды (при необходимости); д) расход воды, подаваемой для охлаждения и смазки промежуточных опор насосных агрегатов (при необходимости). Визуально контролируется: а) давление на напорных и сливных трубопроводах; б) давление до и после насосов. 61

Откачка воды из проточной части гидромашины и дренажных колодцев 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. 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. Шкафы управления, автоматики и сигнализации насосов откачки должны располагаться на незатопляемых отметках. 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. 62

Пневматическое хозяйство предназначено для надежного обеспечения сжатым воздухом требуемых параметров (давление, расход, влагосодержание) потребителей и включает следующие системы: а) механического торможения гидроагрегатов; б) технических нужд; в) создания полыньи перед затворами водосбросов плотины; г) пневматического ремонтного уплотнения вала турбины; д) отжатия воды из камер рабочих колес гидротурбин; е) первичного заполнения и периодической автоматической подкачки гидроаккумуляторов МНУ; ж) электрических коммутационных аппаратов; з) уплотнения предтурбинных затворов; и) впуска воздуха в камеру рабочего колеса гидротурбины при работе в нестационарных режимах. 63

Пневматическое хозяйство Целесообразно создание объединенной компрессорной станции с компрессорными установками для обслуживания нескольких потребителей сжатого воздуха. Питание сжатым воздухом каждой из систем должно осуществляться (как правило) по самостоятельной магистрали, подключенной к соответствующему воздухосборнику. 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. 64

Измерение гидравлических параметров гидроузла 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. 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 водов; ж) контроль уровня воды в конусе отсасывающей трубы турбины при работе агрегата в режиме синхронного компенсатора или переводе его в насосный режим. 65

Автоматизация основного оборудования 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. 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. 66

Автоматизация основного оборудования Средства автоматического управления основным оборудованием в нормальных, аварийных и послеаварийных режимах в энергосистеме и на электростанции должны обеспечивать: а) поддержание активной мощности в соответствии с заданным графиком и автоматической коррекцией по частоте (статизмом по частоте); 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; д) автоматический перевод агрегатов из режимов синхронного компенсатора в генераторный режим, а для ГАЭС - и в насосный режим при отклонении частоты за заданные пределы; е) пуск агрегатов для восстановления собственных нужд при потере связи с энергосистемой. 67

Автоматизация вспомогательного оборудования К вспомогательному оборудованию и общестанционным технологическим системам относятся техническое водо- и воздухоснабжение, масляное 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. 68

Автоматизация вспомогательного оборудования 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. Трансформаторы с РПН собственных нужд электростанций должны оснащаться системой автоматического регулирования коэффициента трансформации. 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. 69

Автоматизация вспомогательного оборудования Оборудование, предназначенное для пропуска паводковых вод, для попуска воды на нужды водопотребителей (затворы холостых водосбросов, затворы плотин) оснащаются местным управлением. Оснащение указанного оборудования централизованным дистанционным управлением или автоматическими системами управления определяется технологической характеристикой режимов попусков воды для конкретной электростанции. Для оборудования водоприемников должны предусматриваться устройства сигнализации возможности появления шуги и устройства автоматического включения обогрева решеток, пазов водоприемников с сигнализацией о таком включении. 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. 70

Электротехническая часть 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 оборудования объекта, - интеграция комплексной АСУ ТП объекта с диспетчерским центром филиала; 71

Электротехническая часть В составе электротехнической части должны быть разработаны следующие разделы (продолжение): • система диагностики и мониторинга состояния гидроагрегата, электротехнического и технологического оборудования; • автоматизация агрегатных и общестанционных технологических систем; • пожаротушение и пожарная сигнализация (электрическая часть); • компоновка и установка электрооборудования в сооружениях и зданиях ГЭС, ГАЭС; • кабельные трассы, воздушные переходы и токопроводы; • 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. 72

Электротехническая часть В составе работы «Схема выдачи мощности проектируемой ГЭС (ГАЭС) в энергосистему» для каждого этапа развития станции должны быть определены следующие данные: • напряжения, на которых выдается энергия ГЭС в энергосистему (их должно быть не более двух), число и направление ЛЭП на каждом напряжении; мощность, передаваемая по каждой линии в нормальном режиме, а также в аварийных и послеаварийных режимах; рекомендуемое распределение гидроагрегатов между напряжениями, коридоры линий электропередач при подходе их к гидроузлу; • необходимость связи между двумя РУ повышенных напряжений (с помощью трансформаторов или автотрансформаторов), а также возможность работы РУ разных напряжений без связи между ними, режимы заземления нейтралей силовых Т и АТ на ГЭС; • величина перетоков мощности между РУ разных повышенных напряжений электростанции; • графики активной нагрузки ГЭС и участие ее в общем графике активной нагрузки ЭС по характерным периодам года на каждом напряжении, участие ГЭС во вторичном регулировании частоты в ЭС; 73

Электротехническая часть В составе работы «Схема выдачи мощности проектируемой ГЭС (ГАЭС) в энергосистему» для каждого этапа развития станции должны быть определены следующие данные (продолжение): • наибольшая мощность, потеря которой допустима по условию сохранения устойчивости ЭС, по наличию резервной мощности в ЭС и по пропускной способности ЛЭП внутри системы и межсистемных связей; • результаты расчета и анализ баланса реактивных мощностей и уровней напряжений в прилегающих узлах ЭС (в зоне влияния ГЭС); участие ГЭС в покрытии графиков реактивной нагрузки; необходимость работы гидроагрегатов в режиме СК, 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 ЭС; • токи трехфазного и однофазного короткого замыкания по каждой ЛЭП и индуктивные сопротивления прямой и нулевой последовательности ЭС на шинах РУ для максимального и минимального режимов нагрузки ЭС; 74

Электротехническая часть В составе работы «Схема выдачи мощности проектируемой ГЭС (ГАЭС) в энергосистему» для каждого этапа развития станции должны быть определены следующие данные (продолжение): • требования к месту установки и характеристикам ОПН для защиты оборудования от грозовых и коммутационных перенапряжений; уровни грозовых и коммутационных перенапряжений на оборудовании РУ; • требования к гидрогенераторам и другому электрооборудованию, определяемые условиями устойчивости параллельной работы ГЭС в ЭС; • технические решения по противоаварийной автоматике; расчеты статической и динамической устойчивости для определения режимов, требующих противоаварийного управления; требования системной ПА; • технические решения по выполнению РЗА присоединяемых ЛЭП; • величина напряжения и частоты на шинах РУ в нормальных и аварийных режимах работы ЭС; • структура и организация диспетчерского управления ГЭС в ЭС; • взаимосвязь АСУ ТП ГЭС (ГАЭС) с АСУ ТП энергосистемы, каналы связи, объем и вид требуемой информации; • наличие в районе ГЭС (ГАЭС) местной подстанции напряжением 6 35 к. В. Возможность резервирования электроснабжения собственных нужд ГЭС. 75

Электротехническая часть В главных электрических схемах электростанций применяются следующие типы электрических блоков: • одиночный блок (генератор-трансформатор); • укрупненный блок (несколько генераторов, подключенных к одному трансформатору или к одной группе однофазных трансформаторов); • объединенный блок (несколько одиночных или укрупненных блоков, объединенные между собой без выключателей на стороне ВН трансформаторов). Тип блока выбирается на основании технико-экономического сопоставления целесообразных вариантов с учетом режимов и надежности работы ГЭС, затрат на оборудование генераторного и повышенного напряжений, стоимости потерь энергии в повышающих трансформаторах, удобств эксплуатации, конструктивно-компоновочных решений и др. 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. 76

Электротехническая часть 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 выключателя или выключатель и два разъединителя. Возможно также применение схем с использованием пятиполюсных аппаратов и других схем при соответствующем обосновании. Выключатели в цепях обратимых агрегатов ГАЭС и в цепях генераторов пиковых ГЭС должны иметь повышенный коммутационный и механический ресурс. Отключение тока КЗ на выводах генератора должно производиться выключателем (выключателями) ВН блочного трансформатора с последующим отключением генераторного выключателя и восстановлением работы укрупненного блока. 77

Электротехническая часть 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 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. В ремонтных режимах допускается, при наличии техникоэкономического обоснования, ограничение выдачи мощности электростанции в систему, но не допускается ограничение электроснабжения потребителей собственных нужд. 78

Электротехническая часть В качестве расчетных отказов при технико-экономических обоснованиях схем учету подлежат такие события, как единичный отказ элемента схемы и отказ одного элемента во время планового ремонта другого. 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. 79

Электротехническая часть 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 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 РУ; • ремонт любого из выключателей РУ 110 к. В и выше должен быть возможен без отключения присоединения. Для РУ напряжением до 220 к. В 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. 80

Электротехническая часть Для распределительных устройств ГЭС напряжением 110 к. В и выше рекомендуются к разработке следующие схемы: При напряжении 110 -220 к. В с одним выключателем на присоединение: • одна рабочая секционированная выключателем и обходная система шин с секционным и обходным выключателями (5 и более присоединений); • две рабочие и обходная системы шин (от 5 до 15 присоединений); • две рабочие секционированные выключателями и обходная системы шин с двумя шиносоединительными и двумя обходными выключателями (более 15 присоединений). При напряжении 110 к. В и выше при количестве присоединений не более 6: • мостик; • треугольник; • четырехугольник; • пятиугольник; • Шестиугольник. 81

Электротехническая часть Для распределительных устройств ГЭС напряжением 110 к. В и выше рекомендуются к разработке следующие схемы: При напряжении 330 -750 к. В применяются схемы: • с двумя системами шин, с 4 выключателями на 3 цепи (схема "4/3"); с секционированием сборных шин по условиям ПА; • с двумя системами шин, с 3 выключателями на 2 цепи (схема "3/2"- «полуторная» ), с секционированием сборных шин по условиям ПА; • схемы по предыдущим пунктам с жестким присоединением автотрансформаторов к сборным шинам. Для РУ напряжением 220 к. В мощных электростанций, а также при необходимости сохранения в работе ответственных ВЛ также возможно применение схем вышеперечисленных данного раздела. Допускается применение других схем при надлежащем обосновании или по требованию заказчика. 82

Электротехническая часть КРУЭ могут выполняться по любой из перечисленных 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. При расположении КРУЭ вблизи здания ГЭС (ГАЭС) целесообразно выполнять связь блочных трансформаторов с КРУЭ закрытыми элегазовыми токопроводами или кабелями с изоляцией из сшитого полиэтилена. При обосновании варианта главной электрической схемы электростанции рассматриваются вопросы надежности выдачи электроэнергии, оперативных и ремонтных свойств схемы, удобства деления схемы по сигналам ПА, количества операций с выключателями и разъединителями в различных режимах, компоновки оборудования, стоимости РУ и др. 83

Электротехническая часть При выборе типов выключателей для РУ повышенных напряжений следует руководствоваться следующим: • в ОРУ 220 -750 к. В 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. В ОРУ 35 -110 к. В должны предусматриваться элегазовые или вакуумные выключатели. Для КРУЭ, ЗРУ, ГРУ 6, 10, 20 к. В должны предусматриваться КРУ с вакуумными или элегазовыми выключателями. Предпочтение следует отдавать вакуумным выключателям. 84

Собственные нужды и оперативный ток Для электроснабжения электроприемников собственных нужд (СН) 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: • обмотка низшего напряжения повышающего (блочного) трансформатора при наличии генераторного выключателя и режима постоянного включения повышающего трансформатора со стороны ВН; • гидрогенератор; • обмотка низшего напряжения автотрансформаторов связи РУ; • шины РУ электростанции 35, 110, 220 к. В; • подстанция местного района, имеющая связь с энергосистемой, на ГЭС принимается в качестве резервного источника; • дизель-генераторная станция (ДЭС). На время остановки всех ГА допускается осуществлять питание СН от одного источника с использованием в качестве второго источника остановленные ГА, при запуске которых обеспечивается подача напряжения на СН. При этом должна предусматриваться возможность пуска ГА при отсутствии переменного напряжения в сети СН станции. 85

Собственные нужды и оперативный ток К электроприемникам особой группы ответственности относятся: • • • механизмы управления затворов водосбросов и АРЗ водоприемника; механизмы управления предтурбинных аварийных 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; 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; 86

Собственные нужды и оперативный ток К электроприемникам систем жизнеобеспечения станции относятся: • 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; • 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. Электроприемники, получающие в аварийных условиях электроснабжение от ДЭС, должны подключаться к выделенным сборкам, 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. 87

Система оперативного постоянного тока (СОПТ) Система оперативного постоянного тока предназначена для питания устройств управления, автоматики, сигнализации и релейной защиты элементов главной электрической схемы электростанции и распредустройств 6 к. В и 0, 4 к. В, а также приводов постоянного тока, преобразовательных агрегатов бесперебойного питания (АБП), средств диспетчерского управления и связи, начального возбуждения генераторов, пожарной сигнализации и аварийного освещения. Основным источником СОПТ является аккумуляторная батарея напряжением 220 В. На электростанциях следует использовать стационарные малообслуживаемые свинцово-кислотные аккумуляторы открытых и закрытых типов. 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. 88

Релейная защита электрооборудования ГЭС/ГАЭС Все электроустановки и электрооборудование ГЭС/ГАЭС должны быть оборудованы устройствами релейной защиты. Все устройства РЗ основного оборудования и воздушных и кабельных линий 110 -500 к. В должны быть выполнены на микропроцессорной элементной базе. Устройства защиты в соответствии с выполняемыми функциями должны состоять из двух автономных, взаиморезервируемых комплектов защиты для каждого присоединения, а также для шин РУ 110 к. В 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 к. В и выше. Питание комплектов РЗ постоянным оперативным током должно производиться от двух разных источников постоянного тока напряжением 220 В. 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. 89

Компоновка электротехнического оборудования Электротехнические устройства и оборудование, относящиеся к агрегату, размещаются в здании электростанции, максимально используя площади, определенные габаритами агрегатного блока. Для вновь возводимых многоагрегатных электростанций рассматривать возможность применения принципа «боксирования» агрегатов, с устройством герметичных перегородок. Соединение генераторов с повышающими трансформаторами выполняется экранированными токопроводами или токопроводами с литой изоляцией и соответствующие требованиям по термической, электродинамической стойкости и пожаробезопасности. Повышающие трансформаторы 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. Для подземных зданий электростанций место расположения повышающих трансформаторов определяется на основе техникоэкономического сопоставления вариантов их расположения (на поверхности или в подземных помещениях). 90

Компоновка электротехнического оборудования При установке повышающих трансформаторов в подземном помещении связь с распределительными устройствами выполняется кабельными линиями с кабелями с изоляцией из сшитого полиэтилена или элегазовыми токопроводами. Для прокладки магистральных потоков силовых и контрольных кабелей в здании электростанции предусматриваются кабельные сооружения (кабельные этажи, кабельные шахты, кабельные каналы, кабельные туннели). 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). 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. 91

Средства связи и сигнализации Средства связи для ГЭС должны быть предусмотрены в соответствии с принятой структурой оперативно-диспетчерского и хозяйственного управления и эксплуатации объекта и включают: • средства внешней связи; • средства внутриобъектной связи. Средства внешней связи в зависимости от значения ГЭС 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; • 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. 92

Средства связи и сигнализации 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; • структурированную кабельную систему (СКС); • локальную вычислительную сеть (ЛВС); • систему видеоконтроля и наблюдения; • систему охранного телевидения; • систему контроля и управления доступом; • охранную и пожарную сигнализацию. 93

Противопожарные системы 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; • применение электрооборудования соответствующего классу пожарной категории; • применение в конструкции быстродействующих средств защитного отключения электроустановок; • применение устройств, исключающих возможность распространения пламени из одного объема в смежный; • каждое помещение, в котором может находиться эксплуатационный персонал станции, должно иметь конструктивное исполнение, обеспечивающие безопасную эвакуацию людей при пожаре. При невозможности безопасной эвакуации людей должна быть обеспечена их защита посредством применения систем коллективной защиты; • здания ГЭС и ГАЭС должны быть оснащены автоматическими установками пожаротушения. 94

Автоматизация и управление оборудованием ГЭС/ГАЭС Современные ГЭС/ГАЭС создаются как полностью автоматизированные объекты с возможностью дистанционного и ручного (при необходимости) управления оборудованием. 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. 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. 95

Автоматизация и управление оборудованием ГЭС/ГАЭС 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 информационно 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, выполняющую все функции управления основным и вспомогательным оборудованием ГЭС (ГАЭС) с выделением следующих уровней управления объектов автоматизации: • станционного (верхнего) уровня управления; • локального (нижний или агрегатный) уровня управления группы оборудования; • местного (полевого) уровня управления. 96

Станционный (верхний) уровень управления ГЭС/ГАЭС В состав станционного (верхнего) уровня управления должны входить следующие подсистемы управления и контроля: • система человеко-машинного интерфейса ИЧМ; • диспетчерский щит; • сервера АСУ ТП технологической базы данных и архивирования; • АРМ инженеров АСУ ТП и РЗА, АРМ технологов, АРМ мониторинга и диагностики оборудования; • центральный контроллер (общестанционного оборудования); • группового регулирования активной мощности (ГРАМ); • группового регулирования напряжения и реактивной мощности (ГРНРМ); • общестанционная системы пожаротушения и пожарной сигнализации; • коммерческого и технического учета электроэнергии АИИС КУЭ и ТУЭ; • система управления, мониторинга и диагностики оборудования; • подсистема противоаварийной автоматики; • подсистема диспетчерского управления для передачи технологической информации диспетчерского, технологического и противоаварийного управления; • система коммуникационного оборудования и технологических сетей связи. 97

Станционный (верхний) уровень управления ГЭС/ГАЭС • • Станционный уровень управления предназначен для : управления технологическим процессом минимальным количеством дежурного персонала с главного щита управления ГЭС/ГАЭС; автоматизированной или автоматической отработкой 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); представления оперативному персоналу ГЭС/ГАЭС необходимой информации о состоянии технологического процесса; представления оперативному персоналу ГЭС/ГАЭС необходимой информации о состоянии основного и вспомогательного оборудования; представления информации вышестоящему уровню и получение информации от вышестоящего уровня; дистанционное управление каждым агрегатом ГЭС/ГАЭС; дистанционное управление выключателями, разъединителями и заземляющими ножами главной электрической схемы, выключателями РУ общестанционных собственных нужд; дистанционное управление вспомогательным оборудованием ГЭС/ГАЭС. 98

Технологический (нижний) уровень управления гидроагрегатом и вспомогательным оборудованием ГЭС/ГАЭС 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; • представление информации о параметрах режима и состоянии основного, вспомогательного оборудования агрегата и общестанционного оборудования ГЭС/ГАЭС и управление отдельным оборудованием. 99

Местный уровень управления оборудованием Местный (полевой) уровень управления предусматривает управление и контроль оборудованием с местных шкафов и щитов управления индивидуальным оборудованием, а именно: • систем и подсистем агрегата (ТВС агрегата, пожаротушения генератора и трансформатора, охлаждения трансформаторов, управления и регулирования турбины, автоматики и управления вспомогательным оборудованием МНУ, управления и регулирования возбуждением); • местных щитов и шкафов управления оборудованием КРУЭ (ОРУ) (ячейками выключателей и разъединителей КРУЭ (ОРУ), шкафы АУВ, шкафы РПН автотрансформаторов); • местных шкафов управления оборудования вспомогательных систем ГЭС и устройств управления исполнительными механизмами, управления оборудованием собственных нужд ГЭС, управления гидроприводами затворов и оборудования водосброса и водоприемника. В местных щитах и шкафах управления предусмотрена соответствующая аппаратуру управления, включая ключи выбора режима, ключи и кнопочные посты ручного управления, измерительные преобразователи, устройства измерения, сигнализации, защит и т. д. 10 0

Спасибо за внимание! 10 1