Национальный стандарт РФ ГОСТ Р 55260.4.1-2013
"ГИДРОЭЛЕКТРОСТАНЦИИ. Часть 4-1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ ГИДРОЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И ГИДРОАККУМУЛИРУЮЩИХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ. ОБЩИЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ"
(утв. приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 6 сентября 2013 г. N 1054-ст)
Hedroelectric pover plants. Part 4-1.The technological part of hydroelectric power plants and pumped storage plants. General technical reguirements
Дата введения - 1 июля 2015 г.
Введен впервые
Предисловие
1 Разработан Открытым акционерным обществом "Научно-исследовательский институт энергетических сооружений" (ОАО "НИИЭС")
2 Внесен Техническим комитетом по стандартизации ТК 330 "Процессы, оборудование и энергетические системы на основе возобновляемых источников энергии"
3 Утвержден и введен в действие приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 6 сентября 2013 г. N 1054-ст
4 Введен впервые
Введение
Настоящий стандарт разработан в соответствии с требованиями Федерального закона N 184-ФЗ "О техническом регулировании".
Настоящий стандарт является нормативным техническим документом и предназначен для реализации современных требований технического регулирования в процессе проектирования технологической части гидроэлектростанций и гидроаккумулирующих электростанций при новом строительстве и реконструкции в целях создания надежного, экономически эффективного оборудования, соответствующего требуемому уровню безопасности при эксплуатации.
Настоящий стандарт входит в группу стандартов "Гидроэлектростанции".
1 Область применения
1.1 Настоящий стандарт устанавливает нормы и требования к проектированию технологического оборудования и технологических систем и регулирует вопросы реализации требований к оборудованию и системам, необходимых для надежной, безопасной и экономически эффективной эксплуатации гидроэлектростанций и гидроаккумулирующих электростанций при гармонизации режимов энергетического использования возобновляемых природных ресурсов и режимов выдачи электроэнергии и мощности, оказании услуг системного характера.
1.2 Настоящий стандарт регламентирует общие принципиальные требования к проектированию технологической части ГЭС и ГАЭС и гидротехнических сооружений и распространяется на регламентацию при проектировании:
- исходных данных для проектирования технологической части объекта и выбора экономически эффективного режима использования гидроэнергоресурсов;
- режима эксплуатации объекта в энергосистеме или на изолированного потребителя;
- выбора всего комплекса технологического оборудования и систем, удовлетворяющих экономически эффективным и надежным режимам выработки электроэнергии и энергоотдачи;
- размещения всего технологического оборудования и систем, удовлетворяющего требованиям надежности, безопасности и обслуживанию при эксплуатации;
- создания противопожарных систем;
- построения и функционирования АСУ ТП ГЭС, систем контроля и предупреждения, обеспечивающих надежность и безопасность эксплуатации оборудования и объекта в целом;
- размещения служебных и бытовых помещений, предназначенных для эксплуатации технологических и инженерных систем станции;
- рекомендаций по эксплуатации оборудования и систем в нормальных и чрезвычайных условиях;
- требований по обеспечению экологической безопасности оборудования при эксплуатации объекта;
- требований по энергосбережению и энергоэффективности.
1.3 Настоящий стандарт предназначен для использования при заказе, разработке, приемке и экспертизе проектов, создании и реконструкции объектов. Требования настоящего стандарта обязаны выполнять привлекаемые проектные и любые иные сторонние организации, выполняющие работы, относящиеся к области применения стандарта, в установленном порядке присоединившиеся к стандарту, или если требования стандарта содержатся в заключенном между сторонами договоре.
1.4 Нормы и требования настоящего стандарта распространяются на гидроаккумулирующие электростанции (ГАЭС) и малые ГЭС при условии учета специфических для этих электростанций особенностей их эксплуатации.
1.5 Настоящий стандарт устанавливает нормы и требования к проектированию технологического оборудования и технологических систем и регулирует вопросы реализации требований к оборудованию и системам, необходимых для надежной, безопасной и экономически эффективной эксплуатации гидроэлектростанций и гидроаккумулирующих электростанций при гармонизации режимов энергетического использования возобновляемых природных ресурсов и режимов выдачи электроэнергии и мощности, оказании услуг системного характера.
2 Нормативные ссылки
В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:
ГОСТ 12.2.007.0-75 Система стандартов безопасности труда. Изделия электротехнические. Общие требования безопасности
ГОСТ 12.2.007.1-75 Система стандартов безопасности труда. Машины электрические вращающиеся. Требования безопасности
ГОСТ 24.104-85 Единая система стандартов автоматизированных систем управления. Автоматизированные системы управления. Общие требования
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания
ГОСТ 5616-89 Генераторы и генераторы-двигатели электрические гидротурбинные. Общие технические условия
ГОСТ 8339-84 Установки маслонапорные для гидравлических турбин. Технические условия
ГОСТ 11677-85 Трансформаторы силовые. Общие технические условия
ГОСТ 12405-81 Регуляторы электрогидравлические для гидравлических турбин. Технические условия
ГОСТ 16772-77 Трансформаторы и реакторы преобразовательные. Общие технические условия
ГОСТ 19179-73 Гидрология суши. Термины и определения
ГОСТ 21558-2000 Системы возбуждения турбогенераторов, гидрогенераторов и синхронных компенсаторов. Общие технические условия
ГОСТ 22373-87 Затворы дисковые и шаровые для гидравлических турбин. Общие технические условия
ГОСТ 22379-87 Затворы предтурбинные
ГОСТ 27528-87 Турбины гидравлические поворотно-лопастные, радиально-осевые. Типы. Основные параметры
ГОСТ 27584-88 Краны мостовые и козловые электрические. Общие технические условия
ГОСТ 27807-88 Турбины гидравлические вертикальные. Технические требования и приемка
ГОСТ 30494-2011 Здания жилые и общественные. Параметры микроклимата в помещениях
ГОСТ Р 50571.3-2009 Электроустановки низковольтные. Часть 4-41. Требования для обеспечения безопасности. Защита от поражения электрическим током
ГОСТ Р 22.1.12-2005 Безопасность в чрезвычайных ситуациях. Структурированная система мониторинга и управления инженерными системами зданий и сооружений. Общие требования
ГОСТ Р 51901.1-2002 Менеджмент риска. Анализ риска технологических систем
ГОСТ Р МЭК 60870-5-101-2006 Устройства и системы телемеханики. Часть 5. Протоколы передачи. Раздел 101. Обобщающий стандарт по основным функциям телемеханики
Примечание - При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов в информационной системе общего пользования - на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет или по ежегодно издаваемому информационному указателю "Национальные стандарты", который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по выпускам ежемесячно издаваемого информационного указателя "Национальные стандарты" за текущий год. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана недатированная ссылка, то рекомендуется использовать действующую версию этого стандарта с учетом всех внесенных в данную версию изменений. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, то рекомендуется использовать версию этого стандарта с указанным выше годом утверждения (принятия). Если после утверждения настоящего стандарта в ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, внесено изменение, затрагивающее положение, на которое дана ссылка, то это положение рекомендуется применять без учета данного изменения. Если ссылочный стандарт отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, рекомендуется применять в части, не затрагивающей эту ссылку.
3 Термины и определения
В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями:
3.1 агрегатная секция: Часть здания ГЭС или ГАЭС, отделенная межсекционными швами, в которой располагается один или несколько гидроагрегатов.
3.2 автоматизированная система управления технологическим процессом: Система, состоящая из эксплуатационного персонала и комплекса средств автоматизации, как основного, так и вспомогательного оборудования ГЭС и ГАЭС, обеспечивающая процесс производства и выдачи электроэнергии.
3.3 безопасность эксплуатации: Состояние, при котором отсутствует недопустимый риск, связанный с причинением вреда жизни или здоровью граждан, имуществу физических или юридических лиц, государственному или муниципальному имуществу, окружающей среде, жизни или здоровью животных и растений.
3.4 блок агрегата: Часть здания ГЭС, включая турбинное и генераторное помещение, в котором располагается один гидроагрегат со вспомогательным оборудованием.
3.5 высота отсасывания: Разность отметки установки гидравлической турбины и отметки нижнего бьефа.
3.6 гидроагрегат: Агрегат, состоящий из гидравлической турбины и гидрогенератора.
3.7 гидравлический удар: Повышение или понижение гидродинамического давления в напорном трубопроводе, вызванное резким изменением во времени скорости движения жидкости.
3.8 гидроэлектростанция малая (малая ГЭС): ГЭС с установленной мощностью от 100 до 25000 кВт.
3.9 гидроэлектростанция микро (микро ГЭС): ГЭС с установленной мощностью до 100 кВт.
3.10 головной узел: Комплекс водоподпорных, водозаборных, водосбросных и других сооружений начальной части деривации.
3.11 затвор аварийный: Затвор, опускаемый в текущую воду при аварийных ситуациях.
3.12 здание ГЭС: Сооружение, подземная выработка или помещение в плотине, в котором устанавливается основное энергетическое, электротехническое и вспомогательное оборудование ГЭС.
3.13 инженерные системы зданий и сооружений: Функционально законченный комплекс технических средств, предназначенный для создания и поддержания условий, при которых наиболее эффективно осуществляется работа оборудования и жизнедеятельность людей.
3.14 комплекс технических средств: Продукция, представляющая собой функционально определенную совокупность технических средств и монтажных изделий.
3.15 коэффициент мощности: Отношение активной мощности, к полной.
3.16 мощность ГЭС гарантированная: Наибольшая мощность ГЭС, выдаваемая при расходе воды и напоре обеспеченностью 90%...95%.
3.17 мощность гидроагрегата установленная: Наибольшая мощность гидроагрегата при расчетном напоре.
3.18 надежность: Способность машины (оборудования) безотказно выполнять заданные функции при определенных условиях и в заданном временном отрезке.
3.19 напор: Давление воды, равное высоте водного столба в метрах над рассматриваемым уровнем.
3.20 напор расчетный: Наименьший напор гидравлической турбины, при котором она развивает номинальную мощность.
3.21 номинальная частота вращения: Частота вращения, обеспечивающая заданную переменную частоту тока в сети.
3.22 обеспеченность гидрологической характеристики: Вероятность того, что рассматриваемое значение гидрологической характеристики может быть превышено.
3.23 объем стока: Количество воды, протекающее через рассматриваемый створ водотока за какой-либо период времени.
3.24 программно-технический комплекс: Средство автоматизации в составе АСУТП, выполненное на микропроцессорной (процессорной) базе с установленным на нем программным обеспечением.
3.25 предприятие-разработчик: Предприятие, разрабатывающее проектную продукцию для изготовления технологического оборудования.
3.26 предприятие-изготовитель (завод-изготовитель): Предприятие, изготавливающее оборудование в соответствии с проектной документацией предприятия-разработчика.
3.27 предприятие-поставщик: Предприятие, поставляющее заказчику оборудование, изготовленное предприятием-изготовителем.
3.28 расчетный расход воды: Расход воды заданной вероятности превышения, принимаемый в качестве исходного значения.
3.29 техническая система: Объект техники, агрегат, состоящий из элементов и независимых узлов, предназначенный для выполнения функций, обеспечивающих работоспособность единиц оборудования (в целях настоящего стандарта - система автоматического регулирования, система смазки и др.).
3.30 технологическая задача: Функция или совокупность функций, выполнение которых приводит к результату заданного вида.
3.31 функция: Совокупность упорядоченных действий, направленная на достижение определенной цели.
3.32 эксплуатационная документация системы: Часть рабочей документации, предназначенная для использования при эксплуатации системы, определяющая правила действия персонала и пользователей системы при ее функционировании, проверке и обеспечении ее работоспособности.
4 Обозначения и сокращения
В настоящем стандарте применены следующие обозначения и сокращения:
АРЧ - автоматическое регулирование частоты;
АСУ ТП - автоматизированная система управления технологическими процессами;
АЩУ - агрегатный щит управления;
ГРАМ - групповое регулирование активной мощности;
ГЭС - гидравлическая электрическая станция;
ГАЭС - гидроаккумулирующая электрическая станция;
ИУ - измерительное устройство;
КЗ - короткое замыкание;
КПД - коэффициент полезного действия;
КРУЭ - комплексное распределительное устройство элегазовое;
МНУ- маслонапорная установка;
НА - направляющий аппарат;
НПУ - нормальный подпорный уровень водохранилища;
НТД - нормативно-техническая документация;
ОРУ-открытое распределительное устройство;
ПЛ - поворотно-лопастная(-ое) (гидротурбина, рабочее колесо);
ПБВ - устройство регулирования напряжения при снятой нагрузке (переключение ответвлений обмоток трансформатора без возбуждения).
ПТБ - правила техники безопасности;
ПТК - программно-технический комплекс;
РЗА - релейная защита и автоматика;
РК - рабочее колесо гидротурбины;
РО - радиально-осевая(-ое) (гидротурбина, рабочее колесо);
РПН - устройство регулирования напряжения под нагрузкой трансформатора;
РЧВ - регулятор частоты вращения гидротурбины;
САР - система автоматического регулирования;
СН - собственные нужды;
СПК - служебно-производственный корпус;
СРКМ - средства компенсации реактивной мощности;
СТО ГЭС - стандарт организации ГЭС;
СК - синхронный компенсатор;
ТВС - техническое водоснабжение;
УВБ - уровень верхнего бьефа;
УНБ - уровень нижнего бьефа;
УМО - уровень мертвого объема;
УПС - уровень предполоводной сработки;
УС - уровень сработки водохранилища;
ФПУ - форсированный уровень водохранилища;
ЦПУ - центральный пульт управления;
XX - холостой ход.
5 Нормы и требования технологического проектирования
5.1 Основные требования по обеспечению устойчивой и безопасной работы оборудования ГЭС и ГАЭС
5.1.1 Обеспечение секционирования зданий станций с большим числом агрегатов, для исключения распространения аварийных событий любого характера на всю станцию.
5.1.2 Электропомещения в зданиях ГЭС должны быть отделены от машинного зала капитальной стеной. Системы управления, связи и защиты должны устанавливаться на безопасных отметках или в помещениях, защищенных от затопления в аварийной ситуации, должно быть обеспечено автономное аварийное электроснабжение указанных систем.
5.1.3 Административные, бытовые помещения и ремонтные мастерские с постоянным пребыванием персонала не должны располагаться в помещениях агрегатной части и/или монтажной площадки, расположенных ниже уровня нижнего бьефа с вероятностью превышения 1%.
5.1.4 Галереи в зданиях ГЭС и ГАЭС, расположенных ниже уровня нижнего бьефа, должны иметь не менее двух выходов. Все производственные помещения должны быть оборудованы самозакрывающимися дверями, открывающимися из помещения.
При необходимости размещения таких помещений в здании ГЭС ниже уровня нижнего бьефа, эти помещения должны иметь запасные выходы на незатапливаемые отметки, позволяющие осуществить эвакуацию работников в случае угрозы затопления, а также должны быть оборудованы автономными установками жизнеобеспечения, способными защитить работников в случае затопления здания ГЭС.
5.1.5 Основные технологические помещения ГЭС (машинный зал, электропомещения, места установки устройств автоматизированной системы управления и защит, площадка трансформаторов, ГРУ, ОРУ, КРУЭ и другие) должны быть оборудованы системой технологического видеонаблюдения с выводом информации на центральный пульт управления и с архивированием записей. В составе АСУ ТП ГЭС должна быть предусмотрена подсистема регистрации и архивирования параметров безопасности и состояний электрических и гидромеханических защит. Конструктивное исполнение и размещение регистратора должно предусматривать его функционирование и сохранность в условиях катастрофических аварий.
5.1.6 Турбина должна обеспечивать эффективную, надежную и безопасную работу гидроагрегата в эксплуатационной зоне напоров и мощности.
При заказе оборудования на ГЭС заказчик должен иметь официальное уведомление от завода-изготовителя и поставщика оборудования о неблагоприятных и запрещенных зонах работы турбины и генератора в целях определения целесообразности закупки оборудования.
5.1.7 Для резервирования питания аварийно-ремонтных затворов водоприемников ГЭС, затворов глубинных и поверхностных водосбросов, кранов верхнего бьефа и других механизмов, обеспечивающих безопасность гидротехнических сооружений, должна предусматриваться установка автоматизированных дизельных электростанций (ДЭС), запуск которых осуществляется автоматически при исчезновении электропитания по постоянной схеме.
Электропитание потребителей собственных нужд особой группы ответственности (по требованиям безопасности) должно обеспечиваться надежностью общестанционной системы питания собственных нужд ГЭС с обязательным резервированием, а также наличием дополнительного автономного резервного источника, автоматически вводимого в действие при потере питания от общестанционной системы собственных нужд ГЭС.
5.1.8 Все технологическое оборудование должно быть оборудовано автоматическими защитами, функционирующими во всех стационарных и переходных режимах работы оборудования и предусматривающими автоматическое отключение (блокировку управляющих воздействий при изменении режима работы) оборудования при возникновении условий, соответствующих технологическим ограничениям работы оборудования, предусмотренным документацией завода-изготовителя.
Все функции защиты технологического оборудования (блокировка управляющих воздействий, изменения режима работы) должны исполняться в автоматическом режиме, без вмешательства оперативного персонала станции.
5.1.9 Гидроагрегаты должны быть оснащены регистрирующими приборами контроля их состояния. По каждому каналу измерения контролируемых параметров должны быть выбраны уставки предупреди тельной и аварийной сигнализации и реализована система мониторинга основного и вспомогательного оборудования (гидротурбин, гидрогенераторов, силовых трансформаторов, автотрансформаторов), позволяющая фиксировать и сохранять значения контролируемых параметров.
5.1.10 Все указанные в эксплуатационной документации на технологическое оборудование ограничения должны быть реализованы в технологических защитах, действующих на отключение (блокировку управляющего воздействия, изменение режима работы) автоматически, без вмешательства персонала.
5.1.11 В системах АСУ ТП и противоаварийной защиты должна быть предусмотрена блокировка против несанкционированного отключения предупредительной сигнализации и аварийной защиты гидроагрегата. Автоматический пуск гидроагрегата при отключенных системах защиты должен блокироваться средствами автоматики, а факт отключения защит должен фиксироваться регистраторами систем защит.
5.1.12 Быстродействующие аварийно-ремонтные затворы водоприемников турбин и ремонтные затворы отсасывающих труб должны обладать 100%-ной всесезонной готовностью при климатических и природных условиях места размещения и режима работы гидроэлектростанции.
5.1.13 Внесение изменений в конструкцию основного и вспомогательного оборудования допускается только при согласовании с предприятием-разработчиком и заводом-изготовителем.
Внесение изменений в проектные режимы работы гидроагрегатов допускается только при согласовании с предприятием-разработчиком и заводом-изготовителем.
5.1.14 В составе проектной документации должны быть указаны вероятные причины возникновения чрезвычайных (аварийных) ситуаций природного и техногенного происхождения и разработаны мероприятия по предупреждению таких ситуаций, по снижению ущерба в случае их возникновения, по ликвидации их последствий, а также рекомендации по действию персонала в указанных условиях.
6 Проектирование основного технологического оборудования
6.1 Состав и общие требования
6.1.1 Функциональное назначение технологического оборудования, устанавливаемого на электростанции:
- обеспечение выработки электроэнергии заданных параметров с требуемой надежностью, наилучшими технико-экономическими показателями;
- обеспечение выполнение предусмотренных проектом водохозяйственных функций, обеспечивая защиту жизни и здоровья граждан, имущества физических, государственных, муниципальных, юридических лиц.
6.1.2 В комплекс технологического оборудования входят:
- гидравлическая турбина;
- гидрогенератор;
- вспомогательное оборудование;
- средства эксплуатации и ремонта, оборудование мастерских и лабораторий, необходимые для обслуживания оборудования и сооружений.
6.1.3 Размещение технологического оборудования на объектах гидроузла и в здании электростанции должно обеспечить:
- надежную работу технологического оборудования;
- удобство, экономичность и безопасность эксплуатационного обслуживания оборудования и сооружений, зданий и территорий;
- механизацию ремонтных работ, удобный доступ к оборудованию для обеспечения его монтажа, демонтажа и транспортировки;
- выполнение санитарно-технических требований;
- предотвращение недопустимого воздействия на человека и окружающую природную среду;
- транспортные и технологические коммуникации;
- противопожарную безопасность;
- выполнение требований по обеспечению безопасной эвакуации персонала в аварийных условиях;
- выполнение требований по промышленной эстетике и архитектуре.
6.1.4 В проекте здания электростанции должны быть предусмотрены мероприятия, исключающие возможность совпадения частот собственных колебаний строительных конструкций (перекрытий, стен, балок и т.д.) с частотами возмущающих сил, действующих на корпуса подшипников ротора, на стенки напорных водоводов, отсасывающей трубы и донных водосбросов.
6.1.5 Здания электростанции должны быть разработаны с учетом мероприятий, исключающих затопление помещений при авариях и ремонтах проточной части гидромашин и водоводов, а также в процессе регулирования гидроагрегатов при повышении уровня воды в шахте затворов и аэрационных трубах.
При многоагрегатных станциях должна быть рассмотрена необходимость секционирования станции с изоляцией отдельных секций от затопления.
6.1.6 Технические и энергетические характеристики используемого оборудования должны в максимальной степени удовлетворять требованиям надежности и энергоэффективности при эксплуатации.
6.2 Компоновка гидроагрегатов и здания электростанции
6.2.1 Гидротурбина и гидрогенератор (насос-турбина и генератор-двигатель) (далее - турбина и генератор) должны конструироваться как части единого гидроагрегата.
6.2.2 В агрегатном блоке электростанции должны быть предусмотрены входы в шахты турбины и генератора. Вход в шахту турбины должен обслуживаться краном машинного зала через люки в перекрытиях.
6.2.3 В спиральных камерах и отсасывающих трубах турбин следует предусматривать люки для доступа персонала при проведении осмотров и ремонтных работ в проточной части турбины. Рядом с люками для персонала должны предусматриваться люки для ввода кабельных, газовых и прочих коммуникаций, необходимых при ремонтных работах.
Люки должны открываться вовнутрь проточной части.
Конструкция облицовки конуса отсасывающей трубы должна быть оснащена устройствами для установки инвентарных подмостей под рабочим колесом.
6.2.4 Маслонапорную установку и гидромеханическую колонку регулятора турбины следует размещать в зоне действия крана машинного зала. В случае размещения маслонапорной установки под перекрытием машинного зала необходимо предусматривать монтажные проемы со съемными перекрытиями над маслонасосным агрегатом и гидроаккумулятором в зоне действия крана машинного зала.
6.2.5 Установка предтурбинных или встроенных кольцевых затворов предусматривается:
- в случае присоединения двух и более гидроагрегатов к одному водоводу;
- для турбин с напором от 200 до 300 м при числе часов использования менее 3000;
- для турбин с напором 300 м и более;
- для насос-турбин.
6.2.6 Для подземных зданий электростанций место расположения предтурбинных затворов должно определяться технико-экономическим сопоставлением вариантов с предтурбинными затворами, размещенными в общем машинном зале или отдельном помещении.
6.2.7 Дисковый предтурбинный затвор должен располагаться от входного сечения спиральной камеры турбины на расстоянии не менее двух диаметров ее входного сечения. Это расстояние согласовывается с предприятием - разработчиком турбины.
6.2.8 Монтажный патрубок и компенсатор предтурбинного затвора должны располагаться со стороны спиральной камеры. Расположение компенсатора с верховой стороны предтурбинного затвора допускается только при наличии специального обоснования.
6.2.9 Размеры зданий электростанций (кроме встроенных и совмещенных) определяются в основном габаритами гидроагрегата и проточной части турбины, а также предтурбинного затвора при его наличии.
Свободные площади, образующиеся в агрегатном блоке и блоке монтажной площадки, должны быть максимально использованы для размещения вспомогательного технологического и электротехнического оборудования, транспортных и технологических коммуникаций; сантехнического оборудования, а также общестанционных помещений, мастерских и т.д.
6.2.10 Компоновка помещений, проездов и проходов в здании должна обеспечить безопасную эвакуацию персонала и возможность транспортировки оборудования и его узлов кранами, средствами малой механизации и напольным транспортом к монтажным площадкам и ремонтным зонам, мастерским и складским помещениям.
6.2.11 В здании электростанции должны быть предусмотрены машинный зал, оборудованный кранами для монтажа и демонтажа агрегата, а также ремонта (при необходимости) главных трансформаторов и монтажная площадка.
6.2.12 Высоту и пролет машинного зала следует назначать минимально возможными из условия проноса наиболее крупного монтажного узла агрегата (ротора, статора генератора, рабочего колеса) над работающим оборудованием, установленным на отметке машинного зала. Приближение транспортируемых кранами деталей к строительным конструкциям и оборудованию принимается не менее 500 мм по вертикали и не менее 1000 мм - по горизонтали.
Приближение конструкций крана к строительной конструкции следует принимать в соответствии с правилами устройства и безопасной эксплуатации грузоподъемных кранов.
При проектировании машинного зала следует принимать меры по сокращению его высоты за счет:
- применения утопленных маслоприемников турбины;
- раздельной транспортировки вала и рабочего колеса крупных гидромашин, ротора и вала генератора;
- применения специальных приспособлений для переноса узлов агрегата;
- применения нестандартизированных конструкций кранов;
- устройства трансформаторной ямы (при необходимости).
Ширина машинного зала определяется наружными размерами вентиляционного кожуха генератора и свободными проходами на всех отметках со стороны одного из бьефов не менее 2,0 м в свету.
При наличии предтурбинных затворов, размещенных в машинном зале, ширина машинного зала увеличивается на размер, необходимый для демонтажа и проноса затвора или его деталей.
В целях снижения стоимости верхних строений зданий (колонны и подкрановые балки для мостовых кранов) целесообразно рассматривать применение полукозловых и козловых кранов.
Снижение грузоподъемности кранового оборудования может быть достигнуто за счет применения генераторов с отъемным остовом ротора.
6.2.13 Количество кранов в машинном зале при постоянной эксплуатации - один или два в зависимости от числа агрегатов, возможности изготовления кранов требуемой грузоподъемности и компоновки машинного зала (наземный, подземный, встроенный в водосливную плотину).
При массе монтажного узла свыше 500 т или числе агрегатов более пяти, а также в подземных машинных залах применяются два крана грузоподъемностью, равной половине массы наиболее тяжелого монтажного узла (с учетом массы приспособления для переноса).
При применении двух кранов они устанавливаются зеркально. Для увеличения зоны обслуживания тележки кранов разворачиваются на 180°, а тали электрические устанавливаются на наружных фермах кранов. Кабины крановщиков располагаются рядом на внутренних фермах кранов.
Управление кранами необходимо предусматривать как из кабин, так и при помощи переносных пультов управления.
Если проведение ревизии и ремонт главных трансформаторов предусматриваются на монтажной площадке, то должна быть выполнена проверка грузоподъемности кранов машинного зала, высоты подъема, скоростей подъема и передвижения, а также зон действия крюков крана для обслуживания трансформаторов.
6.2.14 Площадки и лестницы для посадки в кабину крана располагаются в зоне монтажной площадки. При длине машинного зала более 300 м дополнительно предусматриваются площадки и лестницы для посадки в кабину крана с расстоянием между ними 200 - 300 м.
При наличии двух кранов устройство второй лестницы и посадочной площадки у противоположного монтажной площадке торца машинного зала обязательно, в этом случае допускается применение вертикальной лестницы.
6.2.15 Размеры монтажной площадки определяются эксплуатационными условиями ремонта одного гидроагрегата и одного главного повышающего трансформатора (при необходимости).
Длина монтажной площадки должна быть минимально возможной и определяться необходимой площадью при одновременной раскладке узлов одного агрегата в зоне обслуживания кранами машинного зала. При этом на монтажной площадке следует предусматривать площадь для заезда транспорта и проезда электрокар через монтажную площадку в машинный зал. Расстояние между габаритами разложенных узлов агрегата должно быть не менее 1,5 м.
При раскладке узлов агрегата рекомендуется использовать свободные площади в машинном зале.
Расчетная нагрузка на перекрытие монтажной площадки определяется весом полностью разложенных узлов агрегата, в том числе укрупненных или поставленных друг на друга, а также трансформатора в случае ремонта его на монтажной площадке.
В подземных зданиях целесообразно сокращать площадь монтажной площадки за счет использования площадей на дневной поверхности.
6.2.16 Монтажная площадка должна быть оборудована металлическими монтажными плитами для рабочих колес гидромашин (поворотно-лопастных и разъемных радиально-осевых), закладными частями для стенда сборки железа обода ротора или статора генератора, а также для укладки обмотки в стыковых зонах статора.
6.2.17 На монтажной площадке в зоне проведения ревизии и ремонтных работ с повышающими трансформаторами должны быть предусмотрены приямки с решетками для сбора и отвода протечек масла и замасляных стоков при мойке полов и тушении пожара.
6.2.18 В случае выполнения операций по сборке генератора "в кольцо" следует предусматривать на монтажной площадке специальные, изолированные от строительной пыли помещения с поддержанием в них заданной влажности и температуры.
6.2.19 В полу монтажной площадки и машинного зала должны быть предусмотрены трапы для приема стока при мойке полов.
6.2.20 Пол машинного зала и монтажной площадки выполняется на одной отметке.
6.3 Компоновка вспомогательного оборудования
6.3.1 Функциональное назначение вспомогательного оборудования - обеспечение нормального функционирования основного технологического оборудования и профилактическое обслуживание всего технологического оборудования и элементов сооружения.
К вспомогательному оборудованию относится оборудование следующих систем (хозяйств):
- водяного охлаждения;
- откачки воды из проточного тракта гидромашины, водоводов и дренажных колодцев;
- масляного хозяйства;
- пневматического хозяйства;
- контроля режима водотока гидроузла;
- пожаротушения генераторов и двигатель-генераторов.
6.3.2 Размещение систем и элементов вспомогательного оборудования должно обеспечивать возможность замены и ремонта отдельных узлов без нарушения работы системы в целом.
6.3.3 Оборудование одной какой-либо системы или хозяйства следует располагать на одной отметке здания электростанции или монтажной площадки. Должны быть предусмотрены удобные подходы, подъезды для возможности применения средств малой механизации при производстве ремонтных работ.
6.3.4 Оборудование системы водяного охлаждения размещается в зависимости от принятой схемы водоснабжения:
- при насосной или эжекторной схемах насосы (эжекторы) располагаются со стороны нижнего бьефа, за пределами пролета машинного зала, на отметке турбинного помещения или ниже;
- при самотечной схеме фильтры и регуляторы давления, если в них есть необходимость, располагаются на генераторной или турбинной отметке;
- при применении агрегатной (групповой) схемы водяного охлаждения оборудование располагается в пределах агрегатного блока (группы агрегатов);
- при применении централизованной схемы водяного охлаждения оборудование располагается в блоке монтажной площадки;
- при применении эжекторной схемы водяного охлаждения эжекторы следует располагать в специальных изолированных помещениях в целях снижения уровня шума.
6.3.5 На электростанциях с синхронными машинами, имеющими непосредственное водяное охлаждение обмоток, должно предусматриваться помещение для размещения общестанционной установки приготовления и хранения дистиллированной воды необходимого качества.
6.3.6 Для системы откачки воды должны быть предусмотрены водоприемные емкости и помещения для насосных установок.
Оборудование системы откачки воды из проточной части гидромашин и дренажных колодцев размещается в зависимости от конструкции подводной части здания электростанции и числа агрегатов:
- в зданиях, имеющих нескальное основание, предусматриваются водоприемные емкости (потерны, галереи), располагаемые ниже дна отсасывающей трубы вдоль всего здания. Параллельно этой емкости сооружается "сухая" потерна, в которой размещаются запорная арматура сливных трубопроводов и средства малой механизации.
В зданиях с числом агрегатов менее четырех, имеющих скальное основание, в качестве водоприемных емкостей могут предусматриваться горизонтальные трубы большого диаметра или колодцы, также расположенные ниже дна отсасывающей трубы.
Размеры водоприемных емкостей должны обеспечить проход персонала для осмотра и механизмов для чистки и ремонта.
На водоприемных емкостях, располагаемых вдоль здания электростанции, при их протяженности 100 м и менее, в торцевых зонах должны быть предусмотрены герметические лазы. При водоприемных емкостях протяженностью более 100 м должны предусматриваться дополнительные герметические лазы в сухую потерну по одному на каждые полные и неполные 100 м.
"Сухие" потерны должны иметь не менее двух изолированных выходов на незатопляемые отметки. Аварийные выходы из "сухой" потерны следует предусматривать через каждые 200 м. Аварийный выход не предусматривается при длине "сухой" потерны 50 м и менее.
Герметические люки, двери и перекрытия потерн и насосной станции следует рассчитывать на давление, определяемое максимальным уровнем нижнего бьефа.
Насосные станции системы откачки оборудуются стационарно установленными насосами или эжекторами и грузоподъемными средствами.
Насосы необходимо применять погружные или артезианские.
Насосы, кроме артезианских, следует устанавливать ниже дна отсасывающей трубы турбины или донного водосброса. Там, где это невозможно выполнить по условиям строительной части, насосы устанавливаются в пределах допускаемой для них высоты всасывания и снабжаются заливочными байпасами или автоматическими вакуумными устройствами для их запуска.
В случае применения артезианских насосов, их двигатели следует размещать в помещении на незатопляемой отметке, т.е. выше максимального эксплуатационного уровня нижнего бьефа или в изолированных помещениях, имеющих изолированный выход на отметку выше уровня нижнего бьефа.
На электростанции должна быть предусмотрена возможность использования насосной станции откачки для осушения аварийно-затопленных помещений электростанций, а также возможность применения погружных насосов для осушения самой насосной станции в случае ее аварийного затопления.
Помещения насосных станций и лазов в отсасывающие трубы, спиральные камеры и донные водосбросы должны иметь изолированный выход на незатопляемую отметку, а также грузовую шахту, снабженную водосбросным отверстием выше максимального уровня нижнего бьефа. В случае невозможности по компоновочным условиям обеспечить изолированный выход из насосной станции следует предусмотреть на входе в насосную станцию защитную герметичную дверь. Лестничная клетка из помещения насосной станции должна быть незадымляемой.
Технологические коммуникации в насосную станцию откачки для подвода электропитания, вентиляции, масло-, водо- и воздухоснабжения также должны иметь изолированный выход на незатопляемую отметку, чтобы обеспечить работоспособность насосной станции откачки при аварийном затоплении помещений здания электростанции до отметки максимального уровня нижнего бьефа.
Объединение дренажной системы насосной станции откачки и "сухой" потерны с системой дренажа здания электростанции не допускается.
Насосные агрегаты дренажных колодцев устанавливаются в потернах и помещениях, расположенных на нижних отметках здания электростанции.
6.3.7 Масляное хозяйство состоит из резервуаров маслохранилища, аварийного слива масла, аппаратной масляного хозяйства с передвижными установками, маслохимической лаборатории, приемных колонок, трубопроводов.
Маслохранилище в зависимости от конкретных компоновочных решений следует выполнять открытым с металлическими резервуарами или закрытым с металлическими резервуарами. Применение железобетонных облицованных металлом резервуаров не допускается.
Открытые маслохранилища следует размещать вблизи здания электростанции с учетом противопожарных требований и генерального плана гидроузла.
Закрытые маслохранилища допускается размещать в здании электростанции, в блоке монтажной площадки, сопрягаемых устоях и в других местах, обеспечивающих удобство технологических коммуникаций и выполнение противопожарных норм.
В районах с минимальной расчетной температурой окружающего воздуха (средней, наиболее холодной пятидневки) минус 10°С целесообразно размещать масляные резервуары в закрытых отапливаемых помещениях, а при установке масляных резервуаров на открытом воздухе они должны быть оборудованы системой электроподогрева и теплоизоляцией.
Резервуары эксплуатационного и аварийного слива масла из маслонаполненного оборудования допускается размещать внутри здания на отметках, обеспечивающих слив масла в резервуары самотеком.
Аппаратная размещается в непосредственной близости к складу масла. При открытой и подземной компоновке масляного хозяйства аппаратная отделяется от склада масла стеной с пределом огнестойкости не менее 2,5 ч.
Маслохимическую лабораторию следует всегда располагать в помещениях с естественным освещением.
Колонка по приему и выдаче масла должна располагаться с учетом компоновки масляного хозяйства и подъездных путей. Колонку приема и выдачи масла следует располагать в непосредственной близости от железнодорожных или автодорожных путей на специально выделенной площадке.
Не допускается размещение помещений масляного хозяйства над и под кабельными сооружениями, аккумуляторными, щитовыми помещениями и ЗРУ.
6.3.8 Пневматическое хозяйство включает компрессорные установки и воздухосборники.
Компрессорные установки электростанции, являющиеся стационарными, автоматизированными, работающими в прерывистом режиме, разрешается устанавливать в специально выделенных помещениях электростанции. Стены и перекрытия этих помещений должны быть капитальными с пределом огнестойкости не менее 2,5 ч. Двери должны открываться наружу. Вентиляция и отопление помещений должны поддерживать в них температуру в пределах, обеспечивающих нормальную работу оборудования, от плюс 10°С до 35°С.
Производительность и количество устанавливаемых в одном помещении компрессоров не ограничивается.
Размещать компрессорные станции необходимо на незатапливаемых отметках.
Помещение компрессорной должно быть оборудовано грузоподъемными устройствами соответствующей грузоподъемности и средствами механизации. В помещении должна быть предусмотрена монтажная площадка, отделенная перегородкой, для проведения ремонта компрессоров.
В помещениях компрессорных установок не допускается размещение оборудования и аппаратуры, технологически не связанных с пневматическим хозяйством.
Воздухосборники необходимо размещать на открытом воздухе, в непосредственной близости от компрессорной установки. Расстояние между воздухосборниками и потребителями не должно быть более 600 м. При возможности воздухосборники должны быть защищены от прямых солнечных лучей. При необходимости предусматривается электроподогрев для предотвращения замерзания конденсата.
Разрешается устанавливать воздухосборники в специально выделенных неотапливаемых помещениях электростанции, стены и перекрытия которых должны быть капитальными с пределом огнестойкости не менее 2,5 ч. Помещения оборудуются легкосбрасываемыми панелями или принимаются другие конструктивные решения, рассчитанные на то, чтобы при аварии одного воздухосборника повышение давления не привело к разрушению строительной части здания. Двери должны открываться наружу.
В случае аварии с одним наибольшим воздухосборником легкосбрасываемые панели устанавливаются при расчетном избыточном давлении более 5 кПа (0,05 бар).
Приточно-вытяжная вентиляция помещений должна поддерживать в них температуру, равную наружной.
Фундамент под каждый воздухосборник должен быть рассчитан на полную массу с учетом воды, заливаемой на время гидравлических испытаний.
Воздухосборники должны быть оснащены площадками обслуживания.
Расстояние между воздухосборниками принимается не менее 1,5 м, а между воздухосборником и стеной - не менее 1 м.
При необходимости в качестве горизонтальных воздухосборников разрешается использовать воздухопроводы-коллекторы из труб диаметром до 1,4 м и давлением до 10 МПа (100 бар). Такой воздухосборник не допускается закладывать в бетон.
6.3.9 Рекомендации по компоновке гидроагрегата и вспомогательного оборудования приводятся в приложении А.
7 Гидромашины, системы регулирования, предтурбинные затворы
— Все документы — ГОСТы — ГОСТ Р 55260.4.1-2013 ГИДРОЭЛЕКТРОСТАНЦИИ. Часть 4-1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ ГИДРОЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И ГИДРОАККУМУЛИРУЮЩИХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ. ОБЩИЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ
Городом с самыми дешевыми квартирами в новостройках оказался Воронеж
Аналитик Гутман: период с мая по июль является лучшим периодом для продажи дачи
«МК»: в России не отменят льготную ипотеку
Аренда квартир в Москве подешевела на 10 %
Вице-премьер Хуснуллин: ставка по ипотеке должна быть пять процентов