кратности применяемых частот вращения;
применение преобразователей частоты переменного тока,
обеспечивающих возможность работы агрегата с переменной частотой
вращения.
Принятая в проекте схема ввода электростанции на пониженных
пусковых напорах подтверждается технико-экономическим расчетом.
4.1.21. Для ГЭС, где вода содержит взвешенные наносы диаметром
частиц менее 0,25 мм с твердостью по шкале Мооса меньше 4, применение
специальных мер по защите гидротурбины от истирания не требуется. При
преобладании во взвешенных наносах частиц твердостью по шкале Мооса 4
и более применяются специальные меры по повышению износоустойчивости
проточной части, что оговаривается в исходных данных технического
задания на разработку гидротурбинной установки.
Дополнительные затраты на обеспечение износоустойчивости
проточной части гидротурбины сопоставляются с затратами на сооружение
отстойника.
4.1.22. Тип, форма и габариты спиральной камеры, а также скорость
во входном сечении спиральной камеры принимаются по отраслевым
стандартам.
В тех случаях, когда для заданного максимального напора возможно
применение двух типов спиральных камер, выбор их следует производить
на основании технико-экономических расчетов.
Железобетонные спиральные камеры таврового сечения применяются до
максимального напора 80 м.
Железобетонные спиральные камеры в диапазоне напоров от 50 до 80
м полностью облицовываются металлом.
Металлические спиральные камеры круглого или эллиптического
сечения с максимальным напором выше 100 м, для которых произведение
максимального динамического давления (кН/кв. м) в спиральной камере на
диаметр входного сечения спирали (м) равно или больше 12000,
рассматривается вариант в сталежелезобетонном исполнении с передачей
части нагрузки на охватывающий железобетон.
Спиральные камеры гидротурбин при площади входного сечения менее
3 кв. м независимо от величины действующего напора, как правило,
выполняются металлическими круглого сечения.
На металлических спиральных камерах, заложенных в бетон,
предусматривается упругая прокладка над ее верхней половиной с
устройством дренажа воды.
4.1.23. Металлические спиральные камеры, полностью воспринимающие
напор, а также металлические облицовки сталежелезобетонных спиральных
камер, воспринимающие напор частично, подвергаются до бетонирования
гидравлическому испытанию на соответствующее значение испытательного
давления.
Допускается возможность совместного испытания спиральной камеры с
напорным водоводом.
В отдельных обоснованных случаях гидравлические испытания могут
быть заменены контролем 100% длины сварных швов методом
гаммаграфирования по техническим условиям.
4.1.24. Тип, форма и габариты отсасывающей трубы принимаются по
отраслевым стандартам.
Высота изогнутых отсасывающих труб для насосов-турбин принимается
не менее 2,5 Д .
1
Для горизонтальных гидравлических турбин прямоосные
отсасывающие трубы принимаются длиной 4,5 - 5,0 Д с углом конусности в
1
пределах 13 - 16 град. Форма сечения может быть круглой, овальной с
переходом на прямоугольную.
4.1.25. Верхняя кромка выходного сечения отсасывающей трубы
заглубляется не менее чем на 0,5 м ниже минимального уровня нижнего
бьефа, при котором возможна работа гидравлических турбин с учетом
неустановившегося режима в нижнем бьефе.
4.1.26. Предусматривается металлическая облицовка начального
конуса отсасывающей трубы, а в обоснованных случаях - и торцовой
части.
4.2. Регулирование.
4.2.1. Гидромашина комплектуется системой автоматического
управления (САУ), включающей электрогидравлический регулятор (ЭГР),
маслонапорную установку (МНУ), панели автоматики МНУ, предтурбинного
затвора (при его наличии) и турбины, противоразгонные устройства.
САУ обеспечивает автоматическую работу гидроагрегата в различных
режимах: при регулировании частоты, мощности, водотока и в режиме
синхронного компенсатора, а также позволяет осуществлять групповое
регулирование агрегатами.
САУ в случае необходимости предусматривает возможность вести
ограничение максимальной и минимальной мощности в зависимости от
напора и уровня нижнего бьефа.
4.2.2. В качестве основного противоразгонного устройства, в
дополнение к системе регулирования гидравлической турбины,
предусматривается закрытие направляющего аппарата от золотника
аварийного закрытия.
В технически обоснованных случаях сервомотор направляющего
аппарата может снабжаться устройством программного закрытия.
В дополнение к золотнику аварийного закрытия при соответствующем
обосновании могут быть использованы другие средства противоразгонной
защиты: предтурбинные затворы или быстродействующие затворы на
водоприемнике.
При наличии нескольких видов противоразгонных защит их действие
принимается селективным.
4.2.3. Регулятор для поворотно-лопастных гидротурбин снабжается
комбинаторным устройством, а также устройством, обеспечивающим функции
программного управления регулирующими органами при нормальных и
аварийных сбросах нагрузки.
4.2.4. Система управления обеспечивает:
автоматический пуск одного из гидроагрегатов электростанции в
условиях отсутствия напряжения переменного тока в системе собственных
нужд электростанции и наличия давления в МНУ;
автоматическую остановку, пуск и повторную остановку
гидроагрегата при отсутствии напряжения переменного тока в системе
собственных нужд электростанции и при уровне и давлении масла в котле
МНУ, соответствующих уставке включения рабочего насоса.
4.2.5. Типоразмер маслонапорной установки гидроагрегата
выбирается для случая неработающих насосов и начального давления в
аккумуляторе, соответствующего уставке включения основного насоса из
условия обеспечения выполнения не менее 2,5 полных ходов сервомоторов
направляющего аппарата, двух полных ходов сервомотора рабочего колеса
и полного хода сервомотора предтурбинного затвора (при его наличии).
При наличии в гидроагрегате встроенного цилиндрического затвора,
включенного оперативно в схему управления гидроагрегатом, МНУ
рассчитывается также на закрытие затвора после остановки агрегата.
При этом предусматривается сохранение запаса давления и объема
масла, достаточных для аварийной остановки агрегата.
4.2.6. Типоразмер маслонапорной установки, обслуживающей
отдельную группу предтурбинных затворов, выполняющих аварийные
функции, выбирается из условия закрытия всех обслуживаемых затворов и
обеспечения цикла открытие - закрытие одного из затворов.
4.2.7. Выбор режимов регулирования гидравлической машины
производится на основании расчетов и анализа переходных процессов с
учетом конкретных условий работы электростанции, характеристик ее
оборудования и системы водопроводящих сооружений электростанции.
При этом подлежат учету все виды переходных гидромеханических
процессов: плановые, внеплановые, внезапные, аварийные и чрезвычайно
аварийные.
4.2.8. В результате расчетов и анализа неустановившихся режимов
выявляются:
реально возможные, вероятные, наиболее неблагоприятные нагрузки,
их сочетание и другие показатели, которые необходимо учитывать при
проектировании сооружений и оборудования, а также эксплуатационные
характеристики электростанции;
возможности улучшения динамических показателей за счет
оптимизации режимов регулирования и состава энергетических сооружений
и оборудования.
При этом вычисляются:
для станционных напорных водоводов: значения наибольших давлений
с учетом гидравлического удара, распределение давлений по длине,
значения наименьшего давления, участки возможных повышенных пульсаций
давления, в том числе и с учетом сейсмического воздействия;
для гидроагрегатов: увеличение частоты вращения при сбросах
нагрузки, изменение направления вращения для насос-турбин при
отключении агрегата от сети в насосном режиме (режим потери привода),
изменение моментов и осевых сил, развиваемых гидромашиной, а также
давлений в протоном тракте, особенно за рабочим колесом.
4.2.9. Основными показателями, определяющими условия
регулирования, являются:
а) постоянная инерции (времени) напорных водоводов T . При
w
значениях T > 2 с система считается высокоинерционной и необходимы
w
более детальный анализ и расчеты по выбору мероприятий, обеспечивающих
соблюдение гарантий регулирования.
При T >= 3 - 5 с следует рассматривать необходимость
w
применения уравнительных резервуаров на напорной деривации, кроме
ковшовых турбин;
б) постоянная инерции гидроагрегата Т . При значениях Т < 5 с
a a
агрегат считается "легким" и требуется анализ условий устойчивости
системы регулирования;
в) повышенные пульсации давления в напорных водоводах.
Период жгутовых пульсаций за рабочим колесом не должен совпадать
с периодом упругих колебаний напорных водоводов.
4.2.10. При расчете переходных процессов рекомендуется принимать
максимальное повышение частоты вращения гидроагрегатов до 160%
номинальной и повышение давления на средней линии входного сечения
спиральной камеры до 140% максимального напора. В особых случаях,
подтвержденных расчетом, могут быть заданы большие значения.
4.2.11. Максимальное относительное повышение давления в
спиральной камере при сбросе номинальной нагрузки и исправной работе
системы регулирования не нормируется и выбирается путем сопоставления
вариантов:
использование гидромашины повышенной прочности;
применение программного управления закрытием направляющего
аппарата;
применение холостых выпусков;
использование гидрогенератора с увеличенным маховым моментом;
применение уравнительных резервуаров.
4.2.12. При питании нескольких гидромашин от одного водовода
максимальные повышение давления и заброс частоты вращения определяются
для условия отключения всех гидроагрегатов.
4.2.13. Значения повышения давления в спиральной камере
гидравлической машины и повышение частоты вращения гидроагрегата
(гарантии регулирования) принимаются по данным государственных
стандартов или технических условий.
4.3. Предтурбинные затворы.
4.3.1. Предтурбинными затворами считаются запорные органы,
устанавливаемые на напорных водоводах перед входом в спиральную камеру
гидравлической машины и входящие в единую систему управления
технологическим процессом гидромашины.
4.3.2. Предтурбинные затворы обеспечивают:
возможность проведения ремонтных работ в проточной части
гидромашины под их защитой;
защиту гидроагрегата от разгона в соответствии с командой системы
регулирования гидромашины;
защиту направляющего аппарата высоконапорных гидромашин от
щелевой кавитации;
возможность перевода гидроагрегата для работы в режиме
синхронного компенсатора или пуска в насосный режим обратимой
гидромашины с отжимом воды из камеры рабочего колеса сжатым воздухом.
4.3.3. Предтурбинные затворы принимаются в соответствии с ГОСТ
22373:
дисковые с плоскоскошенным диском - на статический напор 115 м;
дисковые с диском типа "биплан" - на статический напор 170 м с
одной рабочей пластиной и 230 м с двумя симметричными рабочими
пластинами;
шаровые - на статический напор 800 м.
Предтурбинные затворы оснащаются панелями управления.
В качестве источников питания гидропривода предтурбинного затвора
используется маслонапорная установка гидромашины или отдельная МНУ.
4.3.4. Для повышения надежности работы предтурбинных затворов
рекомендуется предусматривать использование грузового привода на
"закрытие" в пределах технически возможных решений.
4.3.5. При закрытии предтурбинного затвора в текущей воде его
закон закрытия предусматривает замедление на участке последних 25%
хода.
5. Техническое водоснабжение
5.1. Системой технического водоснабжения обеспечивается надежная
подача очищенной воды к потребителю для поддержания заданного
температурного режима и смазки работающего оборудования электростанции
во всех стационарных и переходных режимах агрегата, включая насосный
режим и режим синхронного компенсатора.
5.2. Потребителями технической воды являются:
а) воздухоохладители генератора с воздушным охлаждением обмоток;
б) теплообменники генераторов с водяным охлаждением;
в) теплообменники систем тиристорного возбуждения с водяным
охлаждением;
г) маслоохладители подпятника и подшипников генераторов;
д) маслоохладители подшипников турбин с масляной смазкой;
е) подшипники турбин с водяной смазкой;
ж) уплотнение вала турбины;
з) лабиринтные уплотнения рабочих колес радиально-осевых турбин
при работе в режиме синхронного компенсатора;
и) маслоохладители маслонапорных установок;
к) маслоохладители трансформаторов;
л) теплообменники и узлы вспомогательного оборудования и другие
технологические водопотребители (компрессоры, воздуходувки, подшипники
артезианских насосов и т.п.).
5.3. В зависимости от располагаемых напоров на электростанциях
применяются следующие системы технического водоснабжения:
а) самотечно-насосная - при минимальных напорах ниже 10 м с
забором воды из верхнего бьефа;
б) самотечная - при напорах от 10 до 60 м с забором воды из
верхнего бьефа;
в) самотечная с ограничением давления воды у потребителя - при
напорах выше 60 м с забором воды из верхнего бьефа;
г) эжекторная - при напорах от 50 до 250 м с забором воды из
верхнего и нижнего бьефов;
д) насосная - при напорах ниже 15 и выше 60 м с забором воды из
нижнего бьефа.
5.4. Система технического водоснабжения ГАЭС выполняется, как
правило, насосной с забором воды из нижнего бьефа.
5.5. Техническое водоснабжение выполняется по следующим схемам:
а) поагрегатная (как правило);
б) централизованная;
в) групповая.
Окончательный выбор схемы технического водоснабжения определяется
технико-экономическим сравнением возможных вариантов.
5.6. При наличии в воде дрейсены предусматриваются мероприятия по
борьбе с ней. В качестве простых мероприятий по борьбе с дрейсеной
скорость воды в трубопроводе принимается более 2,5 м/с, а также
предусматривается возможность изменения направления потока воды в
системе при ее работе и промыве.
5.7. Расчетный расход воды в системе принимается по суммарному
расходу всех потребителей при максимальной мощности гидроагрегата и
максимальной расчетной температуре воды на уровне водозабора.
5.8. При выборе предпочтение отдается схемам с раздельным
питанием потребителей с большим и малым расходом воды.
Водоснабжение крупных потребителей воды (воздухоохладители,
маслоохладители подпятника и т.п.) целесообразно осуществлять по
отдельным ветвям (водозабор - фильтр - потребитель - слив) с целью
обеспечения независимого регулирования. Допускается осуществлять от
этих систем резервное водоснабжение потребителей с малыми расходами
воды.
5.9. С целью уменьшения общего расхода в системе целесообразно
рассматривать схемы с последовательным соединением теплообменных
аппаратов.
5.10. Рассматривается целесообразность применения как
автоматического, так и ручного (по сезонам) регулирования расхода
охлаждающей воды в зависимости от нагрузки и температуры воды.
Регулирование расхода частичным открытием задвижек не
рекомендуется, для этого применяют регулирующую арматуру.
5.11. Для экономии расхода технической воды и предотвращения
отпотевания трубопроводов и воздухоохладителей рекомендуется
предусматривать возможность применения рециркуляции воды.
5.12. Для непрерывной подачи воды к потребителям
предусматривается 100%-ное резервирование по водозаборам, фильтрам,
насосам, обеспечивающим расчетную подачу.
5.13. Водозаборы.
5.13.1. Водозаборы располагаются в местах, доступных для
обслуживания. Водозаборы устанавливаются в туннеле, трубопроводе,
спиральной камере, напорных стенках верхнего и нижнего бьефов.
5.13.2. Водозаборы устанавливаются в зонах, не подверженных
закупорке льдом или мусором.
5.13.3. Устройство водозаборов в верхних и нижних точках
туннелей, трубопроводов или спиральных камер неприемлемо.
5.13.4. Водозаборы оборудуются съемными решетками.
5.13.5. Водозаборы непосредственно из верхнего и нижнего бьефов
также оборудуются приспособлениями, позволяющими устанавливать на них
временные заглушки. Около водозаборов устанавливаются скобы для
удобства выполнения водолазных работ.
5.13.6. В случае забора аэрированного потока воды из нижнего
бьефа целесообразно применение деаэраторов.
5.13.7. На электростанциях, расположенных на реках с большим
количеством наносов, рассматривается возможность забора воды из
гидроциклонов, отстойников, уравнительных резервуаров, артезианских
скважин и других источников.
5.13.8. В системах, предусмотренных для питания подшипника на
водяной смазке, уплотнения вала и лабиринтного уплотнения рабочего
колеса гидротурбины с положительной высотой отсасывания,
обеспечивается бесперебойное питание при опускании аварийно-ремонтного
или закрытии предтурбинного затвора агрегата.
5.14. Насосы устанавливаются, как правило, ниже минимального
уровня воды у водозабора. При необходимости установки насосов выше
уровня воды предусматривается автоматический залив насосов при пуске.
5.15. Фильтрующие элементы фильтров выполняются из
коррозионностойкого материала. Степень фильтрации определяется
конструкцией теплообменников и подшипников, на которые подается вода.
В конструкции фильтра предусматривается ручная или
автоматизированная промывка обратным током воды.
5.16. Теплообменные аппараты.
5.16.1. Компоновка системы питания теплообменных аппаратов
выполняется таким образом, чтобы обеспечить полное и постоянное
заполнение водой теплообменников во всех режимах работы, включая
длительную остановку системы.
5.16.2. В системе питания маслоохладителей трансформаторов
предусматривается постоянное превышение давления масла над давлением
воды не менее чем на 0,01 - 0,02 МПа во всех режимах. В системе
предусматривается устройство, обеспечивающее отбор проб воды до и
после маслоохладителей на содержание масла в воде.
5.16.3. Материал трубок теплообменных аппаратов выбирается в
соответствии с химическим составом воды и, как правило, одной марки
для всех теплообменников электростанции.
5.16.4. При заборе технической воды из водохранилищ, имеющих
дрейсену, материал трубок теплообменников принимается стойким к
обрастанию.
5.16.5. Предусматривается возможность работы системы питания
теплообменников с прямым и обратным током воды.
5.17. Трубопроводы и арматура.
5.17.1. Диаметры трубопроводов и скорости воды в них определяются
на основании расчета. Скорость воды, как правило, принимается в
пределах 1 - 8 м/с.
5.17.2. Сливные трубопроводы выводятся под минимальный уровень
воды в бьефе на глубину не менее 0,5 м с учетом неустановившегося
режима.
5.17.3. При расположении оборудования системы ниже отметки выхода
сливной трубы предусматривается на выходе ее возможность установки
заглушки либо захлопки и скобы для водолазных работ.
5.17.4. Трубопроводы, прокладываемые в бетоне, устанавливаются с
учетом глубины промерзания бетона.
5.17.5. Для трубопроводов открытой прокладки в системе
применяются электросварные и водогазопроводные трубы, для закладных
трубопроводов - горячедеформированные с запасом на ржавление не менее
2 мм. Фасонные части трубопроводов (отводы, тройники) применяются в
основном промышленного изготовления.
Желательно применение оцинкованных труб с фланцевыми
соединениями.
5.17.6. При разности расчетных температур окружающего воздуха и
наружной стенки трубы более 10 град.C в помещениях с относительной
влажностью свыше 80% предусматривается теплоизоляция трубопроводов.
5.17.7. Запорная и запорно-регулирующая арматура применяется
общепромышленного изготовления. На трубопроводах системы после
водозабора и на сливном трубопроводе, выходящем под уровень верхнего
или нижнего бьефов, устанавливаются стальные задвижки.
Автоматическая подача воды в систему осуществляется с помощью
задвижки, снабженной приводом.
5.17.8. На гидроприводах задвижек устанавливаются дроссели с
целью повышения времени срабатывания для предотвращения
гидравлического удара в системе технического водоснабжения.
5.18. Управление и контроль.
5.18.1. Автоматическому контролю подлежат расходы воды:
в маслоохладителях подпятника, подшипников;
через подшипник гидротурбины с водяной смазкой;
через уплотнение вала гидротурбины.
5.18.2. Визуально контролируется:
давление на напорном и сливных трубопроводах;
давление до и после насосов;
давление до и после фильтров;
температура воды на входе и выходе теплообменников.
5.18.3. Предусматривается возможность установки камерных
дроссельных диафрагм, контрольных манометров и термометров для
испытания и наладки системы технического водоснабжения.
6. Откачка воды из проточной части гидромашины
и дренажных колодцев
6.1. Система откачки воды из проточной части гидромашин
обеспечивает удаление воды и поддержание в осушенном состоянии
напорных водоводов, спиральных камер, отсасывающих труб и водосбросных
трактов в здании гидроэлектростанции при проведении осмотров и
ремонтных работ.
Кроме того, система обеспечивает аварийную откачку воды из
затопленных помещений здания электростанции.
6.2. Система откачки включает:
сливные трубопроводы с водозаборными устройствами и запорной
арматурой;
водоприемные емкости с аэрационными трубами;
насосные установки с всасывающими и напорными трубопроводами,
приемной и запорной арматурой;
систему ручного и автоматического управления, а также контроля.
6.3. Сливные трубопроводы.
6.3.1. Удаление воды из напорных водоводов, спиральных камер,
отсасывающих труб и водосбросных трактов осуществляется самотеком по
сливным трубопроводам.
Сливные трубопроводы устанавливаются с уклоном и оборудуются
водозаборным устройством, съемной решеткой, стальными тарельчатым
клапаном или задвижкой.
Водозаборное устройство предназначено для полного удаления воды
из проточной части.
Слив воды из спиральной камеры и напорного водовода гидромашины,
как правило, осуществляется через отсасывающую трубу с последующим
сливом в водоприемную емкость; слив воды из водосбросных трактов
электростанции осуществляется непосредственно в водоприемную емкость
("мокрую" потерну).
6.3.2. Слив воды из каждой полости, как правило, производится по
одному сливному трубопроводу. Можно применять по два сливных
трубопровода в зависимости от компоновки здания электростанции, объема
сливаемой воды, наличия наносов, унификации диаметра сливных
трубопроводов. Из отсасывающей трубы целесообразно предусматривать две
сливные трубы.
6.4. Водоприемная емкость рассчитывается на объем, необходимый
для создания перепада уровней на затворе 1,5 - 2,0 м, что обеспечивает
прилегание уплотнений ремонтного затвора к закладным частям паза.
6.5. Насосные установки.
6.5.1. Откачка воды из водоприемных емкостей производится
стационарно установленными артезианскими или центробежными насосами в
горизонтальном или вертикальном исполнении.
Погружные скважинные насосы не применяются.
На высоконапорных гидроузлах допускается применение эжекторов.
6.5.2. На всасывающих патрубках горизонтальных и вертикальных
насосов, как правило, устанавливаются приемные клапаны и ремонтные
задвижки. При диаметрах всасывающих патрубков насосов, превышающих
диаметры стандартных приемных клапанов, устанавливаются
мусороудерживающие решетки вокруг приямка всасывающего патрубка.
На напорной линии каждого насоса устанавливаются стальные
обратные клапаны и задвижки, в обход обратного клапана устанавливается
байпас с вентилем малого диаметра. На сборном выбросном коллекторе,
имеющем выход в нижний бьеф, устанавливается стальная задвижка. Все
задвижки диаметром более 250 мм рекомендуется снабжать гидравлическим,
пневматическим или электрическим приводом, облегчающим их открытие и
закрытие.
При расположении электродвигателя артезианского насоса выше
максимального уровня нижнего бьефа на напорной линии может быть
установлена чугунная арматура.
В зимнее время во избежание образования наледей выброс воды от
насосов располагают ниже минимального уровня в нижнем бьефе примерно
на 1 м. На концах выбросных трубопроводов предусматривается
возможность установки временных заглушек или автоматических захлопок.
Для удобства работы водолаза при установке заглушек или осмотре
захлопок предусматриваются скобы.
6.5.3. В помещении насосной устанавливается не менее двух насосов
(эжекторов); резерв на период откачки основных объемов воды не
предусматривается.
Суммарная производительность откачивающих устройств
рассчитывается на откачку воды из проточной части гидроагрегата за
время не более 6 ч, а производительность одного из этих устройств
должна обеспечивать откачку воды, фильтрующей через уплотнения
ремонтных затворов, после опорожнения проточной части. При откачке
воды из напорных водоводов и водосбросов время осушения должно быть не
более 12 ч.
6.5.4. Управление и контроль за работой системы откачки
автоматизируются. Пуск и останов насосов осуществляются вручную или
автоматически в зависимости от уровней воды в водоприемных емкостях
или насосных приямках.
Автоматизируется подача воды на смазку подшипников и уплотнений
насосов, а также охлаждение двигателей.
В помещении насосной предусматривается возможность измерения
уровня воды в водоприемной емкости и контроль уровня в опорожняемых
емкостях.
6.5.5. В условиях большого количества наносов с целью обеспечения
очистки от них колодцев насосных потерн предусматривается возможность
установки переносных грунтовых насосов или гидроактиваторов,
подключаемых к системе противопожарного водоснабжения.
6.6. Дренажные колодцы.
6.6.1. Насосными установками дренажных колодцев обеспечивается
автоматическая откачка только дренажной воды.
6.6.2. Дренажную систему изолируют от приема загрязненных стоков.
У дренажных канавок, предусмотренных вдоль стен, со стороны пола
выполняется буртик высотой не менее 5 см, преграждающий поступление
стоков от мойки полов, при пожаротушении, аварийном разливе масел и
других загрязняющих сток жидкостей.
6.6.3. Рабочий объем дренажного колодца рассчитывается на
постоянный приток воды в пределах от минимального до максимального
уровня в колодце за время не менее 20 мин.
6.6.4. Периодичность включения насоса рекомендуется принимать не
более 3 раз в час. Длительность работы насоса принимается не менее 6
мин.
6.6.5. В качестве стационарных откачивающих устройств допускается
применять горизонтальные, вертикальные насосы или эжекторы. Двигатели
к насосам применяются во влагостойком исполнении. Откачивающее
устройство устанавливается со 100%-ным резервом.
6.6.6. Всасывающие патрубки откачивающих устройств снабжаются
приемными клапанами с сеткой.
Напорные линии от откачивающих устройств выводятся, как правило,
под минимальный уровень нижнего бьефа, на трубопроводе устанавливаются
стальные обратные клапаны, в обход которых предусматриваются байпасы с
вентилями малого диаметра, а также стальные задвижки.
Рекомендуется рассматривать применение самовсасывающих насосов.
Напорные линии от дренажных установок целесообразно выполнять
индивидуальными.
6.6.7. Работа насосов и эжектора автоматизируется.
7. Масляное хозяйство
7.1. Общие положения.
7.1.1. Масляное хозяйство предназначено для обеспечения
маслонаполненного оборудования электростанции комплексом операций,
связанных с приемом, хранением, обработкой, распределением и сбором
масел, а также консистентных смазок различных марок.
7.1.2. Масляное хозяйство электростанции проектируют с учетом
общей организации масляного хозяйства в энергосистеме, каскаде или
группе электростанций.
7.1.3. Масляное хозяйство в зависимости от состава и выполняемых
функций подразделяется на:
станционное масляное хозяйство электростанции (СМХ), рассчитанное
на полный объем технологических операций, обеспечивающих нормальное
функционирование технологического оборудования электростанции;
централизованное масляное хозяйство энергосистемы, каскада или
группы электростанций (ЦМХ), рассчитанное на полный объем
технологических операций, обеспечивающих нормальное функционирование
технологического оборудования обслуживаемых электростанций;
филиальное масляное хозяйство (ФМХ), рассчитанное на сокращенный
объем технологических операций и обеспечивающее нормальное
функционирование технологического оборудования электростанции
совместно с ЦМХ.
7.1.4. Помещения основных сооружений гидроузла, помещения
маслохозяйства и пристанционные площадки, где располагается или
ремонтируется маслонаполненное оборудование, оборудуются специальной
системой дренажа для сбора, последующей обработки и утилизации масел и
замасленных стоков с учетом противопожарных требований.
7.2. Состав и основные технологические операции масляного
хозяйства.
7.2.1. Рекомендуемый состав масляного хозяйства в зависимости от
его вида представлен в табл. 7.1.
Таблица 7.1
---------------------------------------------------------------------------
| N | Наименование | Вид масляного |
| п/п | | хозяйства |
|------|------------------------------------------------|-----------------|
| | | СМХ | ЦМХ | ФМХ |
|------|------------------------------------------------|-----|-----|-----|
| 1 | Маслохранилище | + | + | - |
|------|------------------------------------------------|-----|-----|-----|
| 2 | Устройство для приема и выдачи масла из | + | + | + |
| | транспортных средств | | | |
|------|------------------------------------------------|-----|-----|-----|
| 3 | Система технологических коммуникаций | + | + | + |
|------|------------------------------------------------|-----|-----|-----|
| 4 | Аппаратная с набором оборудования и приборов | + | + | - |
|------|------------------------------------------------|-----|-----|-----|
| 5 | Комплекс передвижного оборудования и насосов | + | + | + |
| | для обработки масла непосредственно в | | | |
| | маслонаполненном оборудовании | | | |
|------|------------------------------------------------|-----|-----|-----|
| 6 | Химическая лаборатория | + | + | - |
|------|------------------------------------------------|-----|-----|-----|
| 7 | Стационарные установки для вакуумной обработки | + | + | - |
| | изоляционного масла <*> | | | |
|------|------------------------------------------------|-----|-----|-----|
| 8 | Передвижные установки для вакуумной обработки | - | + | - |
| | изоляционного масла | | | |
|------|------------------------------------------------|-----|-----|-----|
| 9 | Передвижная установка для азотирования масла | - | + | - |
|------|------------------------------------------------|-----|-----|-----|
| 10 | Комплект транспортных средств для | - | + | - |
| | транспортировки требуемых объемов масла в | | | |
| | пределах обслуживаемого района | | | |
|------|------------------------------------------------|-----|-----|-----|
| 11 | Резервуар аварийного слива турбинного и | + | + | + |
| | трансформаторного масла в здании | | | |
| | электростанции | | | |
| | (для закрытых складов) | | | |
|------|------------------------------------------------|-----|-----|-----|
| 12 | Доливочные емкости <**> | - | - | + |
|------|------------------------------------------------|-----|-----|-----|
| 13 | Посты сбора отработанных нефтепродуктов | + | + | + |
|------|------------------------------------------------|-----|-----|-----|
| 14 | Необходимые сооружения и помещения для | + | + | + |
| | размещения требуемого оборудования, | | | |
| | коммуникаций и обслуживающего персонала | | | |
---------------------------------------------------------------------------
------------------------------------
<*> При наличии специального обоснования.
<**> Также на подземных электростанциях.
7.2.2. Основные технологические операции, предусмотренные в
масляном хозяйстве в зависимости от его вида, представлены в табл.
7.2.
Таблица 7.2
----------------------------------------------------------------------------
| N | Наименование операций | Вид масляного |
| п/п | | хозяйства |
|------|------------------------------------------------|------------------|
| | | СМХ | ЦМХ | ФМХ |
|------|------------------------------------------------|-----|-----|------|
| 1 | Прием масла из транспортных средств и выдача в | + | + | + |
| | транспортные средства | | | |
|------|------------------------------------------------|-----|-----|------|
| 2 | Распределение и хранение масла в резервуарах | + | + | - |
| | склада масла | | | |
|------|------------------------------------------------|-----|-----|------|
| 3 | Обработка свежего масла и доведение его | + | + | - |
| | параметров до требований, предъявляемых к | | | |
| | чистому маслу | | | |
|------|------------------------------------------------|-----|-----|------|
| 4 | Дегазация изоляционного масла на стационарной | + | - | - |
| | установке | | | |
|------|------------------------------------------------|-----|-----|------|
| 5 | Азотирование изоляционного масла (при наличии | + | + | + |
| | электротехнического оборудования с азотной | | | |
| | защитой) | | | |
|------|------------------------------------------------|-----|-----|------|
| 6 | Заполнение технологического оборудования | + | + | + |
| | чистым | | | |
| | маслом и периодическая его доливка | | | |
|------|------------------------------------------------|-----|-----|------|
| 7 | Обработка масла непосредственно в | + | + | + |
| | маслонаполненном оборудовании | | | |
|------|------------------------------------------------|-----|-----|------|
| 8 | Прием эксплуатационного масла из | + | + | + |
| | технологического оборудования | | | |
|------|------------------------------------------------|-----|-----|------|
| 9 | Выдача эксплуатационного масла | + | + | + |
|------|------------------------------------------------|-----|-----|------|
| 10 | Выдача отработанного масла | + | + | + |
|------|------------------------------------------------|-----|-----|------|
| 11 | Обработка отработанного, эксплуатационного | + | + | - |
| | масла и доведение его параметров до | | | |
| | требований, | | | |
| | предъявляемых к чистому и сухому маслу | | | |
|------|------------------------------------------------|-----|-----|------|
| 12 | Сбор, хранение и выдача отработанных масел на | + | + | - |
| | нефтебазу | | | |
|------|------------------------------------------------|-----|-----|------|
| 13 | Отбор проб и проведение анализа масла | + | + | + |
|------|------------------------------------------------|-----|-----|------|
| 14 | Мойка тары | + | + | - |
|------|------------------------------------------------|-----|-----|------|
| 15 | Вакуумирование трансформаторов | + | + | +* |
|------|------------------------------------------------|-----|-----|------|
| 16 | Выдача чистого сухого масла | - | + | - |
|------|------------------------------------------------|-----|-----|------|
| 17 | Транспортировка масла | - | + | - |
|------|------------------------------------------------|-----|-----|------|
| 18 | Прием отработанного и эксплуатационного масла | - | + | - |
| | от ФМХ | | | -
|------|------------------------------------------------|-----|-----|------|
| 19 | Вакуумная сушка, дегазация и азотирование | + | + | +* |
| | изоляционного масла передвижными установками | | | |
------------------------------------------------------------------------------
Примечания. 1. Операции, отмеченные "*", выполняются
оборудованием из парка ЦМХ.
2. Для ФМХ представлен минимально необходимый объем
технологических операций.
7.3. Маслохранилище.
7.3.1. Маслохранилище СМХ (ЦМХ) предназначено для приема,
длительного хранения и выдачи масел различных марок и групп и включает
в себя резервуары: "свежего масла", поступающего с завода; "чистого
масла (чистого сухого масла)" - отвечающего требованиям для заливки в
оборудование; "эксплуатационного масла" - слитого из оборудования и
пригодного для восстановления в условиях электростанции;
"отработанного масла" - не пригодного для восстановления в условиях
электростанции и предназначенного для отправки на нефтебазы.
7.3.2. Маслохранилище ЦМХ (СМХ) оборудуют следующим количеством
резервуаров:
а) для турбинного масла три резервуара: для свежего, чистого,
эксплуатационного масла;
б) для изоляционного трансформаторного масла три резервуара: для
свежего, чистого и эксплуатационного масла;
в) для изоляционного масла масляных выключателей два резервуара:
для чистого и эксплуатационного масла;
г) для кабельного масла два резервуара: для чистого и
эксплуатационного масла;
д) для масла гидроприводов два резервуара: для чистого и
эксплуатационного масла.
Кроме того, предусматривается помещение для хранения бочек,
канистр и т.п., заполненных маслами и смазками различных марок.
7.3.3. Если не обеспечивается самотек в баки маслохранилища,
помимо резервуаров, расположенных в маслохранилище, целесообразно
предусмотреть в пределах (за пределами) здания электростанции или
монтажной площадки резервуары для самотечного слива отработанного или
эксплуатационного масел из маслонаполненного оборудования.
7.3.4. В мастерских электро- и машинного цехов, гараже,
компрессорных и на монтажной площадке предусматриваются посты сбора
отработанных нефтепродуктов по группам.
7.3.5. Маслохранилище ЦМХ при соответствующем обосновании может
быть дополнительно оборудовано резервуарами свежего и
эксплуатационного масла каждой марки.
7.3.6. Каждый резервуар для турбинного и трансформаторного масла,
кроме доливочных, вмещает не менее 110% объема, заливаемого в
гидроагрегат или наиболее крупный трансформатор.
Объем резервуаров свежего масла при доставке его железнодорожным
транспортом, как правило, соответствует объему цистерны.
Объем резервуаров изоляционного масла масляных выключателей
принимается равным объему баков трех фаз выключателя плюс 1% всего
объема масла, залитого в аппараты и выключатели электростанции.
Объем резервуаров кабельного масла принимается равным объему
одной наибольшей строительной длины кабеля плюс 1% всего объема масла,
залитого в маслонаполненные кабели электростанции.
Объем резервуаров масла гидроприводов принимается равным 110%
объема масла, заливаемого в гидропривод одного затвора, включая
маслонасосный агрегат.
7.3.7. Доливочные резервуары устанавливаются на ФМХ и в подземных
зданиях электростанций. Объем доливочных резервуаров турбинного масла
рассчитывается на 45-дневный запас турбинного масла для доливки во все
гидроагрегаты, объем доливочных резервуаров изоляционного
трансформаторного масла принимается равным 10% от объема самого
крупного трансформатора.
7.3.8. Расход турбинного и трансформаторного масла принимается по
нормативам.
Масляные резервуары оборудуются:
двумя люками, один из них - в крышке резервуара;
наружными и внутренними лестницами;
ограждениями и поручнями;
площадками для обслуживания приборов и арматуры;
воздухоосушительными фильтрами;
указателями (датчиками) уровня;
сливными, переливными, наливными и дыхательными патрубками;
пробно-спускным краном на маслозаборном патрубке.
7.3.9. Указатели уровня масла на масляных резервуарах
устанавливаются для визуального контроля уровня у резервуара и
дистанционный - в аппаратной масляного хозяйства.
7.4. Аппаратная масляного хозяйства и химическая лаборатория.
7.4.1. Аппаратная масляного хозяйства с входящими в нее
оборудованием и коммуникациями обеспечивает, как минимум, выполнение
всех технологических операций, предусмотренных табл. 7.2.
В аппаратной предусматриваются две отдельные системы
трубопроводов с соответствующей аппаратурой, предназначенные для
раздельной обработки турбинного и трансформаторного масел.
7.4.2. Все приборы и оборудование, установленные в аппаратной,
имеют стационарное подсоединение. Использование гибких шлангов
допускается только при подключении передвижной маслоочистительной
аппаратуры.
Кроме стационарной аппаратуры, в аппаратной выделяется место для
передвижной аппаратуры, необходимой для обработки масла на месте
установки маслонаполненного оборудования.
7.4.3. Операции по приему и выдаче масла производятся на
специальной колонке, оборудованной четырьмя штуцерами (по два для
турбинного и трансформаторного масел), а также поддоном для сбора
разлившегося масла и отводом его в сборную емкость грязного масла.
7.4.4. Химическая лаборатория помимо анализов, связанных с
маслом, оборудуется приборами для проведения анализов воды, включая
обессоленную, замасленную и дренажную воду.
7.4.5. На крупных и головных электростанциях каскада, имеющих
силовые трансформаторы напряжением 330 - 750 кВ, в химических
лабораториях предусматриваются хроматографы для анализа газов,
растворенных в трансформаторном масле.
7.5. Технологические трубопроводы масляного хозяйства.
7.5.1. Технологические трубопроводы масляного хозяйства
выполняются только из стальных бесшовных труб.
Соединение трубопроводов выполняется на сварке.
Технологические разъемы выполняются на фланцах типа "выступ -
впадина".
Применение резьбовых соединений на линиях не рекомендуется, за
исключением присоединения приборов и аппаратов.
7.5.2. Не рекомендуется применение закладных масляных
трубопроводов. В случае необходимости масляные трубопроводы
прокладываются в бетоне и других строительных конструкциях в
металлических обоймах.
Не рекомендуется прокладка масляных трубопроводов в засыпных
траншеях.
7.5.3. Технологические трубопроводы масляного хозяйства
прокладываются с уклоном в сторону их возможного опорожнения. В случае
необходимости допускается устройство специальных патрубков для
опорожнения масляных трубопроводов.
На технологических трубопроводах масляного хозяйства
предусматривается возможность их промыва.
7.5.4. Технологические трубопроводы масляного хозяйства в местах
подсоединения передвижной маслоочистительной аппаратуры или насосного
оборудования снабжаются винтовыми заглушками.
7.5.5. Технологические трубопроводы, предназначенные для
наполнения и слива масла из оборудования, подводятся к гидроагрегату
(подпятник, подшипники, МНУ) и трансформаторной мастерской или к месту
ревизии и ремонта трансформатора на монтажной площадке. К главным
трансформаторам, расположенным в пределах здания электростанции,
стационарные трубопроводы, как правило, не прокладываются, кроме
случая, когда проектом предусматривается ревизия трансформаторов на
месте их установки или используются передвижные емкости.
8. Пневматическое хозяйство
8.1. Пневматическое хозяйство предназначено для снабжения сжатым
воздухом требуемых параметров (давление, расход, влагосодержание) всех
потребителей и включает следующие системы:
а) механического торможения гидроагрегатов с давлением 0,8 МПа;
б) технических нужд (пневмоинструменты, пескоструйная очистка и
окраска металлоконструкций и т.п.) с давлением 0,8 МПа;
в) создания полыньи перед затворами водосбросов плотины с
давлением 0,8 МПа;
г) пневмогидравлической аппаратуры с давлением 0,8 - 4,0 МПа, а
также регулирующих клапанов с пневматическим мембранным или сильфонным
исполнительными механизмами с давлением 0,15 - 1,0 МПа;
д) пневматического ремонтного уплотнения вала турбины с давлением
0,8 МПа;
е) отжатия воды из камер рабочих колес гидротурбин для работы
гидроагрегата в режиме синхронного компенсатора и в режиме перевода
обратимых агрегатов в насосный режим с давлением 0,8 - 4,2 МПа;
ж) зарядки гидроаккумуляторов МНУ и периодической автоматической
их подзарядки с давлением 4,2 - 7,0 МПа;
з) электрических коммутационных аппаратов - воздушных
выключателей и пневматических приводов маломасляных выключателей, а
также разъединителей высокого напряжения с пневматическим приводом с
рабочими давлениями 0,8 - 4,0 МПа;
и) уплотнения предтурбинных затворов с давлением 0,8 - 4,0 МПа;
к) впуска воздуха в камеру рабочего колеса гидротурбины при
работе в нестационарных режимах с давлением 0,8 МПа (при
необходимости).
8.2. Проект пневматического хозяйства выполняется в соответствии
с правилами ПБ 10-115.
8.3. Воздухоснабжение водолазных скафандров ввиду специфичности
требований к воздуху обеспечивается специальными компрессорными
установками, как правило, передвижными, являющимися инвентарем
водолазной службы.
Воздух к пневматическим инструментам при подводных работах
подается из систем технических нужд.
8.4. Целесообразно создание объединенной компрессорной станции с
компрессорными установками для обслуживания нескольких потребителей
сжатого воздуха, а также резервирование систем с применением
автоматических редуцирующих устройств.
8.5. Питание сжатым воздухом каждой из систем, перечисленных в п.
8.1, как правило, осуществляется по самостоятельной магистрали,
подключенной к соответствующему воздухосборнику.
Допускается осуществлять питание от одной системы воздуховодов:
пневматических уплотнений предтурбинных затворов высоконапорных
электростанций и зарядки гидроаккумуляторов МНУ;
системы собственных нужд и майнообразователя;
системы торможения, ремонтного уплотнения вала турбины и
предтурбинного затвора при давлении до 0,8 МПа.
8.6. Работа компрессорных установок для поддержания заданного
уровня давления в воздухосборниках и магистралях, а также управление и
контроль за состоянием оборудования полностью автоматизируются.
8.7. Выбор оборудования для пневматического хозяйства.
8.7.1. В системе механического торможения агрегатов
устанавливается один воздухосборник, емкость которого определяется
возможностью осуществления двух циклов торможения (без учета включения
компрессора) всех агрегатов электростанции, соединенных в один
электрический блок. При этом начальное давление в воздухосборнике
торможения принимается 0,7 МПа, а конечное - 0,5 МПа.
Расход воздуха на один цикл торможения принимается по техническим
условиям на поставку гидрогенераторов. Время восстановления давления в
воздухосборнике не должно превышать время восстановления давления в
МНУ.
Выхлоп воздуха при растормаживании агрегата выполняется
индивидуальным для каждого агрегата, через маслоулавливающее
устройство. Отвод воздуха от маслоулавливающего устройства
осуществляется в атмосферу за пределами здания ГЭС.
8.7.2. Для технических нужд суммарная производительность
компрессоров обеспечивает одновременную работу расчетного числа
пневматических инструментов, предусмотренных проектом для производства
капитальных ремонтов гидроагрегата или здания электростанции, и
принимается не менее, куб. м/мин.:
5 - при 2 - 4 агрегатах на ГЭС;
10 - при 5 - 8 агрегатах;
15 - при 9 - 12 агрегатах;
20 - при числе агрегатов более 12.
Количество устанавливаемых компрессоров - не менее двух.
Для взаимного резервирования целесообразно применять однотипное
компрессорное оборудование для системы торможения и собственных нужд.
Для воздухоснабжения ремонтных работ на объектах, не имеющих
стационарной разводки магистралей сжатого воздуха для технических
нужд, предусматривается передвижная компрессорная станция
производительностью не менее 5 куб. м/мин.
8.7.3. В системе создания полыньи производительность компрессоров
рассчитывается на расход воздуха 0,02 - 0,03 куб. м/мин. на 1 м длины
незамерзающего фронта.
Вместимость воздухосборников этой установки (куб. м) принимается
равной значению минутной производительности рабочих компрессоров.
Независимо от количества рабочих компрессоров предусматривается один
резервный компрессор.
Давление в воздухосборниках и их местоположение принимаются с
учетом не менее 50% термодинамической осушки сжатого воздуха,
поступающего в магистральный воздухопровод.
8.7.4. В системе воздухоснабжения пневмогидравлической
аппаратуры, как правило, устанавливается один воздухосборник
вместимостью, обеспечивающей работу аппаратуры в течение не менее 2 -
3 ч без включения компрессора.
Ориентировочный расход воздуха на одну измерительную (импульсную)
трубку принимается 5 - 12 л/ч. Питание воздухосборника рекомендуется
осуществлять от компрессорных групп как низкого, так и высокого
давления с соответствующим редуцированием.
8.7.5. В системе отжатия воды из камер рабочих колес вертикальных
гидроагрегатов для работы в режиме синхронного компенсатора и для
перевода в насосный режим обратимых агрегатов допускается использовать
сжатый воздух давлением 0,8 - 4,2 МПа. Выбор давления должен
производиться на основании сравнения возможных вариантов с учетом
стоимости оборудования, наличия места для его размещения, расходов на
эксплуатацию, стоимости электроэнергии и других факторов.
Подвод воздуха в разгрузочную полость радиально-осевой
гидромашины давлением выше 3 МПа не предусматривается во избежание
тупикового удара.
Расход воздуха на первоначальное отжатие воды, а также на утечки
после отжатия принимается по техническим условиям.
Для компенсации утечек сжатого воздуха из камеры рабочего колеса
гидротурбины при работе агрегата в режиме синхронного компенсатора,
когда для отжатия применяется давление свыше 0,8 МПа, применяются
воздуходувки, компрессоры низкого давления или водовоздушные эжекторы.
Подвод воздуха от этих устройств в камеру рабочего колеса
осуществляется по самостоятельным трубопроводам, не связанным с
трубопроводами первоначального отжатия.
Производительность компрессоров определяется по максимально
допустимой продолжительности восстановления давления в
воздухосборниках для последующего перевода агрегатов в режим
синхронного компенсатора или пуска в насосный режим обратимых
гидромашин.
8.7.6. В системе зарядки гидроаккумуляторов МНУ принимается
давление на 0,2 - 0,3 МПа выше номинального давления в системе
регулирования.
Производительность компрессорного оборудования принимается из
расчета обеспечения первоначальной зарядки гидроаккумуляторов МНУ не
более чем за 4 ч.
При этом допускается зарядка гидроаккумуляторов до давления 0,8
МПа от систем низкого давления.
В системе зарядки гидроаккумуляторов МНУ устанавливается
резервный компрессор.
Вместимость воздухосборника (куб. м) принимается равной расходу
воздуха на утечки в системе за 8 ч, но не менее значения минутной
производительности рабочих компрессоров. Предусматривается байпас для
подачи воздуха в гидроаккумуляторы, минуя воздухосборник.
8.7.7. Выбор оборудования системы воздухоснабжения высоковольтных
воздушных выключателей и приводов разъединителей производится в
соответствии с ПУЭ.
8.8. Магистральные воздухопроводы выполняют по нижеуказанным
схемам для систем:
а) торможения агрегатов - одинарная, без секционных вентилей, с
резервированием питания щитов торможения от магистралей технических
нужд или пневмогидравлической аппаратуры;
б) технических нужд - одинарная, без секционных вентилей, вдоль
тех помещений, где требуются отводы для присоединения потребителей
(помещения вспомогательного оборудования агрегатов, щитовое помещение,
потерна и т.п.);
в) создания полыньи - одинарная, без секционных вентилей, вдоль
незамерзающего фронта (в потерне, щитовом помещении или по мосту в
верхнем бьефе);
г) пневмогидравлической аппаратуры - одинарная, без секционных
вентилей, вдоль помещений, где установлена аппаратура, а к приборам,
удаленным от здания ГЭС, - в канале или по выступающим строительным
конструкциям; там, где это возможно, предусматривается резервирование
воздуховодов от систем торможения или собственных нужд;
д) отжатая воды из камер рабочих колес - одинарная, без
секционных вентилей;
е) зарядки гидроаккумуляторов МНУ - одинарная, без секционных
вентилей, вдоль помещений, где выполнены отводы к гидроаккумуляторам;
ж) электрических распределительных устройств - кольцевая с
секционными вентилями после каждого отвода, с двухсторонним питанием
от компрессорной установки, с отключением не более одного потребителя.
При расположении электрических аппаратов в один ряд возможно
выполнение двойной магистрали без секционных вентилей с отводами к
каждому потребителю от каждой магистрали. Разделение кольцевой
магистрали секционными вентилями обеспечивает возможность ремонта
любого участка трубопровода или элементов арматуры с отключением не
более одного потребителя.
Магистральные воздухопроводы прокладываются с уклоном 0,3% с
установкой в нижних точках вентилей для продувки сети. Ответвления к
аппаратуре прокладываются с уклоном 0,3% в направлении магистрали. По
концам всех магистралей устанавливаются влагосборники с продувочными
вентилями.
Рекомендуется применение оцинкованных труб с фланцевыми
соединениями.
Между шкафом управления и воздушным выключателем (разъединителем)
применяются медные или латунные трубы.
8.9. Забор воздуха компрессорами производительностью более 10
куб. м/мин. осуществляется снаружи. Для компрессоров меньшей
производительности забор воздуха может быть выполнен из помещения
компрессорной.
Следует иметь в виду, что в случае, если компрессор засасывает
воздух из теплого помещения и подает его потребителю или в
воздухосборники, работающие при более низкой температуре, то полезная
производительность компрессора уменьшается пропорционально отношению
абсолютных температур.
8.10. Оперативные переключения в системах торможения и
воздухоснабжения электрических распределительных устройств не могут
приводить даже к кратковременному перерыву в питании указанных систем.
8.11. Сброс масляноводяного конденсата при продувке компрессоров,
воздухосборников, магистралей осуществляется через маслоулавливающие
устройства.
Масляноводяной конденсат сбрасывается в системы замасленных
стоков.
9. Измерение гидравлических параметров гидроузла
9.1. Система измерений гидравлических параметров гидроузла
предназначена для непрерывного измерения уровней, напора и расхода
воды на гидроузле, а также для автоматизации управления
гидроагрегатами.
9.2. Указанная система обеспечивает:
измерение и регистрацию уровней верхнего и нижнего бьефов;
определение и регистрацию напоров нетто на гидромашинах;
определение и регистрацию расхода воды на каждой гидромашине и
водосбросных сооружениях, суммирование расхода воды через гидроузел;
контроль за перепадом давления на сороудерживающих решетках;
выдачу унифицированного сигнала на систему управления
гидроагрегатами, а также в систему АСУ ТП.
Отбор давления к первичным приборам может осуществляться тремя
способами: пьезометрическим, непосредственным (поплавком) и
барботажным.
Способ измерения определяется многими факторами, в том числе:
компоновкой гидроузла;
климатическими условиями;
требованиями к диапазону и точности измерения;
длиной импульсных трубок между точкой отбора давления и первичным
прибором, а также кабельных связей между первичным и вторичным
приборами.
9.3. Для измерения указанных выше параметров применяется
аппаратура с унифицированным выходом.
Индикация показателей на вторичных приборах осуществляется в
цифровой форме; для уровней, напоров и перепадов с дискретностью 1 см,
а для измерения расхода - с дискретностью 0,1 - 1,0 куб. м/с.
9.4. В зависимости от принятого способа измерения первичные
приборы устанавливаются или в точке отбора давления, или в удобном для
обслуживания месте здания гидроэлектростанции; на удаленных от здания
гидроэлектростанции водоприемниках первичные приборы устанавливаются в
отапливаемых помещениях.
Вторичные показывающие и регистрирующие приборы измерения уровней
верхнего и нижнего бьефов, напора брутто и суммарного расхода через
гидромашины гидроэлектростанции, а также расхода воды через
водосбросные сооружения устанавливаются на центральном пункте
управления (ЦПУ).
Приборы измерения и регистрации расхода воды через гидромашину,
напора нетто и перепада уровня на сороудерживающей решетке каждого
агрегата устанавливаются на агрегатных щитах управления (АЩУ).
9.5. Измерение уровня верхнего бьефа осуществляется в двух точках
при длине напорного фронта менее 500 м. Датчики устанавливаются на
водоприемнике и плотине у правого и левого берега.
При наличии перекоса уровней, нагона и большой длине напорного
фронта число датчиков может быть увеличено.
Измерение уровней нижнего бьефа осуществляется на выходе воды из
отсасывающих труб гидромашины и на отводящем канале в створе
установившегося движения потока воды при работающих водосбросах.
Точность измерения уровней, напора и перепада уровней на
сороудерживающих решетках принимается не ниже +/- 2 - 5 см.
Измерение расхода воды через гидромашины и донные водосбросы
выполняется относительным методом с помощью перепадомеров. Отбор
давления осуществляется в мерном створе спиральной камеры гидромашины
донного водосброса. Предел допустимой погрешности измерения разности
давлений в мерном створе не превышает +/- 0,5%.
9.6. Для проведения натурных испытаний турбин в агрегатных блоках
предусматриваются закладные измерительные трубки, а также другие
устройства, обеспечивающие измерение уровней, напора, расходов в
соответствии с рекомендациями МЭК.
Количество агрегатов, подвергаемых натурным испытаниям,
принимается: 1 - при числе агрегатов на электростанции до 4; 2 - при
числе агрегатов от 5 до 10; 3 - при числе агрегатов от 11 до 20 и
более.
10. Главные электрические схемы
10.1. Главные электрические схемы проектируются на основании
схемы развития энергосистемы, к которой присоединяется электростанция.
При разработке главной электрической схемы учитываются следующие
исходные данные:
а) напряжения, на которых выдается электроэнергия электростанции
в энергосистему, число и направление линий электропередачи на каждом
напряжении; мощность, передаваемая по каждой линии; рекомендуемое
распределение гидроагрегатов между напряжениями, перетоки мощности
между распределительными устройствами разных повышенных напряжений
электростанции;
б) графики активной нагрузки электростанции и участие ее в общем
графике активной нагрузки энергосистемы по характерным периодам года
на каждом напряжении;
в) наибольшая мощность, потеря которой допустима по наличию
резервной мощности в энергосистеме и по пропускной способности линий
электропередачи внутри системы и межсистемных связей;
г) участие электростанции в покрытии графиков реактивной нагрузки
(включая в период максимума активной нагрузки энергосистемы);
необходимость работы гидроагрегатов в режиме синхронных компенсаторов,
а также в режиме потребления реактивной мощности; необходимость
установки шунтирующих реакторов, их мощность, номинальное напряжение и
схема присоединения; значение номинального коэффициента мощности
гидрогенераторов (генераторов-двигателей) по условиям работы
энергосистемы;
д) токи коротких замыканий (трехфазных, однофазных) на шинах
распределительных устройств повышенных напряжений для максимального и
минимального режимов нагрузки энергосистемы, а также
восстанавливающиеся напряжения на контактах выключателей
соответствующих распределительных устройств;
е) требования к гидрогенераторам (генераторам-двигателям) и
другому электрооборудованию, определяемые условиями устойчивости
параллельной работы электростанции в энергосистеме или исключением
процесса самовозбуждения при работе на холостую линию (параметры
возбуждения, реактансы и механическая постоянная времени), и
требования системной противоаварийной автоматики (максимально
допустимое время отключения выключателей, необходимость
секционирования шин повышенного напряжения, величина отключаемой
мощности для разгрузки линий электропередачи);
ж) допустимые колебания напряжения на шинах повышенных напряжений
при различных режимах работы обратимых агрегатов ГАЭС, в том числе при
прямом пуске.
10.2. Главная электрическая схема учитывает очередность ввода
агрегатов электростанции и возможность расширения распределительных
устройств повышенных напряжений в соответствии с перспективой развития
энергосистемы. Выдача электроэнергии от гидроагрегатов первых очередей
строящейся электростанции предусматривается через соответствующие
части постоянных распределительных устройств.
10.3. Трансформаторы (автотрансформаторы) на электростанциях
принимаются трехфазными. В случае невозможности поставки заводами
трехфазных трансформаторов необходимой мощности или при наличии
транспортных ограничений допускается применение групп из однофазных
трансформаторов.
Применение резервных трехфазных или однофазных трансформаторов
обосновывается.
10.4. Связь между двумя распределительными устройствами разных
напряжений от 110 кВ и выше выполняется с помощью автотрансформаторов
или трехобмоточных трансформаторов, а при одном из двух напряжений 35
кВ и ниже - с помощью двухобмоточных или трехобмоточных
трансформаторов. К обмоткам низшего напряжения автотрансформаторов и
трехобмоточных трансформаторов допускается подключать генераторы.
Целесообразность такого подключения генераторов обосновывается с
учетом напряжений на обмотках высшего и среднего напряжений при разных
режимах работы.
Количество автотрансформаторов (трансформаторов) связи
распределительных устройств повышенных напряжений, а также схемы их
присоединений к шинам РУ обосновываются исходя из режима работы этой
связи.
10.5. Для однофазных автотрансформаторов связи РУ разных
напряжений резервная фаза предусматривается при установке только одной
группы автотрансформаторов. Замена поврежденной фазы на резервную
осуществляется путем перекатки резервной фазы.
Для двух групп автотрансформаторов связи установка резервной фазы
не предусматривается, в этом случае предусматривается опережающая
установка фазы второй группы на период работы только одной группы.
10.6. Все автотрансформаторы и трехобмоточные трансформаторы
связи распределительных устройств разных напряжений снабжаются
устройствами регулирования напряжения под нагрузкой на одном
напряжении (ВН или СН); при необходимости регулирования напряжений на
двух повышенных напряжениях предусматривается установка линейного
вольтодобавочного трансформатора.
10.7. В главных электрических схемах электростанций применяются
следующие типы электрических блоков:
а) одиночный блок (генератор-трансформатор);
б) укрупненный блок (несколько генераторов, подключенных к одному
общему повышающему трансформатору или к одной группе однофазных
трансформаторов);
в) объединенный блок (несколько одиночных или укрупненных блоков,
объединенные между собой без выключателей на стороне высшего
напряжения повышающих трансформаторов).
10.8. Тип блока выбирается на основании сопоставления
целесообразных вариантов с учетом режимов и надежности работы
электростанции, затрат на оборудование генераторного и повышенного
напряжений, стоимости потерь энергии в повышающих трансформаторах,
удобств эксплуатации, конструктивно-компоновочных решений и др.
Мощность электрического блока не может превышать значения
мощности, определенной п. 10.1 "в" с учетом п. 10.10 настоящих
Рекомендаций.
10.9. Во всех электрических блоках между генераторами и
повышающими трансформаторами, как правило, устанавливаются
выключатели.
Для включения (отключения) и реверсирования обратимого агрегата
ГАЭС используются два выключателя или выключатель и два разъединителя
с повышенным ресурсом работы.
В укрупненных электрических блоках при большой величине тока
короткого замыкания на выводах генератора рекомендуется выбирать
генераторный выключатель с номинальным током отключения не менее
величины тока короткого замыкания от генератора для защиты
трансформатора при внутренних повреждениях. При этом динамическая и
термическая стойкости такого выключателя должны соответствовать току
короткого замыкания на выводах генератора. Отключение тока короткого
замыкания на выводах генератора должно производится выключателем
(выключателями) высокой стороны блочного трансформатора с последующим
отключением генераторного выключателя и восстановлением работы
укрупненного блока.
10.10. Главные электрические схемы электростанций проектируются
исходя из следующих условий:
а) отказ любого выключателя (в том числе и в период ремонта
любого другого выключателя) не должен приводить к потере блоков
суммарной мощностью больше мощности, определенной п. 10.1 "в"
настоящих Рекомендаций и тех линий электропередачи (двух и более),
отключение которых может вызвать нарушение устойчивости энергосистемы
или ее части;
б) отказ любого выключателя в схемах, в которых на шины
электростанции заводятся параллельные транзитные линии
электропередачи, не должен приводить к выпадению обеих линий транзита
одного направления;
в) отключение линии электропередачи со стороны электростанции
производится не более чем двумя выключателями;
г) отключение электрического блока может производиться не более
чем тремя выключателями распределительного устройства повышенного
напряжения;
д) отключение автотрансформаторов и трансформаторов связи
распределительных устройств разных напряжений может производиться при
повреждении автотрансформаторов и трансформаторов не более чем
четырьмя выключателями распределительных устройств повышенных
напряжений;
е) ремонт любого из выключателей распределительного устройства
110 кВ и выше предусматривается без отключения присоединения.
10.11. Для распределительных устройств электростанции напряжением
110 кВ и выше рекомендуются к применению следующие схемы.
10.11.1. При напряжении 110 - 220 кВ - с одним выключателем на
присоединение:
а) одна рабочая секционированная и обходная система шин;
секционирование рекомендуется выполнять двумя выключателями при числе
присоединений до 8;
б) две рабочих и обходная система шин при количестве
присоединений до 11;
в) две рабочих секционированных и обходная системы шин при
количестве присоединений 12 и более.
10.11.2. Для напряжений 110 кВ и выше при количестве
присоединений не более 6 - схемы с принадлежностью выключателя к двум
присоединениям и с количеством выключателей, равным количеству
присоединений:
а) мостик;
б) треугольник;
в) четырехугольник;
г) шестиугольник, при применении высоконадежного оборудования,
например КРУЭ 220 - 500 кВ.
10.11.3. Для напряжений 330, 500 кВ - схемы с принадлежностью
выключателя к двум присоединениям и со сборными шинами:
а) с двумя системами шин и с тремя выключателями на два
присоединения (схема "3/2");
б) с двумя системами шин и с четырьмя выключателями на три
присоединения (схема "4/3").
По условиям противоаварийной автоматики в этих схемах может
выполнятся секционирование сборных шин.
10.12. Подключение блоков, автотрансформаторов, линий может
приниматься отличающимся от принятого в указанных схемах.
10.13. При обосновании варианта главной электрической схемы
электростанции рассматриваются вопросы надежности выдачи
электроэнергии, оперативных и ремонтных свойств схемы, удобства
деления схемы по сигналам противоаварийной автоматики, количества
операций с выключателями и разъединителями в различных режимах,
компоновки оборудования, стоимости распределительных устройств и др.
При прочих равных условиях предпочтение должно отдаваться схеме,
обладающей необходимой надежностью, и в которой отключение отдельных
цепей осуществляется меньшим числом выключателей.
11. Гидрогенераторы, генераторы-двигатели и их системы
возбуждения
11.1. Гидрогенераторы, генераторы-двигатели и их системы
возбуждения разрабатываются на основе технических требований.
В технических требованиях предусматривается обеспечение
автоматического управления, контроля режимных параметров и мониторинга
состояния оборудования.
При разработке технических требований проводится поиск аналога и
выявляется возможность использования для данного объекта освоенных или
ранее разработанных электрических машин.
11.2. Электрические машины, системы возбуждения и вспомогательное
оборудование проектируют с учетом обеспечения надежной работы
гидроагрегата во всех режимах без вмешательства дежурного персонала.
11.3. Конструкция электрической машины, отдельных ее узлов и
вспомогательные системы разрабатываются с учетом обеспечения пуска и
останова гидроагрегата при отсутствии напряжения собственных нужд
переменного тока.
11.4. Гидрогенераторы, генераторы-двигатели.
11.4.1. Номинальная мощность и вид конструктивного исполнения
электрической машины принимаются исходя из типа и параметров
гидромашины.
11.4.2. Гидрогенераторы и генераторы-двигатели проектируются как
машины единичного производства в соответствии с государственным
стандартом.
11.4.3. Синхронные машины разрабатываются, как правило,
оптимальными по технико-экономическим показателям, габаритам, массе и
коэффициенту полезного действия.
Отклонения от оптимальной конструкции синхронной машины (по
величине махового момента, заброса оборотов, индуктивностей и т.п.)
допускаются при соответствующем обосновании и получении
дополнительного эффекта по гидроузлу.
11.4.4. При проектировании электростанции определяются следующие
основные технические данные и параметры электрической машины:
а) тип и вид конструктивного исполнения;
б) номинальные параметры: мощность, коэффициент мощности,
напряжение, частота вращения, коэффициент полезного действия;
в) маховой момент;
г) разгонная частота вращения;
д) реактансы;
е) масса;
ж) стоимость.
11.4.5. В качестве гидрогенераторов и генераторов-двигателей, как
правило, применяются синхронные явнополюсные машины с вертикальным или
горизонтальным валом.
На гидроузлах, где в период постоянной эксплуатации
происходят систематические значительные изменения напора
(H < (0,5 - 0,6) H ), следует рассматривать варианты
min max
электрической машины, позволяющие работу гидротурбины с частотой
вращения, отличающейся от номинальной (асинхронизированные,
многоскоростные с переключением количества полюсов и др.).
11.4.6. Выбор конструктивного исполнения вертикальной синхронной
машины производится по частоте вращения и мощности гидроагрегата на
основании следующих показателей: габариты агрегата, масса, коэффициент
полезного действия и стоимость электрической машины.
Как правило, для гидроагрегатов с частотой вращения до 200
об./мин. и диаметром рабочего колеса гидромашины свыше 4,5 м
применяется зонтичное исполнение с опорой подпятника на крышку
гидромашины.
Для гидроагрегатов с частотой вращения более 200 об./мин.
применяется подвесное исполнение с опорой подпятника на верхнюю
крестовину.
В диапазоне частоты вращения от 150 до 333,3 об./мин. вид
конструктивного исполнения электромашины рекомендуется выбирать на
основании технико-экономического расчета.
Применение электромашины зонтичного исполнения с опорой
подпятника на нижнюю крестовину обосновывается.
11.4.7. На малоагрегатных электростанциях (до четырех агрегатов)
целесообразно рассматривать применение гидрогенераторов с отъемным
остовом ротора с целью снижения грузоподъемности и количества кранов
машинного зала.
11.4.8. Для уникальных по мощности или габаритам синхронных машин
с целью повышения эксплуатационной надежности рассматривается
целесообразность сборки активной стали статора "в кольцо" на месте их
монтажа. Применение статоров, собираемых в "кольцо" на месте монтажа,
обосновывается технико-экономическими расчетами с учетом увеличения
сроков монтажа и стоимости мероприятий по обеспечению условий сборки.
11.4.9. Для повышения надежности работы подпятников применяются
сегменты с эластичным металлопластмассовым покрытием. Контроль
температуры в этом случае осуществляется на каждом сегменте.
11.4.10. Номинальное напряжение статора синхронной машины
выбирается из ряда значений, определенных государственным стандартом:
0,4; 0,63; 3,15; 6,3; 10,5; 13,8; 15,75; 18,0; 20 кВ.
Значение напряжения в зависимости от мощности машины принимается
по табл. 11.1.
Таблица 11.1
--------------------------------------------------------------------------
| Мощность, | 5 - | 10 - | 25 - | 50 - | 150 - | 600 и |
| МВ x А | 10 | 25 | 50 | 150 | 500 | более |
|-------------|-------|---------|---------|---------|-----------|--------|
| Напряжение, | 3,15 | 6,3 - | 10,5 - | 13,8 - | 15,75 - | 18,0 - |
| кВ | - | 10,5 | 13,8 | 15,75 | 18,0 | 20,0 |
| | 6,3 | | | | | |
--------------------------------------------------------------------------
Значение номинального напряжения принимается с учетом
технико-экономических показателей всего тракта - от электрической
машины до трансформатора.
11.4.11. Коэффициент мощности синхронной машины принимается по п.
10.1 "г" настоящих Рекомендаций.
11.4.12. Для обеспечения выдачи и потребления реактивной мощности
предусматривается возможность работы синхронных машин (кроме
капсульных) в режиме синхронных компенсаторов, а также в режимах
выдачи активной мощности с потреблением реактивной мощности. Работа
капсульных гидроагрегатов в режиме синхронного компенсатора (при
свернутых лопастях рабочего колеса турбины) допускается при
соответствующем обосновании.
11.4.13. Маховой момент (постоянная инерции) синхронной машины,
как правило, определяется оптимальной (с точки зрения электрического и
магнитного использования) конструкцией агрегата.
При наличии специальных требований, исходящих из условия
обеспечения гарантий регулирования гидромашины и (или) условий
обеспечения устойчивости электропередачи, минимально допустимая
величина махового момента задается в соответствии с этими
требованиями.
11.4.14. Повышение частоты вращения синхронной машины при сбросе
номинальной нагрузки задается на основании расчетов гарантий
регулирования (см. п. п. 4.2.8 и 4.2.10 настоящих Рекомендаций).
11.4.15. Реактансы синхронной машины, как правило, определяются
конструкцией машины. При наличии специальных требований, исходящих из
условий обеспечения устойчивости электропередачи или исключения
процесса самовозбуждения при работе на холостую линию, индуктивные
сопротивления задаются на основании расчетов, выполненных при
проектировании схемы присоединения электростанции к энергосистеме.
11.4.16. Коэффициент полезного действия синхронной машины при
номинальной нагрузке и номинальном коэффициенте мощности принимается
не ниже значений, указанных в табл. 11.2.
Таблица 11.2
----------------------------------------------------------------------------
| Диапазон | Диапазон частоты вращения, об./мин. |
| номинальных | |
| мощностей, МВ x А | |
|--------------------|-----------------------------------------------------|
| | 50 - 93,76 | 100 - | 200 - 300 | 333,3 - |
| | | 187,5 | | 600 |
|--------------------|-------------|-------------|--------------|----------|
| 10 - 25 | 95,9 - | 96,0 - | 95,8 - | 96,1 - |
| | 96,6 | 96,7 | 96,4 | 96,3 |
|--------------------|-------------|-------------|--------------|----------|
| 25 - 50 | 96,6 - | 96,7 - | 96,4 - | 96,5 - |
| | 97,3 | 97,3 | 97,2 | 97,0 |
|--------------------|-------------|-------------|--------------|----------|
| 50 - 100 | 97,3 - | 98,0 - | 97,2 - | 97,0 - |
| | 98,0 | 98,2 | 97,7 | 97,6 |
|--------------------|-------------|-------------|--------------|----------|
| 100 - 250 | 98,0 - | 98,2 - | 97,7 - | 97,6 - |
| | 98,3 | 98,6 | 98,4 | 98,4 |
|--------------------|-------------|-------------|--------------|----------|
| Свыше 250 | 98,3 - | 98,6 - | 98,2 - | - |
| | 98,7 | 98,9 | 98,5 | |
----------------------------------------------------------------------------
11.4.17. В электрических машинах, как правило, применяется
система косвенного воздушно-водяного охлаждения с замкнутым циклом
охлаждения. Охлаждение воздуха обеспечивается водяными охладителями.
11.4.17.1. Рекомендуется, по согласованию с разработчиком,
использовать отбор до 20% горячего воздуха для обогрева машинного зала
электростанции. При отборе более 15% горячего воздуха устанавливаются
пылеулавливающие фильтры на входе воздуха в стакан генератора.
11.4.17.2. Как правило, применяется система самовентиляции, где
вентилятором служит ротор.
Допускается применение принудительной системы воздушного или
водяного охлаждения в капсульных генераторах, а также в электрических
машинах мощностью более 500 МВт. Целесообразность применения системы
непосредственного водяного охлаждения обмоток статора, ротора и других
активных частей обосновывается.
11.4.17.3. На электростанциях, имеющих синхронные машины с
непосредственным водяным охлаждением активных частей,
предусматриваются установка для приготовления обессоленной воды и
трубопроводы для ее подачи к агрегатам. Выбор оборудования этой
установки и требования к качеству обессоленной воды определяются
поставщиком электрической машины.
11.4.18. Гидрогенераторы вертикального исполнения проектируют с
системой механического торможения вращающихся частей гидроагрегата.
Для агрегатов с большими маховыми массами вращающихся частей (с
механической постоянной времени более 8 с), а также работающих в
остропиковом режиме и генераторов-двигателей рекомендуется применять
систему электрического торможения, основанную на методе короткого
замыкания.
При применении системы электрического торможения механическая
система используется для исключения длительного вращения ротора на
малых оборотах, для подъема ротора на тормозах, а также в качестве
резервной для торможения при коротких замыканиях внутри синхронной
машины.
11.4.19. Способы пуска генераторов-двигателей в двигательный
режим выбираются в зависимости от мощности агрегата, эксплуатационной
надежности и степени влияния режима пуска на энергосистему.
Как правило, пуск в двигательный режим генератора-двигателя
осуществляется с помощью статического преобразователя частоты.
Для агрегатов мощностью до 100 МВт рекомендуется рассматривать
другие способы пуска, в том числе - прямой асинхронный.
11.5. Системы возбуждения.
11.5.1. Система возбуждения обеспечивает возбуждение синхронной
машины во всех нормальных и аварийных режимах, предусмотренных
техническими условиями (заданием) на синхронную машину.
11.5.2. Система возбуждения вновь проектируемых синхронных машин
разрабатывается на номинальный ток и номинальное напряжение,
превышающие на 10% расчетные значения номинального тока и номинального
напряжения ротора синхронной машины.
11.5.3. Системы возбуждения, предназначенные для замены физически
и морально устаревших возбудителей на действующих электростанциях,
допускается разрабатывать на параметры, соответствующие реальным
параметрам возбуждения синхронной машины без 10%-ного запаса.
11.5.4. Кратность форсировки по напряжению системы возбуждения,
влияющая на устойчивость параллельной работы синхронной машины в
энергосистеме, задается на основании указаний п. 10.1 "е" настоящих
Рекомендаций.
Как правило, при установленной мощности электростанции до 800 МВт
и единичной мощности агрегата до 150 МВт кратность форсировки по
напряжению принимается равной 2,5.
В случае, если по условиям динамической устойчивости требуется
кратность форсировки 3 и более, проводится сопоставление вариантов
исполнения новой системы возбуждения и других способов повышения
динамической устойчивости (отключение агрегатов, электрическое
торможение и т.п.) и рассматривается возможность снижения величины
кратности форсировки относительно требуемой.
11.5.5. Система возбуждения двигателей-генераторов обеспечивает
регулируемое возбуждение в процессе пуска в двигательный режим и в
процессе электрического торможения агрегата при останове.
11.5.6. Для гидрогенераторов, оснащенных устройством
электрического торможения при остановах по п. 11.4.18 настоящих
Рекомендаций, разрабатывается схема возбуждения в режиме торможения.
11.5.7. Для всех гидрогенераторов и генераторов-двигателей
применяются статические тиристорные системы возбуждения, как правило,
по схеме параллельного самовозбуждения (питание тиристорных
преобразователей от главных выводов синхронной машины через
выпрямительный трансформатор).
Для уникальных по мощности генераторов, а также для
гидрогенераторов ГЭС, занимающих определяющее место в энергосистеме,
допускается применение тиристорной системы по схеме независимого
возбуждения (питание тиристорных преобразователей от вспомогательного
генератора на валу главного).
Для возбуждения вспомогательных генераторов применяются
тиристорные системы по схеме параллельного самовозбуждения.
11.5.8. Выпрямительный трансформатор может присоединяться к
выводам:
гидрогенератора до и после генераторного выключателя;
генератора-двигателя, как правило, после генераторного
выключателя.
В случае присоединения выпрямительного трансформатора до
генераторного выключателя система возбуждения оснащается
коммутационным аппаратом для обеспечения питания от собственных нужд
ГЭС в процессе электрического торможения гидроагрегата при останове.
В случае присоединения выпрямительного трансформатора за
генераторным выключателем в силовых цепях системы возбуждения
предусматриваются устройства (накладки, разъединители) для обеспечения
снятия напряжения при производстве ремонтных работ на остановленном
агрегате.
11.5.9. Системы возбуждения, как правило, выполняются
одногрупповыми. Тиристорный преобразователь может состоять из одного
или нескольких силовых мостов с параллельным соединением их на стороне
постоянного и переменного тока.
11.5.10. При кратности форсировки возбуждения 3,5 и более
допускается применять двухгрупповую систему возбуждения (с рабочей и
форсировочной группами преобразователей).
11.5.11. Система возбуждения гидрогенераторов, как правило,
выбирается из серии комплектных унифицированных систем возбуждения,
содержащих полный комплект оборудования и аппаратуры, включая
устройства и аппаратуру управления, защиты, сигнализации и измерения.
11.5.12. Для гидрогенераторов мощностью до 50 МВт допускается
применять упрощенную одногрупповую систему возбуждения с регулятором
возбуждения пропорционального действия, имеющим ограничитель
минимального и максимального токов ротора.
11.5.13. Выпрямительные трансформаторы, предназначенные для
питания тиристорных преобразователей, как правило, выполняются
|