РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ПРОЕКТИРОВАНИЮ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ЧАСТИ
ГИДРОЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И ГИДРОАККУМУЛИРУЮЩИХ
ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
ПРИКАЗ
МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ РФ
30 июня 2003 г.
N 285
(Д)
УТВЕРЖДЕНЫ
Приказом Минэнерго России
от 30 июня 2003 года
N 285
Настоящие Рекомендации применяются при разработке технологической
части проекта на строительство новых и на расширение, реконструкцию и
техническое перевооружение действующих гидроэлектростанций и
гидроаккумулирующих электростанций мощностью 10 МВт и выше с
агрегатами мощностью не менее 5 МВт.
Рекомендации могут использоваться при разработке проектов малых
гидроэлектростанций мощностью менее 10 МВт.
1. Основные положения
1.1. Настоящие Рекомендации применяются 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.
Рекомендации могут быть использованы при разработке проектов
малых электростанций мощностью менее 10 МВт.
1.2. Параметры технологического оборудования и его компоновка в
сооружениях гидроузла принимаются с учетом:
технического уровня оборудования;
надежности работы оборудования и сооружения;
возможной унификации оборудования и сооружений;
наименьших суммарных затрат на сооружение электростанции и
эксплуатационных издержек;
удобства обслуживания и ремонтопригодности;
степени воздействия на окружающую среду;
сейсмичности площадки строительства;
местных условий (например, необходимости пропуска через турбину
минимального (санитарного) попуска или выдачи заданной минимальной
мощности и др.).
1.3. Негативное влияние используемого на гидроузле оборудования
на окружающую среду рекомендуется исключить.
При отсутствии технических решений, исключающих воздействие
оборудования и систем на окружающую среду, руководствуются нормативами
допустимого воздействия на окружающую среду (Федеральный закон об
охране окружающей среды от 10.01.2002 N 7-ФЗ).
1.4. Рекомендации учитываются при разработке других частей
проекта гидроузла.
1.4.1. В водно-энергетических расчетах:
при определении глубины сработок водохранилища, режимов нижнего
бьефа, значений максимальных и минимальных расходов через
электростанцию на основании эксплуатационных мощностных, расходных и
кавитационных характеристик гидромашин;
выбор целесообразной зоны использования электростанции и покрытия
суточного графика нагрузки энергосистемы;
пуск электростанции при пониженных напорах обосновывается
технической возможностью работы как штатного гидросилового
оборудования, так и специально предусмотренного, а также длительностью
режимов работы при этих напорах.
1.4.2. При выборе створа, компоновки здания электростанции и
гидроузла учитываются: габариты гидроагрегата, проточной части
гидромашины, требуемая отметка заложения рабочего колеса гидромашины.
Генеральный план гидроузла проектируют с учетом оптимальной
организации его эксплуатации в части размещения вспомогательных служб
и сооружений электростанции.
1.4.3. Служебные, административные и производственные помещения
электростанции оборудуются системами водоснабжения, канализации,
отопления, вентиляции и кондиционирования воздуха, наружного и
внутреннего пожаротушения. Объемно-планировочными решениями
учитываются и обеспечиваются удобство обслуживания оборудования и
помещений, а также особенности размещения технологического
оборудования в здании электростанций и на гидроузле в целом.
2. Компоновка технологического оборудования
2.1. Состав и общие положения.
2.1.1. В комплекс технологического оборудования входят:
а) механическое оборудование;
б) гидроагрегат;
в) вспомогательное оборудование;
г) электротехническое оборудование;
д) средства автоматизации, управления и связи;
е) средства эксплуатации и ремонта, оборудование мастерских и
лабораторий, необходимые для обслуживания оборудования и сооружений.
2.1.2. Компоновка технологического оборудования на объектах
гидроузла и в здании электростанции разрабатывается с учетом:
а) надежной работы технологического оборудования;
б) удобства эксплуатационного обслуживания оборудования и
сооружений, зданий и территорий;
в) механизации ремонтных работ, удобного доступа к оборудованию
для обеспечения его монтажа, демонтажа и транспортировки;
г) выполнения санитарно-технических требований;
д) предотвращения недопустимого воздействия на человека и
окружающую среду;
е) транспортных и технологических коммуникаций;
ж) пожарной безопасности;
з) выполнения требований по обеспечению эвакуации персонала в
аварийных условиях;
и) требований по промышленной эстетике и архитектуре.
2.1.3. В проекте здания электростанции предусматриваются
мероприятия, исключающие возможность совпадения частот собственных
колебаний строительных конструкций (перекрытий, стен, балок и т.д.) с
частотами возмущающих сил, действующих на корпуса подшипников ротора,
на стенки отсасывающей трубы и донных водосбросов.
2.1.4. В проекте здания электростанции разрабатываются
мероприятия, исключающие затопление помещений здания при авариях и
ремонтах проточной части гидромашин и водоводов, а также в процессе
регулирования при повышении уровня воды в шахте затворов и аэрационных
трубах.
2.2. Компоновка механического оборудования.
2.2.1. В состав механического оборудования входят:
плавучие заграждения (запани) и другие устройства, преграждающие
доступ плавающим предметам к водоприемникам электростанций;
сороудерживающие решетки с механизмами их очистки и закладными
частями;
средства для очистки акваторий перед сороудерживающими решетками;
затворы всех типов любого назначения с закладными частями;
стационарные подъемные и тяговые механизмы всех типов;
грузоподъемные краны всех типов и назначений с устройствами для
их испытания, с подкрановыми путями и их элементами;
грузовые тележки, тельферы, тали;
устройства для поддержания майны, обогрева затворов и закладных
частей;
оборудование для ремонта, ревизии и проведения антикоррозионных
работ с механическим оборудованием на площадках или в помещениях;
герметичные двери, люки и крышки, металлические крышки и решетки
над пазами и сороудерживающими решетками;
аэрационные трубы.
2.2.2. Компоновка, состав и вид механического оборудования
разрабатываются с учетом постоянной эксплуатации гидроузла,
строительного периода и временной эксплуатации, а также типа здания
электростанции, водосбросных сооружений, режима их эксплуатации и
ремонта.
2.2.3. При проектировании каскада электростанций, как правило,
следует стремиться к унификации подъемно-транспортного оборудования и
затворов, а также предусматривать общие комплекты вспомогательных и
испытательных устройств.
2.2.4. Помещения обслуживания затворов в районах с холодным
климатом рекомендуются выполнять закрытыми; маслонасосные установки,
аппаратуру управления и контроля рекомендуется располагать в
отапливаемых и вентилируемых помещениях.
2.2.5. Механизмы приводов затворов, маслонасосные установки
гидроприводов и аппаратура управления защищаются от атмосферных
осадков, пыли, песка, а также доступа посторонних лиц.
На совмещенных электростанциях маслонасосные установки
гидроприводов основных затворов водосбросов целесообразно располагать
на незатопляемых с нижнего бьефа отметках.
2.2.6. Приближение механизмов затворов к другим механизмам и
строительным конструкциям выбирают из условия безопасной и удобной
эксплуатации, ремонта и монтажа.
2.2.7. К помещениям механизмов и аппаратуры управления,
расположенным на глубине (высоте) 3 м и более, предусматриваются
маршевые лестницы, а к расположенным на глубине (высоте) 12 м и более,
кроме того, предусматриваются пассажирские или грузопассажирские
лифты. К отдельно стоящим приборам и редко обслуживаемым механизмам
маршевые лестницы и лифты не предусматриваются.
2.2.8. На водоприемных, водосбросных, водовыпускных и
водорегулирующих сооружениях предусматривается место для хранения
ремонтных затворов, запасных секций решеток, сороочистных
приспособлений, захватных балок, подъемных штанг и прочего
механического оборудования, а также грузов или анкеров для испытания
кранов.
2.2.9. Предусматриваются площадки и, в случае необходимости,
помещения с оборудованием и соответствующими приспособлениями для
ревизии, ремонта, очистки и окраски механического оборудования. Подача
оборудования на ремонтную площадку осуществляется, как правило,
кранами, предусмотренными для маневрирования затворами.
На площадках и в помещениях исключается попадание технологических
отходов в систему неочищаемых сточных вод, акваторию или на землю.
Необходимо соблюдение требований пожарной безопасности и санитарных
норм.
2.2.10. Предусматриваются приспособления для производства
ремонтных работ и технического обслуживания стальных конструкций и
оборудования сооружений на местах их установки.
2.2.11. Водоприемники оборудуются сороудерживающими решетками.
Очистка очищаемых решеток предусматривается механизированными
средствами.
При очищаемых решетках в водоприемниках среднюю скорость воды
перед решетками рекомендуется принимать в пределах до 1,2 м/с при
слабозасоренных водотоках и до 1,0 м/с при сильнозасоренных водотоках.
Указанные скорости определяются при расчетной пропускной способности
турбин.
Скорости могут приниматься и более высокими при наличии
обоснования.
Площадь решеток определяется по расчетному турбинному расходу и
скорости воды перед решетками.
Применение очищаемых сороудерживающих решеток, наглухо заделанных
в бетон, не рекомендуется.
Для малозасоренных водохранилищ с глубинными водоприемниками, где
затруднена очистка решеток, целесообразно предусматривать устройство
неочищаемых решеток. Скорость воды перед такими решетками принимается
не более 0,4 м/с.
Скорость воды на очищаемых сороудерживающих решетках всасывающих
труб насосов-турбин и насосов следует принимать не более 1 м/с.
На водоприемниках верхнего и нижнего бассейнов ГАЭС, имеющих
ограждение, при отсутствии поступления в них мусора сороудерживающие
решетки могут не устанавливаться.
2.2.12. При отборе воды для гидромашин из водосбросного тракта
сороудерживающие решетки на входе в него не устанавливаются.
Предусматриваются решетки в узлах отбора воды на гидромашину при
скорости воды в створе решетки не более 0,4 м/с. Очистка решетки в
этом случае производится сбросным потоком при остановленном агрегате.
2.2.13. Для прекращения подачи воды в турбинные водоводы
электростанций применяются аварийно-ремонтные затворы, обслуживаемые
краном или индивидуальными механизмами, что определяется режимом
работы агрегатов.
Если на аварийно-ремонтные затворы возлагаются функции защиты
турбины от разгона, то они снабжаются индивидуальными механизмами,
которые включаются в систему автоматического управления агрегатом.
В тех случаях, когда перед водоводами сооружаются водоприемники
сифонного типа, вместо аварийно-ремонтных затворов предусматривается
устройство для срыва вакуума.
2.2.14. Перед открыто уложенными напорными металлическими
водоводами для локализации последствий от их разрыва необходимо
устанавливать на каждом водоводе аварийно-ремонтные затворы с
индивидуальными подъемными механизмами. Такие затворы снабжаются
автоматическим, дистанционным и местным управлением.
Установка индивидуальных механизмов для маневрирования
аварийно-ремонтными затворами не предусматривается для трубопроводов,
проложенных в бетонных или железобетонных сооружениях, для туннельных
водоводов и сталежелезобетонных трубопроводов.
2.2.15. В напорных бассейнах и водоприемниках зданий
электростанций перед аварийно-ремонтными затворами, а также в
отсасывающих трубах предусматриваются пазы для установки ремонтных
затворов.
Пазы решеток могут использоваться для установки ремонтных
затворов.
2.2.16. За аварийно-ремонтные затворы водоприемников
предусматривается подача воздуха. Размеры воздуховодов (аэрационных
труб) принимаются исходя из максимально возможного расхода воды по
турбинному водоводу, допустимой максимальной скорости засасываемого
воздуха 60 м/с и колебаний уровня воды. При этом исключается
поступление воды в помещения через аэрационные трубы.
Конструкция и размещения воздухозаборных отверстий аэрационных
труб выполняются с учетом обеспечения безопасности находящегося вблизи
персонала. Предусматривается возможность обогрева воздухозаборного
отверстия для исключения образования ледяной пробки в аэрационной
трубе в зимних условиях.
2.2.17. На водосбросных сооружениях грузоподъемные механизмы,
предусмотренные для маневрирования затворами, могут быть также
использованы для выполнения ремонтных работ по сооружению и другому
технологическому оборудованию. При устройстве башенных или шахтных
водосбросных сооружений, вынесенных в верхний бьеф, разрабатывается
транспортная схема доставки на них ремонтных материалов и механизмов.
2.2.18. Щитовое отделение нижнего бьефа оборудуется ремонтными
затворами отсасывающих труб, сороудерживающими решетками (на ГАЭС),
обслуживающими их механизмами и, в случае необходимости,
затворохранилищем.
2.2.19. На водосбросных сооружениях компоновка комплекса
ремонтных затворов предусматривает возможность установки их на порог,
а также извлечение для осмотра при любых уровнях отгораживаемого
бьефа.
Пазы ремонтных затворов рекомендуется устраивать, как правило,
вертикальными.
2.2.20. В качестве механизмов для маневрирования ремонтными
затворами в открытых водоприемниках и щитовых отделениях отсасывающих
труб, как правило, устанавливаются козловые (полукозловые) краны, а в
закрытых - мостовые.
2.2.21. На совмещенных русловых электростанциях в щитовом
отделении нижнего бьефа устанавливаются основные затворы глубинных
водосбросов и ремонтные затворы отсасывающих труб. Аварийно-ремонтные
затворы водосбросов устанавливаются со стороны верхнего бьефа.
2.2.22. В конце отводящей туннельной деривации предусматривается
установка ремонтного заграждения.
2.2.23. При компоновке входных и выходных участков водозаборных
или водопропускных сооружений предусматриваются, по возможности,
устройства или мероприятия, обеспечивающие полное опорожнение
проточного тракта, включая крайние пазы, для осмотра, ремонта или
реконструкции.
2.2.24. Расстояние от колена или развилки на турбинном водоводе и
от предтурбинного затвора в зависимости от его типа до входного
сечения спиральной камеры гидромашины принимается по данным завода -
изготовителя гидромашины.
2.2.25. При расположении внутри здания электростанции
предтурбинного затвора его корпус и открытые входной и выходной
патрубки не приравниваются к открытому турбинному водоводу и не
вызывают соответствующих требований по защите их от разрыва.
2.3. Компоновка гидроагрегатов и здания электростанции.
2.3.1. Параметры, типоразмер и конструкция гидротурбины,
насос-турбины и гидрогенератора, генератора-двигателя (в дальнейшем -
турбины и генератора) определяются в соответствии с разд. 4 и 11
настоящих Рекомендаций.
Высотное положение гидроагрегата определяется отметкой заложения
рабочего колеса гидротурбины.
2.3.2. В агрегатном блоке электростанции предусматриваются входы
в шахты турбины и генератора. Площадка перед входом в шахту турбины
обслуживается краном машинного зала через люк в перекрытии.
2.3.3. В спиральных камерах и отсасывающих трубах турбин
предусматриваются люки для проведения осмотров и ремонтных работ в
проточной части турбины; рядом с люками предусматриваются люки для
ввода кабельных, газовых и прочих коммуникаций, необходимых при
ремонтных работах. Открытие люков производится вовнутрь.
Облицовка конуса отсасывающей трубы оснащается устройствами для
установки инвентарных подмостей под рабочим колесом.
2.3.4. Маслонапорная установка и гидромеханическая колонка
регулятора турбины размещаются в зоне действия крана машинного зала. В
случае размещения маслонапорной установки под перекрытием машинного
зала предусматриваются монтажные проемы со съемными перекрытиями над
баком и котлом в зоне действия крана машинного зала.
2.3.5. Установка предтурбинных или встроенных в турбину кольцевых
(секторных) затворов, как правило, предусматривается:
в случае присоединения двух и более гидроагрегатов к одному
водоводу;
для турбин с напором 200 м и более.
2.3.6. Для подземных зданий электростанций место расположения
предтурбинных затворов определяется сопоставлением вариантов с
предтурбинными затворами, размещенными в общем машинном зале и
отдельном помещении.
2.3.7. Дисковый предтурбинный затвор располагают от входного
сечения спиральной камеры турбины на расстоянии не менее двух
диаметров ее входного сечения. Это расстояние определяется заводом -
разработчиком турбины.
2.3.8. Монтажный патрубок предтурбинного затвора и компенсатор
располагают со стороны спиральной камеры.
2.3.9. Размеры зданий электростанций (кроме встроенных и
совмещенных) определяются габаритами гидроагрегата, проточной части
турбины, а также предтурбинного затвора (при его наличии).
Площади, образующиеся в агрегатном блоке и блоке монтажной
площадки, максимально используются для размещения вспомогательного
технологического и электротехнического оборудования, транспортных и
технологических коммуникаций, сантехнического оборудования, а также
общестанционных помещений, мастерских и т.д.
При компоновке и определении размеров подводной части здания
электростанции следует руководствоваться также строительными нормами и
правилами.
2.3.10. Компоновкой помещений, проездов и проходов в здании
обеспечивается возможность транспортировки оборудования и его узлов
кранами, средствами малой механизации и напольным транспортом к
монтажным площадкам и ремонтным зонам, мастерским и складским
помещениям.
2.3.11. В здании электростанции предусматривается машинный зал,
оборудованный кранами для монтажа и демонтажа агрегата, а также
обслуживания главных трансформаторов, и монтажная площадка.
Применение пониженных машинных залов с установкой наружных кранов
специально обосновывается.
2.3.12. Высота и ширина машинного зала (расстояние между
колоннами) назначаются 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 как по вертикали, так и по горизонтали.
Приближение конструкций крана к конструкциям здания следует
принимать в соответствии с Правилами устройства и безопасной
эксплуатации грузоподъемных кранов.
При проектировании машинного зала рекомендуется сокращение его
высоты выполнять за счет:
применения утопленных маслоприемников турбины;
раздельной транспортировки вала и рабочего колеса крупных
гидромашин, ротора и вала генератора;
применения специальных приспособлений для переноса узлов
агрегата;
применения нестандартизированных конструкций кранов;
устройства трансформаторной ямы.
Ширина машинного зала определяется наружными размерами
вентиляционного кожуха генератора и свободными проходами на всех
отметках со стороны одного из бьефов не менее 2,0 м в свету.
При наличии предтурбинных затворов, размещенных в машинном зале,
ширина машинного зала увеличивается на размер, необходимый для
демонтажа и проноса затвора или его деталей.
В целях снижения стоимости верхних строений зданий (колонны и
подкрановые балки для мостовых кранов) рекомендуется рассматривать
применение полукозловых и козловых кранов.
Снижение грузоподъемности кранового оборудования может быть
достигнуто за счет применения генераторов с отъемным остовом ротора.
2.3.13. 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 т или числе агрегатов больше пяти, а
также в подземных машинных залах применяется, как правило, два крана
грузоподъемностью, равной половине массы наиболее тяжелого монтажного
узла (с учетом массы приспособления для переноса).
Для увеличения зоны обслуживания двумя кранами тележки кранов
разворачиваются на 180ё, а электрические тали устанавливаются на
наружных фермах кранов. Кабины крановщиков располагаются рядом на
внутренних фермах кранов.
Для электростанций с числом агрегатов более 15 рекомендуется
устанавливать вспомогательные краны меньшей грузоподъемности.
2.3.14. Площадки и лестницы для посадки в кабину крана
располагаются в зоне монтажной площадки. При длине машинного зала
более 300 м дополнительно предусматриваются площадки и лестницы для
посадки в кабину крана с расстоянием между ними 150 - 200 м.
При наличии двух кранов устройство второй лестницы и посадочной
площадки предусматривается у противоположного монтажной площадке торца
машинного зала; в этом случае допускается применение вертикальной
лестницы.
2.3.15. Размеры монтажной площадки определяются эксплуатационными
условиями ремонта одного гидроагрегата и одного главного повышающего
трансформатора.
Длина монтажной площадки принимается минимально возможной и
определяется 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
принимается не менее 1,5 м.
При раскладке узлов агрегата рекомендуется использовать свободные
площади в машинном зале.
Расчетная нагрузка на перекрытие монтажной площадки определяется
массой полностью разложенных узлов агрегата, в том числе укрупненных
или поставленных друг на друга, а также трансформатора в случае
ремонта его на монтажной площадке.
В подземных зданиях целесообразно сокращать площадь монтажной
площадки за счет использования площадей на дневной поверхности.
2.3.16. В случае требования завода - изготовителя турбины или
генератора монтажная площадка оборудуется металлическими монтажными
плитами для рабочих колес гидромашин (поворотно-лопастных и разъемных
радиально-осевых), закладными частями для стенда опрессовки железа
обода ротора или статора генератора.
2.3.17. На монтажной площадке в зоне проведения ревизии и
ремонтных работ с повышающими трансформаторами предусматривают решетки
и маслосборные приямки для сбора и отвода протечек масла.
2.3.18. В случае выполнения операций по сборке генератора "в
кольцо" на монтажной площадке или рядом предусматриваются специальные
изолированные от строительной пыли помещения с поддержанием в них
заданной влажности и температуры.
2.3.19. В полу монтажной площадки и машинного зала
предусматриваются трапы для приема стока воды при мойке полов.
2.3.20. Пол машинного зала и монтажной площадки выполняется, как
правило, на одной отметке.
2.4. Компоновка вспомогательного оборудования.
2.4.1. Вспомогательное оборудование, входящее в общестанционные
системы (хозяйства), предназначено для обеспечения нормального
функционирования основного технологического оборудования и
профилактического обслуживания всего технологического оборудования и
элементов сооружения.
К вспомогательному оборудованию относится оборудование следующих
систем (хозяйств):
а) технического водоснабжения;
б) откачки воды из проточной части гидромашин, водоводов и
дренажных колодцев;
в) масляного хозяйства;
г) пневматического хозяйства;
д) измерения гидравлических параметров гидроузла.
2.4.2. При компоновке систем и элементов вспомогательного
оборудования обеспечивается возможность замены и ремонта отдельных
узлов без нарушения работы системы в целом.
2.4.3. Оборудование какой-либо одной системы или хозяйства, как
правило, располагается на одной отметке здания электростанции или
монтажной площадки. Предусматриваются удобные подходы, подъезды для
возможности применения средств малой механизации при производстве
ремонтных работ.
2.4.4. Оборудование системы технического водоснабжения
размещается в зависимости от принятой схемы водоснабжения:
при насосной или эжекторной схемах насосы (эжекторы)
располагаются, как правило, со стороны нижнего бьефа, за пределами
пролета машинного зала, на отметке турбинного помещения или ниже;
при самотечной схеме техводоснабжения фильтры и регуляторы
давления, если в них есть необходимость, располагаются, как правило,
на генераторной или турбинной отметке;
при применении агрегатной (групповой) схемы технического
водоснабжения оборудование располагается в пределах агрегатного блока
(группы агрегатов);
при применении централизованной схемы технического водоснабжения
оборудование, как правило, располагается в блоке монтажной площадки;
при применении эжекторной схемы технического водоснабжения
эжекторы располагаются в специальных изолированных помещениях с целью
снижения уровня шума.
2.4.5. На электростанциях с синхронными машинами, имеющими
непосредственное водяное охлаждение обмоток, предусматривается
помещение для размещения общестанционной установки приготовления и
хранения обессоленной воды необходимого качества.
2.4.6. Система откачки воды из проточной части гидромашин, донных
водосбросов и дренажных колодцев размещается на нижних отметках здания
гидроэлектростанции и состоит из водоприемной емкости, насосной
установки и дренажных колодцев.
Водоприемная емкость выполняется круглого сечения диаметром не
менее 1900 мм и прокладывается в фундаменте здания гидроэлектростанции
под отсасывающими трубами гидромашин с уклоном в строну приемного
колодца, над которым устанавливаются насосные установки.
Слив воды из отсасывающих труб и донных водосбросов
осуществляется самотеком в водоприемную емкость через запорные
клапаны. Водоприемная емкость снабжается с двух сторон лазами при
длине ее 50 - 100 м, при длине более 100 м лазы предусматриваются на
каждые полные и неполные 100 м. Один лаз в водоприемную емкость
предусматривается со стороны приемного колодца.
Герметичные люки лазов в водоприемные емкость и колодец, а также
перекрытие водоприемного колодца рассчитываются на давление,
определяемое максимальным уровнем нижнего бьефа.
Водоприемные емкости и колодцы снабжаются аэрационными трубами.
Насосные станции системы откачки оборудуются стационарно
установленными насосами или эжекторами и грузоподъемными средствами.
Насосы, кроме артезианских, устанавливаются 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, как
правило, размещаются 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 предусматривается возможность использования
насосной станции откачки для осушения аварийно затопленных помещений
электростанции, а также возможность применения погружных насосов для
осушения самой насосной станции в случае ее аварийного затопления.
В помещениях насосных, а также помещениях лазов в отсасывающие
трубы, спиральные камеры и донные водосбросы предусматриваются
изолированные выходы на незатопляемую отметку, а также грузовая шахта,
снабженная водосбросным отверстием выше максимального уровня нижнего
бьефа. В случае невозможности по компоновочным условиям обеспечить
изолированный выход из насосной на входе в насосную предусматривается
герметичная дверь.
Лестничная клетка из помещения насосной выполняется
незадымляемой.
Технологические коммуникации в насосную откачки для подвода
электропитания, вентиляции, масло-, водо- и воздухоснабжения также
прокладываются изолированно с выходом на незатопляемую отметку, чтобы
обеспечить работоспособность насосной откачки при аварийном затоплении
помещений здания электростанции до отметки максимального уровня
нижнего бьефа.
Объединение дренажной системы насосной откачки с системой дренажа
здания электростанции не рекомендуется.
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 разд. 6 настоящих Рекомендаций.
2.4.7. Масляное хозяйство состоит из резервуаров маслохранилища,
аварийного слива масла, аппаратной масляного хозяйства с передвижными
установками, маслохимической лаборатории, приемных колонок,
трубопроводов.
Маслохранилища в зависимости от конкретных компоновочных решений
выполняются открытыми или закрытыми с металлическими резервуарами.
Применение железобетонных облицованных металлом резервуаров не
рекомендуется.
Открытые маслохранилища размещаются вблизи здания электростанции
с учетом противопожарных требований и генерального плана гидроузла.
Закрытые маслохранилища размещаются в здании электростанции, в
блоке монтажной площадки, сопрягающих устоях и в других местах,
обеспечивающих удобство технологических коммуникаций с учетом
противопожарных норм.
В районах с минимальной расчетной температурой окружающего
воздуха (средней, наиболее холодной пятидневки) -10 ёC и ниже
целесообразно размещать масляные резервуары в закрытых отапливаемых
помещениях, а при установке масляных резервуаров на открытом воздухе -
оснащать электроподогревом и теплоизоляцией.
Резервуары эксплуатационного и аварийного слива масла из
маслонаполненного оборудования размещаются внутри здания на отметках,
обеспечивающих слив масла в резервуары самотеком.
Аппаратная размещается, как правило, в непосредственной близости
к маслохранилищу. При открытой и подземной компоновке масляного
хозяйства аппаратная отделяется от склада масла стеной с пределом
огнестойкости REI 150.
Маслохимическая лаборатория располагается в помещениях с
естественным освещением.
Колонка по приему и выдаче масла, как правило, располагается в
непосредственной близости от железнодорожных или автодорожных путей на
специально выделенной площадке. Рекомендации по прокладке
маслопроводов приведены в п. 7.5 настоящих Рекомендаций.
Не рекомендуется размещение помещений масляного хозяйства над и
под кабельными сооружениями, аккумуляторными, щитовыми помещениями и
ЗРУ.
2.4.8. Пневматическое хозяйство включает компрессорные установки
и воздухосборники.
Компрессорные установки электростанции, являющиеся стационарными,
автоматизированными, работающими в прерывистом режиме, можно
устанавливать в специально выделенных помещениях электростанции. Стены
и перекрытия этих помещений выполняют капитальными с пределом
огнестойкости не менее REI 150. Двери открываются наружу. Вентиляция и
отопление помещений поддерживают в них температуру в пределах,
обеспечивающих нормальную работу оборудования, - от +10 до +30 ёC.
Производительность и количество устанавливаемых в одном помещении
компрессоров не ограничивается.
Помещение компрессорной оборудуют соответствующими
грузоподъемными устройствами и средствами механизации, в помещении
предусматривают монтажную площадку, отделенную перегородкой, для
проведения ремонта компрессоров.
В помещениях компрессорных установок не размещается оборудование
и аппаратура, технологически не связанные с пневматическим хозяйством.
Воздухосборники, как правило, размещаются на открытом воздухе, в
непосредственной близости от компрессорной установки. Расстояние между
воздухосборниками и потребителями принимается не более 600 м. В случае
большего расстояния в конце магистрали устанавливается дополнительный
воздухосборник. При необходимости предусматривается электроподогрев
для оттаивания конденсата.
Воздухосборники можно устанавливать в специально выделенных
неотапливаемых помещениях электростанции, стены и перекрытия которых
должны быть капитальными с пределом огнестойкости не менее REI 150.
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. Открытие дверей предусматривается наружу.
На случай аварии с одним наибольшим воздухосборником
предусматриваются легкосбрасываемые панели, рассчитанные на избыточное
давление более 5 кПа.
В помещении поддерживается температура наружного воздуха.
Фундамент под каждый воздухосборник рассчитывается на полную
массу с учетом воды, заливаемой на время гидравлических испытаний.
Воздухосборники оснащаются площадками обслуживания.
Расстояние между воздухосборниками принимается не менее 1,5 м, а
между воздухосборником и стеной - не менее 1 м.
В качестве горизонтальных воздухосборников трубного типа можно
использовать воздухопроводы-коллекторы из труб диаметром до 1,4 м и
давлением до 6,4 МПа. Такой воздухосборник не допускается закладывать
в бетон. У деформационных швов воздухосборник снабжается
компенсатором.
2.5. Компоновка электротехнического оборудования.
2.5.1. Электротехнические устройства и оборудование, относящиеся
к агрегату, размещаются в здании электростанции с максимальным
использованием площади, определенной габаритами агрегатного блока.
Увеличение размеров агрегатного блока для размещения
электрооборудования, вспомогательных помещений, устройства проездов и
проходов обосновывается.
2.5.2. Соединение синхронных машин мощностью 100 МВт и более с
повышающими трансформаторами, как правило, производится
экранированными токопроводами. Для синхронных машин меньшей мощности
тип токопроводов выбирается на основании технико-экономических
расчетов.
При наличии неэкранированных участков токопроводов с токами 5000
А и более выполняются мероприятия, исключающие недопустимые нагревы
близко расположенных металлоконструкций наведенными токами.
2.5.3. Повышающие трансформаторы электрических блоков
электростанций, как правило, 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 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.
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.
При установке трансформаторов на отметках, не имеющих общих с
монтажной площадкой железнодорожных путей, для их ремонта, как
правило, предусматривается трансформаторная мастерская с механизмами
для подъема "колокола", технологическим оборудованием и
противопожарными средствами.
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".
Для предотвращения растекания масла и распространения пожара при
повреждениях трансформаторов предусматриваются маслоприемники,
маслоотводы и маслосборники в соответствии с Правилами устройства
электроустановок (ПУЭ).
2.5.4. Распределительные устройства (РУ) 35 - 750 кВ
электростанций, как правило, проектируются открытыми.
Открытые распределительные устройства (ОРУ) располагаются
возможно ближе к зданию электростанции с учетом подходов (коридоров)
линий электропередачи, сокращения технологических и транспортных
коммуникаций от электростанций до ОРУ. При этом воздушная изоляция
оборудования ОРУ выбирается с учетом возможных влагонасыщенных потоков
воздуха при работе водосбросов.
2.5.5. Для электростанций, сооружаемых в сложных топографических
условиях с ограниченными возможностями выбора вблизи электростанции
площадки под ОРУ, рассматривается целесообразность применения
комплектных распределительных устройств с элегазовой изоляцией (КРУЭ).
2.5.6. Для электростанций, сооружаемых в районах с холодным
климатом, как правило, рассматривается сооружение закрытых
распределительных устройств (ЗРУ) 110, 220 кВ с применением как
традиционного оборудования, так и КРУЭ, а для ЗРУ 330 кВ и выше -
КРУЭ.
2.5.7. При компоновке распределительных устройств 35 кВ и выше
предусматривается возможность расширения в соответствии с требованиями
развития энергосистемы.
2.5.8. 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.
2.5.9. 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.
2.5.10. Здания ЗРУ 110 - 330 кВ выполняются с застекленными
верхними ярусами ограждающих панелей, выполняющих роль
легкосбрасываемых при аварии с выключателями, общей площадью в одну
треть поверхности одной продольной стены.
Здания ЗРУ напряжением до 35 кВ включительно могут выполняться
без окон.
2.5.11. При выполнении в ЗРУ 35 - 330 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. К КРУЭ эти требования не предъявляются.
2.5.12. Связь повышающих трансформаторов с ОРУ, как правило,
выполняется воздушными выводами-линиями. Применение кабельных линий
или элегазовых токопроводов 110 - 500 кВ или их комбинаций с
воздушными для связи повышающих трансформаторов с распределительными
устройствами определяется сравнением различных вариантов выводов.
При установке повышающих трансформаторов в подземном помещении
связь с распределительными устройствами выполняется кабельными линиями
или элегазовыми токопроводами.
2.5.13. Для магистральных потоков контрольных и силовых кабелей
до 35 кВ в здании электростанции и связывающих здание электростанции и
распределительное устройство 110 кВ и выше предусматриваются кабельные
сооружения (кабельные этажи, кабельные шахты, кабельные каналы,
кабельные туннели).
Количество и габариты кабельных сооружений вдоль электростанции и
кабельных туннелей (каналов) к ОРУ (ЗРУ) должны предусматривать
возможность прокладки взаиморезервируемых кабелей, чтобы при выходе из
строя части кабелей при пожаре не происходила потеря мощности
электростанции более чем определено п. 10.1 "в" настоящих Рекомендаций
и не допускалась потеря собственных нужд.
2.5.14. Масляные трансформаторы общестанционных собственных нужд,
как правило, размещаются на трансформаторной площадке вместе с
повышающими (блочными) трансформаторами.
Сухие трансформаторы собственных нужд, сухие выпрямительные
трансформаторы и комплектные трансформаторные подстанции собственных
нужд размещаются в помещениях, где относительная влажность при 20
град.C составляет не более 80%.
Комплектные распределительные устройства 0,6 кВ и общестанционные
распределительные устройства 0,4 кВ размещаются с учетом возможности
их опережающего ввода в работу по отношению к питающимся от них
потребителям.
2.5.15. Все оборудование системы возбуждения синхронной машины,
как правило, размещается на одной отметке в непосредственной близости
от агрегата.
2.5.16. Агрегатные щиты управления (АЩУ) устанавливаются на
отметке машинного зала с ориентировкой фасадов щитов в сторону
агрегатов.
Для горизонтальных капсульных агрегатов место установки АЩУ
определяется компоновкой здания электростанции с учетом расположения
АЩУ на одной отметке, имеющей сплошной проход по машинному залу.
2.5.17. Блочные щиты автоматики и релейной защиты повышающих
(блочных) трансформаторов размещаются в пристройках машзала или
устанавливаются вместе с АЩУ.
2.5.18. Шкафы (панели) управления и автоматики вспомогательного
оборудования, как правило, устанавливаются рядом с этим оборудованием.
В сырых помещениях в шкафах рекомендуется предусматривать
подогрев; в особо сырых помещениях шкафы не устанавливаются.
2.6. Компоновка транспортных и технологических коммуникаций.
2.6.1. При компоновке транспортных коммуникаций на территории и в
здании электростанции предусматривается обеспечение, как правило,
бесперегрузочной доставки грузов, запасных частей, оборудования и
материалов от места их получения к рабочим местам.
Все маршруты в здании для напольного транспорта выполняются с
проезжей частью шириной не менее 2,0 м. Продольные сквозные, как
правило, прямолинейные транспортные маршруты предусматриваются на
отметках машинного зала, генераторного и турбинных помещений.
Продольные проезды на более низких или высоких отметках (за пределами
пролета машинного зала) назначаются при наличии на них тяжелого
оборудования (более 500 кг).
Для подачи крупногабаритного и тяжелого оборудования на нижние
отметки предусматриваются грузовые люки и шахты, расположенные в зоне
действия кранов машинного зала.
Лестницы между отметками машинного зала, генераторным и турбинным
помещениями следует предусматривать не реже чем одна лестничная клетка
на два агрегата. Продольные проходы, как правило, следует
предусматривать по всем имеющимся отметкам здания. Вертикальная
транспортировка персонала с помощью лифтов, как правило,
обеспечивается на все отметки здания и сооружения (кровлю, щитовое
отделение верхнего и нижнего бьефов, трансформаторную площадку,
транспортные и коммуникационные коридоры) при разности отметок 12 м и
более. При этом один пассажирский (грузопассажирский) лифт, как
правило, предусматривается в блоке монтажной площадки. Второй
пассажирский (грузопассажирский) лифт может предусматриваться в
противоположном от монтажной площадки торце здания электростанции.
При компоновке горизонтальных и вертикальных проходов
обеспечивается наименьший путь персонала станции при обходах
установленного оборудования.
2.6.2. Технологические коммуникации предусматриваются для
кабельных потоков высокого и низкого напряжения, магистральных
трубопроводов воды, масла, воздуха, прокладываемых вдоль здания или
для связи с другими объектами гидроузла (ОРУ, водоприемник, масляное
хозяйство и т.д.).
Для магистральных технологических трубопроводов рекомендуется
предусматривать отдельно выделенные участки стен верхнего или нижнего
бьефов, позволяющие смонтировать трубопроводы без пересечений с
проходами и технологическими помещениями. К трубопроводам и арматуре
на них должен быть обеспечен удобный проход для осмотра и ремонта.
2.6.3. Не рекомендуется:
закладка в бетон масляных и воздушных трубопроводов. В случае
необходимости эти трубопроводы прокладывают через бетон и строительные
конструкции в металлических обсадных трубах;
вывод сливных трубопроводов всех систем в зону конусов
отсасывающих труб гидромашин, кроме слива воды из спиральной камеры
турбины;
совместная прокладка масляных и воздушных трубопроводов.
2.7. Компоновка служебных и производственных помещений.
2.7.1. Номенклатура и площади служебных и производственных
помещений зависят от установленной мощности электростанции и
организационной структуры управления гидроузлом.
2.7.2. Помещения для персонала управления и производственных
подразделений, а также лаборатории, столовую (буфет), здравпункт,
кабинеты технической учебы, архивы, бытовые помещения рекомендуется
размещать в служебно-производственном корпусе.
Служебно-производственный корпус, как правило, располагается в
отдельном здании. Бытовые помещения в этом случае размещаются в
пределах здания электростанции.
2.7.3. Помещения центрального пункта управления (ЦПУ)
электростанцией размещаются в служебно-производственном корпусе;
допускается размещать ЦПУ в здании электростанции. В помещении ЦПУ
предпочтительно иметь естественное освещение.
В подземных зданиях электростанций расположение ЦПУ решается в
каждом конкретном случае с учетом специфических условий компоновки
подземного здания.
Допустимые уровни звукового давления и вибрации в ЦПУ от внешних
источников принимаются по государственным стандартам на уровни шума и
вибрации.
Группа механического исполнения аппаратуры, устанавливаемой в
ЦПУ, принимается по государственному стандарту на внешние механические
воздействия.
При выборе расположения ЦПУ рекомендуется стремиться к сокращению
кабельных коммуникаций. Место расположения ЦПУ принимается с учетом
готовности его к пуску первого агрегата.
2.7.4. Помещение вычислительного центра АСУ ТП располагается
ближе к ЦПУ.
2.7.5. Помещения электрического и машинного цехов размещаются
ближе к монтажной площадке. Механические мастерские, как правило,
размещаются на одном уровне с монтажной площадкой при наличии дневного
освещения.
Помещения гидротехнического цеха, столярная мастерская, колерная,
склад стройматериалов и металлопроката, гараж, авторемонтная
мастерская и т.п. размещаются, как правило, на хозяйственном дворе.
2.7.6. При компоновке служебных и производственных помещений
целесообразно стремиться к сокращению пути персонала между указанными
помещениями и оборудованием электростанции.
3. Механическое оборудование
3.1. Общие требования.
3.1.1. Механическое оборудование является, как правило,
нестандартизированным и изготавливается по индивидуальным проектам.
3.1.2. На гидросооружениях в районах с расчетной температурой -40
град.C и ниже применяются материалы, приборы и оборудование в
исполнении "ХЛ".
3.1.3. Компоновка механического оборудования разрабатывается с
учетом защиты от обмерзания его элементов в холодное время года.
Маневрирование затворами в зимних условиях может обеспечиваться
обогревом закладных частей, затворов и захватных балок.
3.1.4. В конструкции узлов оборудования обеспечивается
возможность очистки, окраски и ремонта.
3.1.5. Перед поверхностными затворами, установленными на
водотоках с ледоставом, предусматриваются устройства для поддержания
майны.
3.1.6. Подъемные механизмы, применяемые для маневрирования
затворами и решетками, снабжаются грузовым реле.
3.2. Закладные части.
3.2.1. Закладные части предназначены для фиксации положения
элементов механического оборудования на гидротехнических сооружениях,
передачи нагрузки от затворов, решеток и другого оборудования на
бетонные конструкции и для примыкания уплотнительных элементов.
3.2.2. Сечение закладных частей, определенное максимальной
нагрузкой, выполняют таковым только в пределах действия этой нагрузки.
Вне зоны действия максимальной нагрузки устанавливаются облегченные
закладные части.
3.2.3. В конструкции закладных частей затворов и решеток
обеспечивается неизменяемость формы и размеров при транспортировке,
монтаже и обетонировании.
3.2.4. Для надежной работы закладных частей в местах установки
уплотнений обеспечивается градиент напора в бетоне для основных
затворов - 20, а для ремонтных и аварийно-ремонтных - 40.
3.3. Сороудерживающие решетки и затворы.
3.3.1. Сороудерживающие решетки рассчитываются на перепад 2 м
водяного столба при заглублении порога решетки до 20 м под уровень
соответствующего бьефа и на перепад 3 м - при заглублении более 20 м.
При соответствующем обосновании решетки могут быть рассчитаны и на
другие перепады, включая полный напор на решетки в месте их установки.
3.3.2. Ригели и поперечные диафрагмы сплошного сечения у решеток
устанавливаются в направлении вектора расчетных скоростей потока.
Форма стержней сороудерживающих решеток и конфигурация
струенаправляющих конструкций определяются с учетом безотрывного
обтекания их во всей зоне изменения вектора скорости, обусловленного
расчетными режимами водоприемника.
3.3.3. Расстояние между стержнями решеток принимается по табл.
3.1.
Таблица 3.1
----------------------------------------------------------------------
| Диаметр рабочего колеса, м | Расстояние между стержнями |
| | решеток, мм, для турбин |
|----------------------------------|---------------------------------|
| | РО | ПЛ |
|----------------------------------|------------|--------------------|
| До 3 | 60 | 60 |
|----------------------------------|------------|--------------------|
| До 4 | 60 | 90 |
|----------------------------------|------------|--------------------|
| До 5 | 90 | 120 |
|----------------------------------|------------|--------------------|
| До 6 | 120 | 150 |
|----------------------------------|------------|--------------------|
| До 7 | 150 | 180 |
|----------------------------------|------------|--------------------|
| До 8 | 180 | 200 |
|----------------------------------|------------|--------------------|
| Выше 8 | 200 | 220 |
----------------------------------------------------------------------
3.3.4. Для исключения намерзания льда и шуги на решетках
предусматривается обогрев ее элементов.
3.3.5. В качестве ремонтных затворов применяются, как правило,
плоские скользящие затворы. Подъем и опускание затворов может
производиться только при выровненных уровнях.
3.3.6. Маневрирование ремонтными затворами производится, как
правило, с помощью грузоподъемных кранов.
3.3.7. Количество ремонтных затворов, устанавливаемых перед
турбинами и на отсасывающих трубах, назначается исходя из возможности
одновременного прекращения доступа воды к двум агрегатам, а перед
водосбросными отверстиями принимается, как правило, один ремонтный
затвор на все сооружение.
Большее число комплектов ремонтных затворов обосновывается
проектом организации технического обслуживания и ремонта оборудования.
3.3.8. Маневрирование ремонтными затворами, установленными на
глубинах до 50 м от верха затвора до НПУ, осуществляется посредством
захватных балок. Применение штанг в этом случае специально
обосновывается. Маневрирование ремонтными затворами, установленными на
глубинах свыше 50 м, осуществляется посредством штанг.
3.3.9. Для отсасывающих труб применяются ремонтные затворы.
Применение шандорных затворов обосновывают. Расчетная нагрузка на
затвор определяется максимальным уровнем нижнего бьефа в период
ремонта.
3.3.10. Расположение ремонтных затворов в пределах диффузора
отсасывающей трубы не рекомендуется. При необходимости их расположения
в пределах диффузора отсасывающих труб пазы этих затворов
рекомендуется закрывать потоконаправляющими рамами.
3.3.11. Аварийно-ремонтные затворы, как правило, принимаются
плоскими, применение других типов затворов обосновывается.
3.3.12. Конструкция аварийно-ремонтного затвора обеспечивает
перекрытие отверстия в потоке при расчетном расходе и максимальном
уровне. Подъем затвора производится при выровненных уровнях.
3.3.13. Выравнивание уровней до и после затвора предусматривается
осуществлять, как правило, байпасом, установленным на затворе, либо на
сооружении. Допускается выравнивание уровней производить подъемом
верхней секции затвора.
При необходимости заполнения деривационной системы
предусматривается подъем аварийно-ремонтных затворов под полным
напором.
3.3.14. Основные затворы поверхностных водосбросов на совмещенных
гидроэлектростанциях предусматриваются для регулирования сбросных
расходов и, в случае необходимости, для сброса льда, мусора и др.
Затворы рассчитываются на опускание и подъем в текущей воде.
3.3.15. В условиях значительных снежных покровов
предусматривается возможность механического или пневматического
удаления снега из пазух затворов и из полостей между бычками и опорами
сегментных затворов. Опоры сегментных затворов в этих случаях
выполняются коробчатого сечения.
3.4. Подъемные механизмы.
3.4.1. Стационарные подвижные механизмы оснащаются местным и
дистанционным управлением, а также указателями положения затвора.
3.4.2. Параметры мостового крана машинного зала определяются с
учетом требуемых скоростей подъема подвесок, скоростей передвижения
крана, грузовой тележки и др.
3.4.3. Статическое испытание кранов грузоподъемностью выше 160
кН, как правило, производится гидронагружателями, кранов
грузоподъемностью 160 кН и ниже - испытательными грузами.
3.4.4. Захватные приспособления, в том числе и траверсы,
испытываются рабочими грузами.
3.4.5. Очистка решеток производится решеткоочистной машиной либо
с помощью грейферов. При обосновании очистка может производиться
подъемом решетки на поверхность.
В технически обоснованных случаях может использоваться
гидравлическая очистка решеток.
3.4.6. При необходимости предусматриваются устройства для сбора и
транспортирования мусора от сороудерживающих устройств.
3.4.7. В условиях низких отрицательных температур и при
отсутствии утепленного закрытого щитового отделения верхнего бьефа
электростанции или водосливной плотины предусматривается обогрев
подвесок крана для исключения их обмерзания при опускании в воду во
время маневрирования затворами или перестановки решеток.
4. Гидромашины, регулирование, предтурбинные затворы
4.1. Гидромашины.
4.1.1. Выбор системы, мощности и типоразмера гидромашины и
модификации рабочего колеса производится на основе стандартов на
гидравлические турбины. Для гидромашин, не вошедших в стандарты, а
также для вновь разрабатываемых модификаций используются универсальные
или эксплуатационные характеристики, подтвержденные заводом -
разработчиком оборудования.
4.1.2. Конструкции гидромашин, системы регулирования и
вспомогательного оборудования рассчитываются на надежную работу во
всех режимах без вмешательства дежурного персонала.
4.1.3. Систему гидромашин рекомендуется выбирать по максимальному
напору (табл. 4.1) с учетом заданных режимов работы и диапазона
изменения напора на гидроэлектростанции.
Таблица 4.1
-------------------------------------------------------------------------------------
|Напор максимальный, | Система | Вариант исполнения |
|м | гидромашин | |
|-----------------------------------------------------------------------------------|
| Гидротурбины |
|-----------------------------------------------------------------------------------|
|До 25 | Осевая | Поворотно-лопастная и пропеллерная в |
| | | вертикальном и горизонтальном |
| | | исполнении, в том числе капсульная и |
| | | прямоточная |
|--------------------|-----------------------|--------------------------------------|
|От 25 до 45 | Радиально-осевая | В вертикальном исполнении |
| | Осевая | Поворотно-лопастная и пропеллерная в |
| | | вертикальном исполнении |
|--------------------|-----------------------|--------------------------------------|
|От 45 до 80 | Радиально-осевая | В вертикальном исполнении |
| | Осевая и диагональная | Поворотно-лопастная и пропеллерная в |
| | | вертикальном исполнении |
|--------------------|-----------------------|--------------------------------------|
|От 80 до 170 | Радиально-осевая | В вертикальном исполнении |
| | Диагональная | Поворотно-лопастная в вертикальном |
| | | исполнении |
|--------------------|-----------------------|--------------------------------------|
|От 150 до 600 | Радиально-осевая | В вертикальном и горизонтальном |
| | | исполнении |
|--------------------|-----------------------|--------------------------------------|
|Свыше 250 | Ковшовая | В вертикальном и горизонтальном |
| | | исполнении |
|-----------------------------------------------------------------------------------|
| Насос - турбины |
|-----------------------------------------------------------------------------------|
|До 25 | Диагональная и | Поворотно-лопастная в вертикальном и |
| | осевая | горизонтальном исполнении |
|--------------------|-----------------------|--------------------------------------|
|До 30 | То же | Поворотно-лопастная в вертикальном |
| | | исполнении |
|--------------------|-----------------------|--------------------------------------|
|От 30 до 80 | Диагональная | Поворотно-лопастная в вертикальном |
| | | исполнении |
| |-----------------------|--------------------------------------|
| | Радиально-осевая | В вертикальном исполнении |
|--------------------|-----------------------|--------------------------------------|
|От 80 до 600 | Радиально-осевая | В вертикальном и горизонтальном |
| | одноступенчатая | исполнении |
|--------------------|-----------------------|--------------------------------------|
|Свыше 600 | Радиально-осевая | В вертикальном исполнении |
| | многоступенчатая | |
|--------------------|-----------------------|--------------------------------------|
|Свыше 1200 | Трехмашинный | В вертикальном и горизонтальном |
| | агрегат, включающий | исполнении |
| | многоступенчатый | |
| | насос и ковшовую | |
| | турбину | |
-------------------------------------------------------------------------------------
4.1.4. В 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:
H
min
для капсульных турбин ---- >= 0,4;
H
max
для осевых и диагональных поворотно-лопастных турбин
H
min
---- >= 0,5;
H
max
H
min
для радиально-осевых турбин ---- >= 0,6 - 0,65;
H
max
H
min
для ковшовых турбин ---- >= 0,9;
H
max
H n
p max st
для насос-турбин радиально-осевых ------ >= 0,9 + 0,185 ---
H 100
t min
-1
(для n = 100 - 350 мин. );
st
H n
p max st
для насос-турбин диагональных ------ >= 1,2 + 0,2 --- (для
H 100
t min
-1
n = 200 - 400 мин. ).
st
При большем диапазоне изменения напоров рассматривается
применение двухскоростных гидроагрегатов.
Величины сопрягаемых частот вращения определяются с учетом
рекомендаций разработчиков оборудования.
4.1.5. Число и единичная мощность гидроагрегатов выбираются для
каждой конкретной электростанции на основе технико-экономического
сравнения вариантов.
В расчетах учитываются влияние мощности агрегата на стоимость
оборудования, стоимость строительной части, эксплуатационные затраты и
водно-энергетические характеристики электростанции, обеспечение
необходимых режимов работы электростанции в энергосистеме и на
изолированного потребителя.
4.1.6. При равных показателях надежности и технико-экономических
показателях с учетом эксплуатационных затрат принимается наибольшая
технически возможная мощность с учетом соображений по унификации
оборудования как по условиям изготовления, так и по условиям
эксплуатации на каскаде.
Наибольшая технически возможная мощность гидромашины
обосновывается по результатам 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
гидроэлектростанции;
наименьшего отрицательного влияния на окружающую среду;
технологических возможностей изготовления, транспорта и монтажа
оборудования;
типа здания электростанции и конструкции водоподводящих
устройств;
возможности создания предтурбинных затворов.
4.1.7. При выбранной номинальной мощности гидроагрегата и
заданных характеристиках гидрогенератора гидромашина при напорах выше
расчетного рассчитывается на мощность, обеспечивающую работу
синхронной машины с активной мощностью, равной ее полной номинальной
мощности.
4.1.8. Применение генератора мощностью более номинальной для
работы агрегата при напорах выше расчетного в каждом конкретном случае
обосновывается дополнительной выработкой энергии и возможной экономией
ремонтной мощности на электростанциях энергосистемы.
4.1.9. При выборе оборудования и составлении технического задания
на разработку оборудования коэффициенты быстроходности, приведенные
расходы и коэффициенты полезного действия (в зависимости от напора)
принимаются не хуже указанных ниже в табл. 4.2, 4.3, 4.4, 4.5, 4.6.
Значения максимального коэффициента полезного действия, приведенные в
табл. 4.2, 4.3, 4.4, 4.5, отнесены к модели рабочего колеса турбины
диаметром 460 мм, испытанной при напоре 4 м и температуре воды 20
град.C.
Таблица 4.2
ОСЕВЫЕ ПОВОРОТНО-ЛОПАСТНЫЕ ГИДРОТУРБИНЫ
В ГОРИЗОНТАЛЬНОМ (КАПСУЛЬНОМ) ИСПОЛНЕНИИ
------------------------------------------------------------------
| Напор максимальный, м | 7 | 10 | 15 | 20 | 25 |
|-----------------------------|------|------|------|------|------|
|Коэффициент быстроходности |1000 -|900 - |800 - |750 - |750 - |
| -1 |900 |800 |750 |700 |670 |
|n , мин. | | | | | |
| s опт | | | | | |
|Расход приведенный, куб. м/с:| | | | | |
|-----------------------------|------|------|------|------|------|
|Q` |3,2 - |2,8 - |2,4 - |2,0 - |1,7 - |
| I max |3,5 |3,0 |3,0 |2,75 |2,5 |
|-----------------------------|------|------|------|------|------|
|Q` |1,8 - |1,7 - |1,6 - |1,5 - |1,45 -|
| I опт |2,0 |1,9 |1,8 |1,75 |1,7 |
|-----------------------------|------|------|------|------|------|
|Коэффициент полезного |92,7 |92,7 |92,2 |91,9 |91,9 |
|действия модели эта , % | | | | | |
| max | | | | | |
|-----------------------------|------|------|------|------|------|
|Частота вращения приведенная |150 - |145 - |140 - |135 - |135 - |
| -1 |190 |180 |170 |165 |160 |
|n` , мин. | | | | | |
| I опт | | | | | |
------------------------------------------------------------------
Таблица 4.3
ОСЕВЫЕ ПОВОРОТНО-ЛОПАСТНЫЕ ГИДРОТУРБИНЫ
В ВЕРТИКАЛЬНОМ ИСПОЛНЕНИИ
---------------------------------------------------------------------------------
| Напор | 10 | 15 | 20 | 30 | 40 | 50 | 60 | 70 | 80 |
| максимальный, | | | | | | | | | |
| м | | | | | | | | | |
|----------------|------|------|------|------|------|------|------|------|------|
| Коэффициент |773 - |669 - |585 - |517 - |482 - |457 - |413 - |383 - |353 - |
| быстроходности |640 |561 |493,4 |436 |384 |373 |346 |327 |300 |
| n , | | | | | | | | | |
| s опт | | | | | | | | | |
| -1 | | | | | | | | | |
| мин. | | | | | | | | | |
|----------------|------|------|------|------|------|------|------|------|------|
| Расход | | | | | | | | | |
| приведенный, | | | | | | | | | |
| куб. м/ | | | | | | | | | |
| с: | | | | | | | | | |
|----------------|------|------|------|------|------|------|------|------|------|
| Q` |2,3 - |2,1 - |1,8 - |1,45 -|1,25 -|1,15 -|1,05 -|0,95 -|0,9 - |
| I max |2,5 |2,35 |2,25 |2,0 |1,7 |1,5 |1,3 |1,2 |1,1 |
|----------------|------|------|------|------|------|------|------|------|------|
| Q` |1,25 -|1,15 -|1,05 -|1,0 - |1,0 - |0,95 -|0,9 - |0,85 -|0,84 -|
| I опт |1,45 |1,35 |1,25 |1,2 |1,2 |1,15 |1,05 |1,0 |0,95 |
|----------------|------|------|------|------|------|------|------|------|------|
| Коэффициент |90,5 |91,4 |91,4 |91,7 |91,6 |90,8 |90,6 |90,0 |89,4 |
| полезного | | | | | | | | | |
| действия | | | | | | | | | |
| эта , | | | | | | | | | |
| mах | | | | | | | | | |
| % | | | | | | | | | |
|----------------|------|------|------|------|------|------|------|------|------|
| Частота |165 - |150 - |138 - |125 - |115 - |110 - |105 - |102 - |100 - |
| вращения |185 |165 |150 |135 |126 |120 |116 |110 |105 |
| приведенная | | | | | | | | | |
| n` , | | | | | | | | | |
| I опт | | | | | | | | | |
| -1 | | | | | | | | | |
| мин. | | | | | | | | | |
---------------------------------------------------------------------------------
Таблица 4.4
ДИАГОНАЛЬНЫЕ ПОВОРОТНО-ЛОПАСТНЫЕ ГИДРОТУРБИНЫ
-----------------------------------------------------------------------
| Напор | 50 | 60 | 70 | 90 | 115 | 140 | 170 |
| максимальный, м | | | | | | | |
|----------------------|------|-----|------|-----|------|------|------|
| Коэффициент |430 - |420 -|410 - |370 -|300 - |280 - |240 - |
| быстроходности |380 |370 |353 |300 |280 |260 |219 |
| -1 | | | | | | | |
| n , мин. | | | | | | | |
| s опт | | | | | | | |
|----------------------|------|-----|------|-----|------|------|------|
| Расход приведенный, |1,25 -|1,2 -|1,1 - |1,0 -|0,85 -|0,75 -|0,7 - |
| куб. м/с: |1,5 |1,4 |1,3 |1,2 |1,05 |0,95 |0,8 |
|----------------------|------|-----|------|-----|------|------|------|
| Q` , по Н |0,9 - |0,9 -|0,85 -|0,8 -|0,76 -|0,72 -|0,55 -|
| I max s |1,15 |1,1 |1,0 |1,0 |0,9 |0,85 |0,65 |
| Q` | | | | | | | |
| I опт | | | | | | | |
|----------------------|------|-----|------|-----|------|------|------|
| Коэффициент |91,3 |89,8 |91,3 |92,2 |92,1 |92,5 |91,5 |
| полезного действия | | | | | | | |
| модели эта , % | | | | | | | |
| max | | | | | | | |
|----------------------|------|-----|------|-----|------|------|------|
| Частота вращения |105 - |100 -|100 - |85 - |83 - |82 - |77 - |
| приведенная |115 |115 |110 |95 |91 |87 |85 |
| -1 | | | | | | | |
| n` , мин. | | | | | | | |
| I опт | | | | | | | |
-----------------------------------------------------------------------
Таблица 4.5
РАДИАЛЬНО-ОСЕВЫЕ ГИДРОТУРБИНЫ
------------------------------------------------------------------------------------
| Напор | 45 | 75 | 115 | 140 | 170 | 230 | 310 | 400 | 500 | 600 |
|максимальный, | | | | | | | | | | |
|м | | | | | | | | | | |
|--------------|------|------|------|------|------|-----|------|-----|------|------|
|Коэффициент |360 - |315 - |250 - |240 - |220 - |175 -|140 - |123 -|113 - |100 - |
|быстроходности|300 |250 |220 |210 |170 |140 |115 |93 |110 |86 |
| n , | | | | | | | | | | |
| s опт | | | | | | | | | | |
| -1 | | | | | | | | | | |
| мин. | | | | | | | | | | |
|--------------|------|------|------|------|------|-----|------|-----|------|------|
| Расход | | | | | | | | | | |
| приведенный, | | | | | | | | | | |
| куб. м/ | | | | | | | | | | |
| с: | | | | | | | | | | |
|--------------|------|------|------|------|------|-----|------|-----|------|------|
| Q` |1,35 -|1,15 -|0,95 -|0,85 -|0,7 - |0,5 -|0,35 -|0,3 -|0,25 -|0,2 - |
| I max |1,55 |1,4 |1,15 |1,0 |0,85 |0,65 |0,5 |0,37 |0,3 |0,26 |
| (5%-ный | | | | | | | | | | |
| запас) | | | | | | | | | | |
|--------------|------|------|------|------|------|-----|------|-----|------|------|
| Q` |1,15 -|1,0 - |0,85 -|0,75 -|0,55 -|0,4 -|0,30 -|0,2 -|0,8 - |0,15 -|
| I опт |1,3 |1,15 |1,0 |0,9 |0,7 |0,55 |0,40 |0,30 |0,25 |0,20 |
|--------------|------|------|------|------|------|-----|------|-----|------|------|
| Коэффициент |92,4 |92,2 |93,1 |93,3 |93,0 |93,0 |92,2 |90,3 |90,2 |90,0 |
| полезного | | | | | | | | | | |
| действия | | | | | | | | | | |
| модели | | | | | | | | | | |
| эта , | | | | | | | | | | |
| max | | | | | | | | | | |
| % | | | | | | | | | | |
|--------------|------|------|------|------|------|-----|------|-----|------|------|
| Частота |80 - |70 - |68 - |66 - |64 - |62 - |60 - |60 - |58 - |56 - |
| вращения |90 |83 |77 |74 |72 |68 |66 |65 |65 |65 |
| приведенная | | | | | | | | | | |
| n` , | | | | | | | | | | |
| I опт | | | | | | | | | | |
| -1 | | | | | | | | | | |
| мин. | | | | | | | | | | |
------------------------------------------------------------------------------------
Таблица 4.6
КОВШОВЫЕ ГИДРОТУРБИНЫ
------------------------------------------------------------------
| Напор максимальный, м | 400 | 600 | 1000 | 1500 |
|-----------------------------|-------|--------|--------|--------|
|Количество сопел, шт. |4 |4 |4 |4 |
|-----------------------------|-------|--------|--------|--------|
|Коэффициент быстроходности |25,5 |23 |18,5 |13 |
| -1 | | | | |
|на одно сопло n , мин. | | | | |
| s | | | | |
|-----------------------------|-------|--------|--------|--------|
|Расход приведенный, куб. м/с:| | | | |
|Q` |0,135 |0,110 |0,070 |0,035 |
| I max | | | | |
|Q` |0,085 -|0,07 - |0,04 - |0,02 - |
| I опт |0,125 |0,1 |0,055 |0,025 |
|-----------------------------|-------|--------|--------|--------|
|Коэффициент полезного |90,4 |90,8 |90,5 |- |
|действия модели эта , % | | | | |
| max | | | | |
|-----------------------------|-------|--------|--------|--------|
|Частота вращения приведенная |39 - 40|39 - 40 |39 - 40 |39 - 40 |
| -1 | | | | |
|n` , мин. | | | | |
| I опт | | | | |
------------------------------------------------------------------
Примечание к табл. 4.2 - 4.6. Оптимальные значения
приведенного расхода Q` и приведенной частоты вращения
I опт
n` соответствуют режиму максимального коэффициента полезного
I опт
действия эта для рассматриваемой универсальной характеристики.
max
4.1.10. При определении параметров и габаритов обратимых
гидромашин для ГАЭС необходимо произвести технико-экономические
расчеты по выбору их оптимальной быстроходности.
Для насосного режима значение быстроходности вычисляется по
формуле:
-
3,65n \/Q
n = ---------,
sн 3/4
H
-1
где: n, мин. ; Q, куб. м/с; H, м.
Для предварительной оценки быстроходности можно использовать
-
эмпирическую зависимость K = n = \/H. Значение показателя уровня
sн
быстроходности K принимается, как правило, около 2500.
При выборе параметров обратимой гидромашины следует учитывать,
что наибольший КПД имеют насос-турбины быстроходностью 170 - 230.
Использование гидромашин с n < 110 ведет к резкому снижению КПД
s
агрегата.
Для турбинного режима величина быстроходности вычисляется по
формуле:
-
1,167n \/N
n = ----------,
sт 3/4
H
-1
где: n, мин. ; N, кВт; H, м.
Значения Q, H и N принимаются для расчетного режима.
Зависимость коэффициента быстроходности по насосному режиму от
напора на предварительной стадии определяется по табл. 4.7.
Таблица 4.7
РАДИАЛЬНО-ОСЕВЫЕ НАСОС-ТУРБИНЫ
------------------------------------------------------------------
|Напор максимальный, м |45 - | 80 | 115 | 150 |170 -|300 -|500 -|
| | 60 | | | | 200 | 400 | 600 |
|----------------------|-----|-----|-----|-----|-----|-----|-----|
|Коэффициент быстроход-|320 -|280 -|250 -|210 -|190 -|145 -|110 -|
| -1 |300 |270 |230 |200 |175 |125 |95 |
|ности, мин. , насос- | | | | | | | |
|ный режим n | | | | | | | |
| sн | | | | | | | |
|----------------------|-----|-----|-----|-----|-----|-----|-----|
|Показатель уровня |2500 |2500 |2500 |2500 |2500 |2500 |2500 |
|быстроходности (сред.)| | | | | | | |
| - | | | | | | | |
|K = n \/H | | | | | | | |
| s | | | | | | | |
------------------------------------------------------------------
4.1.11. Приведенный расход при расчетном по мощности напоре и
номинальной мощности определяется как экономически целесообразная
величина по минимуму капитальных вложений и эксплуатационных затрат
для конкретных условий размещения электростанции и выбранной
модификации рабочего колеса с учетом изменения габаритов блока, массы
оборудования, показателей надежности и требуемых высот отсасывания.
4.1.12. Основными расчетными параметрами гидромашин при заданных
максимальном, расчетном по мощности и средневзвешенном по выработке
напорах и мощности считаются:
номинальный диаметр рабочего колеса Д , м;
1
диаметр расположения осей лопаток направляющего аппарата Д ,
0
м, для гидромашин вертикального исполнения;
-1
номинальная частота вращения n , мин. ;
ном
-1
угонная частота вращения n , мин. ;
уг
коэффициент полезного действия максимальный эта , %;
max
коэффициент полезного действия в расчетной точке эта , %;
расч
требуемая высота отсасывания H , м;
s
-1
коэффициент быстроходности n , мин. ;
s
-
показатель уровня быстроходности K = n \/H.
s
4.1.13. Номинальный диаметр рабочего колеса гидравлической
турбины определяют 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 со стандартом на гидромашины.
4.1.14. Номинальная частота вращения гидроагрегата назначается 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 учитываются
рекомендации заводов - разработчиков гидрогенераторов.
Номинальная частота вращения обратимых агрегатов определяется по
насосному режиму исходя из условий размещения рабочего диапазона
напоров в оптимальной зоне характеристики и заглубления рабочего
колеса.
4.1.15. Требуемые высоты отсасывания на предпроектных стадиях
принимаются по модельным универсальным характеристикам существующих
гидротурбин. На последующих стадиях это значение уточняется по
характеристикам гидротурбин.
Для обратимых гидромашин отметка рабочего колеса определяется по
насосному режиму для наихудшего сочетания напора и уровня нижнего
бассейна.
4.1.16. Выбор отметки установки реактивной гидромашины
производится 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 разработчиком оборудования
допустимой величиной кавитационной эрозии и экономического
сопоставления затрат на заглубление здания электростанции и
последующее устранение кавитационной эрозии, а также изменения режимов
работы гидроагрегата в разные периоды эксплуатации.
4.1.17. При выборе оборудования допустимая величина кавитационной
эрозии определяется в соответствии с рекомендациями Международной
электротехнической комиссии по объему унесенного металла либо по
глубине и площади кавитационных разрушений (Публикация МЭК N 609).
4.1.18. Пусковой напор на ГЭС ограничивается пределами поля
универсальной характеристики и принимается по согласованию с заводом -
разработчиком гидромашины.
4.1.19. Необходимость ввода гидроагрегатов на пониженных напорах
обосновывается с учетом длительности наполнения водохранилища или
строительного периода.
4.1.20. Для ГЭС, на которых предполагается работа гидроагрегатов
в широком диапазоне рабочих напоров или на которых предполагается
достаточно длительная работа при пониженных пусковых напорах,
рассматриваются:
применение турбин двойного регулирования, в том числе
диагональных поворотно-лопастных (для напоров до 150 м);
использование радиально-осевых гидротурбин со сменными рабочими
колесами с большей быстроходностью, чем у штатных (при этом должно
быть обеспечено соответствие разгонной частоты вращения сменного
рабочего колеса с разгонной частотой вращения штатного генератора);
использование радиально-осевых гидротурбин с временными сменными
генераторами, устанавливаемыми на фундамент штатного генератора. При
этом следует обеспечить унификацию и максимальную преемственность
узлов временного и штатного генераторов;
комплексное использование временных рабочих колес и временных
генераторов;
использование двухскоростного генератора, если это возможно по
|