Радиально-осевые насос-турбины
Осевые поворотно-лопастные гидротурбины в горизонтальном (капсульном) исполнении
| Напор максимальный, м | |||||
Коэффициент быстроходности, мин, 
| 1000¸900 | 900¸800 | 800¸750 | 750¸700 | 750¸670 |
| Расход приведенный, м3/с: | |||||
| 3,2¸3,5 | 2,8¸3,0 | 2,4¸3,0 | 2,0¸2,75 | 1,7¸2,5 |
| 1,8¸2,0 | 1,7¸1,9 | 1,6¸1,8 | 1,5¸1,75 | 1,45¸1,7 |
| Коэффициент полезного действия модели, %, hмакс | 92,7 | 92,7 | 92,2 | 91,9 | 91,9 |
Частота вращения приведенная, мин-1, 
| 150¸190 | 145¸180 | 140¸170 | 135¸165 | 135¸160 |
Таблица 4.3
Осевые поворотно-лопастные гидротурбины в вертикальном исполнении
| Напор максимальный, м | |||||||||
| Коэффициент быстроходности, мин-1,
| 773¸640 | 669¸561 | 585¸493,4 | 517¸436 | 482¸384 | 457¸373 | 413¸346 | 383¸327 | 353¸300 |
| Расход приведенный, м3/с: | |||||||||
|
| 2,3¸5,5 | 2,1¸2,35 | 1,8¸2,25 | 1,45¸2,0 | 1,25¸1,7 | 1,15¸1,5 | 1,05¸1,3 | 0,95¸1,2 | 0,9¸1,1 |
|
| 1,25¸1,45 | 1,15¸1,35 | 1,05¸1,25 | 1,0¸1,2 | 1,0¸1,2 | 0,95¸1,15 | 0,9¸1,05 | 0,85¸1,0 | 0,8¸0,95 |
| Коэффициент полезного действия модели, %, hмакс | 90,5 | 91,4 | 91,4 | 91,7 | 91,6 | 90,8 | 90,6 | 80,7 | 89,4 |
| Частота вращения приведенная, мин-1,
| 165¸185 | 150¸165 | 138¸150 | 125¸135 | 115¸126 | 110¸120 | 105¸116 | 102¸110 | 100¸105 |
Таблица 4.4
Диагональные поворотно-лопастные гидротурбины
| Напор максимальный, м | |||||||
| Коэффициент быстроходности, мин-1,
| 430¸380 | 420¸370 | 410¸353 | 370¸410 | 300¸280 | 280¸260 | 240¸219 |
| Расход приведенный, м3/с: | |||||||
| (по Hs)
| 1,25¸1,5 | 1,2¸1,4 | 1,1¸1,3 | 1,0¸1,2 | 0,85¸1,05 | 0,75¸0,95 | 0,7¸0,8 |
|
| 0,9¸1,15 | 0,9¸1,1 | 0,85¸1,05 | 0,8¸1,0 | 0,76¸0,9 | 0,72¸0,85 | 0,55¸0,65 |
| Коэффициент полезного действия модели, %, hмакс | 91,3 | 89,8 | 91,3 | 92,2 | 92,1 | 92,5 | 91,5 |
| Частота вращения приведенная, мин-1,
| 105¸115 | 100¸115 | 100¸110 | 85¸83 | 95¸91 | 82¸87 | 77¸85 |
Таблица 4.5
Радиально-осевые гидротурбины
| Напор максимальный, м | ||||||||||
| Коэффициент быстроходности, мин-1,
| 360¸300 | 315¸250 | 250¸220 | 240¸210 | 220¸170 | 175¸140 | 140¸115 | 123¸93 | 113¸110 | 100¸86 |
| Расход приведенный, м3/с: | ||||||||||
| (5% запаса)
| 1,35¸1,55 | 1,15¸1,4 | 0,95¸1,15 | 0,85¸1,0 | 0,7¸0,85 | 0,5¸0,65 | 0,35¸0,5 | 0,3¸0,37 | 0,25¸0,3 | 0,2¸0,26 |
|
| 1,15¸1,3 | 1,0¸1,15 | 0,85¸1,0 | 0,75¸0,9 | 0,55¸0,70 | 0,4¸0,55 | 0,30¸0,40 | 0,20¸0,30 | 0,18¸0,25 | 0,15¸0,20 |
| Коэффициент полезного действия модели, %, hмакс | 92,4 | 92,2 | 93,1 | 93,3 | 93,0 | 93,0 | 92,2 | 90,3 | 90,2 | 90,0 |
| Частота вращения приведенная, мин-1,
| 80¸90 | 70¸83 | 68¸77 | 66¸74 | 64¸72 | 62¸68 | 60¸66 | 60¸65 | 58¸65 | 56¸65 |
Таблица 4.6
Ковшовые гидротурбины
| Напор максимальный, м | ||||
| Количество сопел, шт. | ||||
Коэффициент быстроходности на одно сопло, мин-1, 
| 25,5 | 18,5 | ||
| Расход приведенный, м3/с: | ||||
|
| 0,135 | 0,110 | 0,070 | 0,035 |
|
| 0,085¸0,125 | 0,07¸0,1 | 0,04¸0,055 | 0,02¸0,025 |
| Коэффициент полезного действия модели, %, hмакс | 90,4 | 90,8 | 90,5 | - |
Примечание к табл.4.2¸4.6:
Оптимальные значения приведенного расхода и приведенной частоты вращения соответствуют режиму максимального коэффициента полезного действия hмакс для рассматриваемой универсальной характеристики.
4.1.10. При определении параметров и габаритов обратимых гидромашин для ГАЭС необходимо произвести технико-экономические расчеты по выбору их оптимальной быстроходности.
Для насосного режима величина быстроходности вычисляется по формуле:
,
где - n, мин-1; Q, м3/с; H, м.
Для предварительной оценки быстроходности следует использовать эмпирическую зависимость 
. Значение показателя уровня быстроходности K следует принимать, как правило, не меньше 2500.
При выборе параметров обратимой гидромашины следует учитывать, что наибольший КПД имеют насос-турбины быстроходностью 170-230. Использование машин с ns < 110 ведет к редкому снижению КПД агрегата.
Для турбинного режима величина быстроходности вычисляется по формуле
,
где - n, мин-1; N, кВт; H, м.
Зависимость коэффициента быстроходности по насосному режиму от напора на предварительной стадии определяется по табл.4.7.
Таблица 4.7
Радиально-осевые насос-турбины
| Напор максимальный, м | 45-60 | 170¸200 | 300¸400 | 500¸600 | |||
| Коэффициент быстроходности, мин-1, насосный режим nsн | 320¸300 | 280¸270 | 250¸230 | 210¸200 | 190¸175 | 145¸125 | 110¸95 |
Показатель уровня быстроходности (сред.) 
|
Значения Q, H и N принимаются для расчетного режима.
4.1.11. Приведенный расход при расчетном по мощности напоре и номинальной мощности должен определяться, как экономически целесообразная величина, по минимуму капитальных вложений и эксплуатационных затрат для конкретных условий размещения электростанции и выбранной модификации рабочего колеса с учетом изменения габаритов блока, веса оборудования, показателей надежности и требуемых высот отсасывания.
4.1.12. Технические задания на разработку новых систем турбин, обратимых гидромашин, а также новых модификаций существующих систем гидромашин следует выдавать только при наличии соответствующего технико-экономического обоснования и подтверждения со стороны завода-разработчика оборудования прогнозных характеристик разрабатываемого оборудования.
4.1.13. Основными расчетными параметрами гидромашин при заданных максимальном, расчетном по мощности и средневзвешенном по выработке напорах и мощности следует считать:
- номинальный диаметр рабочего колеса Д1 (м);
- диаметр осей лопаток направляющего аппарата Д0 (м) (для гидромашин вертикального исполнения);
- номинальную частоту вращения nном (мин-1);
- угонную частоту вращения nуг (мин-1);
- коэффициент полезного действия максимальный hмакс (%);
- коэффициент полезного действия в расчетной точке hрасч (%);
- требуемая высота отсасывания Hs (м);
- коэффициент быстроходности ns (мин-1);
- показатель уровня быстроходности .
4.1.14. Номинальный диаметр рабочего колеса гидравлической турбины должен определяться исходя из мощности гидроагрегата, экономически целесообразного значения приведенного расхода, определенного с учетом капитальных затрат, эксплуатационных издержек и обеспечения требуемых высот отсасывания, при расчетном по мощности напоре ГЭС и соответствующем ему значении коэффициента полезного действия.
Полученное значение номинального диаметра рабочего колеса гидромашины целесообразно округлять до ближайшего, рекомендованного значения в соответствии с государственным стандартом на гидромашины.
4.1.15. Номинальную частоту вращения гидроагрегата следует назначать из условия работы гидравлических турбин при средневзвешенном по выработке напоре с приведенной частотой вращения, соответствующей зоне максимального коэффициента полезного действия универсальной характеристики.
При назначении номинальной частоты вращения следует учитывать рекомендации заводов-разработчиков гидрогенераторов.
Номинальная частота вращения обратимых агрегатов определяется по насосному режиму исходя из условий размещения рабочего диапазона напоров в оптимальной зоне характеристики и заглубления рабочего колеса.
4.1.16. Требуемые высоты отсасывания на предпроектных стадиях следует принимать по модельным универсальным характеристикам существующих модификаций гидротурбин. На последующих стадиях эта величина уточняется предприятием-разработчиком гидротурбин.
Для обратимых гидромашин отметка рабочего колеса определяется по насосному режиму для наихудшего сочетания напора и уровня нижнего бассейна.
4.1.17. Выбор отметки установки реактивной гидромашины должен производиться по требуемым высотам отсасывания с учетом графика нагрузки гидроэлектростанции; условий неустановившегося режима в нижнем бьефе, в частности, времени наполнения бьефа, прогнозируемых размывов в нижнем бьефе; согласованной с Заказчиком и разработчиком оборудования допустимой величиной кавитационной эрозии и экономического сопоставления затрат на заглубление здания станции и последующее устранение кавитационной эрозии, а также изменения режимов работы гидроагрегата в разные периоды эксплуатации.
4.1.18. При выборе оборудования допустимая величина кавитационной эрозии должна определяться, в соответствии с рекомендациями Международной электротехнической комиссии, по объему внесенного металла либо по глубине и площади кавитационных разрушений (публикация МЭК № 609).
4.1.19. Пусковой напор на ГЭС ограничивается пределами поля универсальной характеристики и принимается по согласованию с заводами-разработчиками оборудования.
4.1.20. Необходимость ввода гидроагрегатов на пониженных напорах должна быть специально обоснована с учетом длительности наполнения водохранилища или строительного периода.
4.1.21. Для ГЭС, на которых предполагается работа гидроагрегатов в широком диапазоне рабочих напоров, или на которых предполагается достаточно длительная работа при пониженных пусковых напорах, следует рассматривать:
- применение турбин двойного регулирования, в том числе диагональных поворотно-лопастных (для напоров до 150 м);
- использование радиально-осевых гидротурбин со сменными рабочими колесами с большей быстроходностью, чем у штатных (при этом должно быть обеспечено соответствие разгонной частоты вращения сменного рабочего колеса с разгонной частотой вращения штатного генератора);
- использование радиально-осевых гидротурбин с временными сменными генераторами, устанавливаемыми на фундамент штатного генератора. При этом должны быть обеспечены унификация и максимальная преемственность узлов временного и штатного генераторов;
- комплексное использование временных рабочих колес и временных генераторов;
- использование двухскоростного генератора, если это возможно по 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 должна быть подтверждена технико-экономическим расчетом.
4.1.22. Для ГЭС, где вода содержит взвешенные наносы диаметром частиц менее 0,25 мм с твердостью по шкале Мооса меньше 4, применение специальных мер по защите гидротурбины от истирания не требуется. При преобладании во взвешенных наносах частиц с твердостью по шкале Мооса 4 и более необходимо применение специальных мер по повышению износоустойчивости проточной части, что должно быть оговорено в исходных данных технического задания на разработку гидротурбинной установки.
Дополнительные затраты на обеспечение износоустойчивости проточной части гидротурбины должны сопоставляться с затратами на сооружение отстойника.
4.1.23. Тип, форма и габариты спиральной камеры, а также скорость во входном сечении спиральной камеры должны соответствовать отраслевым стандартам.
В тех случаях, когда для заданного максимального напора возможно применение двух типов спиральных камер, выбор их следует производить на основании технико-экономических расчетов.
Железобетонные спиральные камеры таврового сечения следует применять до максимального напора 80 м.
Железобетонные спиральные камеры в диапазоне напоров от 50 до 80 м следует полностью облицовывать металлом.
Металлические спиральные камеры круглого или эллиптического сечения с максимальным напором выше 100 м, для которых произведение максимального динамического давления (в килоньютонах на метр квадратный) в спиральной камере на диаметр входного сечения спирали (в метрах) равно или больше 12000, следует рассматривать в сталежелезобетонном исполнении с передачей части нагрузки на охватывающий железобетон.
Спиральные камеры гидротурбин при площади входного сечения менее 3 м2 независимо от величины действующего напора, как правило, должны выполняться металлическими круглого сечения.
4.1.24. Металлические спиральные камеры, полностью воспринимающие напор, а также металлические облицовки сталежелезобетонных спиральных камер, воспринимающие напор частично, должны подвергаться до бетонирования гидравлическому испытанию на соответствующую величину испытательного давления.
Допускается предусматривать возможность совместного испытания спиральной камеры с напорным водоводом.
В отдельных специально обоснованных случаях, по согласованию с Заказчиком, гидравлические испытания могут быть заменены контролем 100% длины сварных швов методом гаммаграфирования по техническим условиям испытаний, разработанным заводом-изготовителем оборудования.
4.1.25. Тип, форма и габариты отсасывающей трубы должны соответствовать отраслевым стандартам.
Высоту изогнутых отсасывающих труб для насосов-турбин следует принимать не менее 2,5 Д1.
Для горизонтальных гидравлических турбин прямоосные отсасывающие трубы следует принимать длиной (4,5¸5,0) Д1, с углом конусности в пределах 13¸16°. Форма сечения может быть круглой, овальной с переходом на прямоугольную.
4.1.26. Верхняя кромка выходного сечения отсасывающей трубы должна быть заглублена не менее чем на 0,5 м ниже минимального уровня нижнего бьефа, при котором возможна работа гидравлических турбин.
4.1.27. Отсасывающая труба должна иметь металлическую облицовку начального конуса, а в обоснованных случаях - и торовой части.
4.2. Регулирование
4.2.1. Гидромашина должна иметь систему автоматического управления (САУ), включающую электрогидравлический регулятор (ЭГР), маслонапорную установку (МНУ), панели автоматики МНУ, предтурбинного затвора (при его наличии) и турбины, противоразгонные устройства.
САУ обеспечивает автоматическую работу гидроагрегата в различных режимах: при регулировании частоты, мощности, водотока и в режиме синхронного компенсатора, а также позволяет осуществлять групповое регулирование агрегатами.
САУ, в случае необходимости, должна позволять вести ограничение максимальной и минимальной мощности в зависимости от напора и уровня нижнего бьефа.
4.2.2. В качестве основного противоразгонного устройства, в дополнение к системе регулирования гидравлической турбины, следует предусматривать закрытие направляющего аппарата от золотника аварийного закрытия.
В технически обоснованных случаях направляющий аппарат может снабжаться устройством программного закрытия.
В дополнение к золотнику аварийного закрытия при соответствующем обосновании могут быть использованы другие средства противоразгонной защиты: предтурбинные затворы или быстродействующие затворы на водоприемнике.
При наличии нескольких видов противоразгонных защит их действие должно быть селективным.
4.2.3. Регулятор для поворотно-лопастных гидротурбин должен иметь комбинаторное устройство, а также устройство, обеспечивающее функции программного управления регулирующими органами при нормальных и аварийных сбросах нагрузки.
4.2.4. Система управления должна обеспечивать:
- 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 поворотную 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 должен выбираться для случая неработающих насосов и начального давления в аккумуляторе, соответствующего уставке включения основного насоса, из условия обеспечения выполнения не менее 2,5 полных ходов сервомоторов направляющего аппарата, 2,0 полных ходов сервомотора рабочего колеса и, при необходимости, полного хода сервомотора предтурбинного затвора.
При наличии в гидроагрегате встроенного цилиндрической затвора, включенного оперативно в схему управления гидроагрегатом, МНУ должна обеспечивать также закрытие затвора после остановки агрегата.
При этом должен сохраняться запас давления и объем масла, достаточный для аварийной остановки агрегата.
4.2.6. Типоразмер маслонапорной установки, обслуживающей отдельную группу предтурбинных затворов, ведущих аварийные функции, должен выбираться из условия закрытия всех обслуживаемых затворов и обеспечения цикла открытие-закрытие одного из затворов.
4.2.7. Выбор режимов регулирования гидравлической машины должен производиться на основании расчетов и анализа переходных процессов с учетом конкретных условий работы электростанции, характеристик ее оборудования и системы водопроводящих сооружений электростанции.
При этом подлежат учету все виды переходных гидромеханических процессов: плановые, внеплановые, внезапные, аварийные и чрезвычайно аварийные.
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 частоты вращения для насосов турбин при отключении агрегата от сети в насосном режиме (режим потери привода), изменение моментов и осевых сил, развиваемых гидромашиной, а также давлений в проточном тракте, особенно за рабочим колесом.
4.2.9 Основными показателями, определяющими условия регулирования, являются:
а) постоянная инерции (времени) напорных водоводов Tw. При значениях Tw > 2 с система считается высокоинерционной и необходимы более детальный анализ и расчеты по выбору мероприятий, обеспечивающих соблюдение гарантий регулирования.
При Tw > 3¸5 с следует рассматривать необходимость применения уравнительных резервуаров на напорной деривации.
б) постоянная инерции гидроагрегата Ta. При значениях Ta менее 5 с агрегат считается "легким" и требуется анализ условий устойчивости системы регулирования.
в) повышенные пульсации давления в напорных водоводах. Период жгутовых пульсаций за рабочим колесом не должен совпадать с периодом упругих колебаний напорных водоводов.
4.2.10. При расчете переходных процессов рекомендуется принимать максимальное повышение частоты вращения гидроагрегатов до 160% от номинальной и повышение давления на средней линии входного сечения спиральной камеры до 140% максимального напора. В особых случаях, подтвержденных технико-экономическим расчетом, могут быть заданы большие значения.
В любом случае эти параметры согласовываются с предприятиями-разработчиками гидравлической и электрической машины.
4.2.11. Максимальное относительное повышение давления в спиральной камере при сбросе номинальной нагрузки и исправной работе системы регулирования не нормируется и должно быть выбрано путем технико-экономического 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 завода-разработчика гидромашины или по согласованию с ним.
4.3. Предтурбинные затворы
4.3.1. Предтурбинными затворами следует считать запорные органы, устанавливаемые на напорных водоводах перед входом в спиральную камеру гидравлической машины и входящие в единую систему управления технологическим процессом гидромашины.
4.3.2. Предтурбинные затворы должны обеспечивать:
- 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 в соответствии с ГОСТ 22373-87 следует принимать:
- дисковые с плоскоскошенным диском - на статический напор до 115 м;
- дисковые с диском типа "биплан" - на статический напор до 230 м;
- шаровые - на статический напор до 900 м;
- встроенные в радиально-осевую гидротурбину.
Предтурбинные затворы должны оснащаться панелями управления.
В качестве источников питания гидропривода предтурбинного затвора следует использовать маслонапорную установку гидромашины при соответствующем ее выборе и согласовании с заводом-разработчиком гидротурбинного оборудования или отдельную МНУ.
4.3.4. Для повышения надежности работы предтурбинных затворов следует предусматривать использование грузового привода на "закрытие" в пределах технически возможных решений.
4.3.5. При закрытии предтурбинного затвора в текучей воде, его закон закрытия должен иметь замедление на участке последних 25% своего хода.
5. ТЕХНИЧЕСКОЕ ВОДОСНАБЖЕНИЕ
5.1. Система технического водоснабжения должна обеспечивать надежную подачу 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;
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 РО 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, артезианские насосы и т.п.).
5.3. В зависимости от располагаемых напоров на электростанциях следует применять следующие системы технического водоснабжения:
а) самотечно-насосную - при минимальных напорах ниже 10 м с забором воды из верхнего бьефа;
б) самотечную - при напорах от 10 до 60 м с забором воды из верхнего бьефа;
в) самотечную с ограничением давления воды у потребителя - при напорах выше 60 м с забором воды из верхнего бьефа;
г) эжекторную - при напорах от 50 до 250 м с забором воды из верхнего и нижнего бьефов;
д) насосную - при напорах ниже 15 и выше 60 м с забором воды из нижнего бьефа.
5.4. Допускается применение систем, использующих давление воды под крышкой радиально-осевой турбины. Использование таких систем возможно при отсутствии на электростанции режима синхронного компенсатора. Отбор воды из-под крышки турбины должен быть согласован с заводом-изготовителем турбины.
5.5. Систему технического водоснабжения ГАЭС следует выполнять, как правило, насосной с забором воды из нижнего бьефа.
5.6. Техническое водоснабжение выполняется по следующим схемам:
а) поагрегатная (как правило);
б) централизованная;
в) групповая.
5.7. Окончательный выбор системы и схемы технического водоснабжения определяется технико-экономическим сравнением возможных вариантов.
При наличии в воде дрейсены должны предусматриваться мероприятия по борьбе с ней. В качестве одних из простых мероприятий по борьбе с дрейсеной следует предусматривать скорость воды в трубопроводе более 2,5 м/с, а также возможность изменения направления потока воды в системе при ее работе и промыве.
5.8. Расчетный расход воды в системе принимается по суммарному расходу всех потребителей при максимальной мощности гидроагрегата и максимальной расчетной температуре воды на уровне водозабора.
5.9. При выборе схемы следует отдавать предпочтение схемам с раздельным питанием потребителей с большим и малым расходом воды.
Водоснабжение крупных потребителей воды (воздухоохладители, маслоохладители подпятника и т.п.) целесообразно осуществлять по отдельным ветвям (водозабор - фильтр - потребитель - слив) с целью обеспечения независимого регулирования. Допускается осуществлять от этих систем резервное водоснабжение потребителей с малыми расходами воды.
5.10. С целью уменьшения общего расхода в системе целесообразно рассматривать схемы с последовательным соединением теплообменных аппаратов. Такие схемы, при необходимости, должны быть согласованы с заводами-изготовителями применяемого оборудования.
5.11. Следует рассматривать 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 запрещается, для этой цели следует применять регулирующую арматуру.
5.12. Для экономии расхода технической воды и предотвращения отпотевания трубопроводов и воздухоохладителей рекомендуется предусматривать возможность применения рециркуляции воды.
5.13. Для непрерывной подачи воды к потребителям должно быть предусмотрено 100%-ное резервирование по водозаборам, фильтрам, насосам, обеспечивающим расчетную подачу.
5.14. Водозаборы
5.14.1. Водозаборы должны располагаться в местах, доступных для обслуживания. Водозаборы устанавливаются в туннеле, трубопроводе, спиральной камере, напорных стенках верхнего и нижнего бьефов.
5.14.2. Водозаборы должны быть установлены в зонах, не подверженных закупорке шугой, льдом или мусором.
5.14.3. Устройство водозаборов в верхних и нижних точках туннелей, трубопроводов или спиральных камер не допускается.
5.14.4. Водозаборы должны быть оборудованы съемными решетками.
5.14.5. Водозаборы непосредственно из верхнего и нижнего бьефов должны также оборудоваться приспособлениями, позволяющими устанавливать на них временные заглушки. Около водозаборов должны быть устроены скобы для удобства выполнения водолазных работ.
5.14.6. В случае забора аэрированного потока воды из нижнего бьефа следует рассматривать необходимость применения деаэраторов.
5.14.7. На электростанциях, расположенных на реках с большим количеством наносов, следует рассматривать возможность забора воды из гидроциклонов, отстойников, уравнительных резервуаров, артезианских скважин и других источников.
5.14.8. Водозаборы, используемые для питания подшипника на водяной смазке, уплотнения вала и лабиринтного уплотнения рабочего колеса гидротурбины с положительной высотой отсасывания, должны обеспечить бесперебойное питание при опускании аварийно-ремонтного или закрытии предтурбинного затвора агрегата.
5.15. Насосы следует устанавливать, как правило, ниже минимального уровня воды у водозабора. При необходимости установки насосов выше уровня воды должен быть предусмотрен автоматический залив насосов при пуске.
5.16. Фильтры должны иметь фильтрующие элементы из коррозионностойкого материала. Тонкость фильтрации определяется требованиями водопотребителя.
Конструкция фильтра должна обеспечить ручную или автоматизированную промывку.
5.17. Теплообменные аппараты
5.17.1. Компоновка системы питания теплообменных аппаратов должна обеспечивать полное и постоянное заполнение водой теплообменников во всех режимах работы, включая длительную остановку системы.
5.17.2. Система питания маслоохладителей трансформаторов должна обеспечивать превышение давления масла над давлением воды во всех режимах. В системе следует предусмотреть устройство, обеспечивающее отбор проб воды до и после маслоохладителей на содержание масла в воде.
5.17.3. Материал трубок теплообменных аппаратов выбирается в соответствии с химическим составом воды и, как правило, одной марки для всех теплообменников электростанции.
5.17.4. При заборе технической воды из водохранилищ, имеющих дрейсену, материал трубок теплообменников должен быть не склонен к обрастанию.
5.17.5. Система должна предусматривать возможность обратного промыва теплообменных аппаратов и распределительных коллекторов.
5.18. Трубопроводы и арматура
5.18.1. Диаметры трубопроводов и скорости воды в них определяются на основании технико-экономического расчета. Скорость воды, как правило, принимается в пределах 1-8 м/с.
5.18.2. Сливные трубопроводы следует выводить под минимальный уровень воды в бьефе.
5.18.3. При расположении потребителей системы ниже отметки выхода сливной трубы необходимо предусмотреть на выходе возможность установки заглушки либо захлопки и скобы для водолазных работ.
5.18.4. Трубопроводы, прокладываемые в бетоне, должны устанавливаться с учетом глубины промерзания открытого бетона.
5.18.5. Для трубопроводов открытой прокладки в системе следует применять электросварные и водогазопроводные трубы, для закладных трубопроводов - горяче деформированные с запасом на ржавление не менее 2 мм. Фасонные части трубопроводов (отводы, тройники) должны применяться в основном промышленного изготовления.
5.18.6. При разности расчетных температур окружающего воздуха и наружной стенки трубы более 10° в помещениях с относительной влажностью свыше 80% следует предусматривать теплоизоляцию трубопроводов.
5.18.7. Запорная и запорно-регулирующая арматура должна применяться общепромышленного изготовления. Задвижки, отсекающие систему непосредственно от бьефов, должны быть стальными независимо от действующего напора.
Автоматическую подачу воды в систему следует осуществлять с помощью задвижки с электро- и гидроприводом.
5.18.8. На гидроприводах задвижек должны устанавливаться дроссели с целью повышения времени срабатывания для предотвращения гидравлического удара в системе технического водоснабжения.
5.19. Управление и контроль
5.19.1. Управление и контроль за работой системы технического водоснабжения должны быть автоматизированы.
5.19.2. Автоматическому контролю подлежат:
- расход воды в маслоохладителях подпятника;
- расход воды через подшнипник гидротурбины;
- расход воды через уплотнение вала гидротурбины;
5.19.3. Визуально контролируется:
- давление на напорном и сливных трубопроводах;
- давление до и после насосов;
- давление до и после фильтров;
- температура воды на входе и выходе теплообменников.
5.19.4. Необходимо предусматривать 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 должна обеспечить 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 должна обеспечить 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, стальной задвижкой или тарельчатым клапаном.
Водозаборное устройство должно обеспечить полное удаление воды из проточной части.
Как правило, слив воды из спиральной камеры и напорного водовода гидромашины осуществляется в отсасывающую трубу с последующим сливом в водоприемную емкость; слив воды из водосбросных трактов электростанции осуществляется непосредственно в водоприемную емкость.
6.3.2. Слив воды из каждой полости, как правило, производится по одному сливному трубопроводу. Допускается применять по два сливных трубопровода в зависимости от компоновки здания электростанции, объема сливаемой воды, наличия наносов, унификации диаметра сливных трубопроводов. В отсасывающей трубе целесообразно устанавливать две сливные трубы.
6.4. Водоприемная емкость должна иметь объем, необходимый для создания перепада уровней на затворе 1,5-2,0 м, что должно обеспечить прилегание уплотнений ремонтного затвора к закладным частям паза. Для быстрого прижатия затворов целесообразно рассматривать применение специальных прижимов на затворах, а также предварительное отжатие воды из камеры рабочего колеса турбины.
6.5. Насосные установки
6.5.1. Откачку воды из водоприемных емкостей следует производить стационарно установленными артезианскими насосами, а также центробежными насосами в горизонтальном или вертикальном исполнении.
Погружные артезианские насосы, как правило, не применяются.
На высоконапорных гидроузлах допускается применение эжекторов. Тип насосной установки обосновывается технико-экономическим расчетом.
6.5.2. На всасывающих патрубках горизонтальных и вертикальных насосов, как правило, должны устанавливаться приемные клапаны и ремонтные задвижки. При диаметрах всасывающих патрубков насосов, превышающих диаметры приемных клапанов, имеющихся в каталоге, следует применять мусороудерживающие решетки вокруг приямка всасывающего патрубка.
На напорной линии каждого насоса следует устанавливать стальные обратные клапаны и задвижки, в обход обратного клапана следует устанавливать байпас с вентилем малого диаметра. На сборном выбросном коллекторе, имеющем выход в нижний бьеф на отметках ниже максимального катастрофического уровня, следует устанавливать стальную задвижку. Все задвижки диаметром более 250 мм рекомендуется снабжать гидравлическим или электрическим приводом, облегчающим их открытие и закрытие.
При расположении электродвигателя артезианского насоса выше максимального уровня нижнего бьефа допускается установка на напорной линии чугунной арматуры.
В климатических зонах, где в зимнее время температура воздуха снижается ниже 0 °С, во избежание образования наледей, выброс воды от насосов должен располагаться ниже минимального уровня в нижнем бьефе примерно на 1 м. На концах выбросных трубопроводов необходимо предусматривать возможность установки временных заглушек или устанавливать автоматические захлопки. Для удобства работы водолаза при установке заглушек или осмотре захлопок предусматриваются скобы.
6.5.3. В помещении насосной должно быть установлено не менее двух насосов (эжекторов); резерв на период откачки основных объемов не предусматривается.
Суммарная производительность откачивающих устройств должна обеспечивать 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.
Расчетную величину фильтрации через уплотнения ремонтных затворов следует принимать по МУ 34-70-075-84.
6.5.4. Управление и контроль за работой системы откачки должны быть автоматизированы. Пуск и остановка насосов должны осуществляться вручную и автоматически в зависимости от уровней воды в водоприемных емкостях или насосных приямках.
Автоматизируется подача воды на смазку подшипников и уплотнений насосов, а также охлаждение двигателей.
В помещении насосной должна быть обеспечена возможность измерения уровня воды в водоприемной емкости и контроля уровня в опорожняемых емкостях.
6.5.5. В условиях большого количества наносов, с целью обеспечения очистки от них колодцев насосных потерн, следует предусматривать установку переносных грунтовых насосов и гидроактиваторов, подключаемых к системе противопожарного водоснабжения.
6.6. Дренажные колодцы
6.6.1. Насосные установки дренажных колодцев должны обеспечивать автоматическую откачку только дренажной воды.
6.6.2. Дренажная система должна быть изолирована от приема загрязненных стоков. Дренажные канавки, предусмотренные вдоль стен, должны иметь со стороны пола буртик высотой не менее 5 см, преграждающий поступление стоков от мойки полов, при пожаротушении, аварийном разливе масел и других загрязняющих сток жидкостей.
6.6.3. Объем дренажного колодца рассчитывается на постоянную приточность 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 трех раз в час. Длительность работы насоса следует принимать не менее 6 мин.
6.6.5. В качестве стационарных откачивающих устройств допускается применять горизонтальные, вертикальные насосы или эжекторы. Двигатели к насосам следует применять во влагостойком исполнении. Установка стопроцентного резерва откачивающего устройства обязательна.
Применение насосов с погружными электродвигателями не допускается.
6.6.6. Всасывающие патрубки откачивающих устройств должны снабжаться 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 должна быть автоматизирована в зависимости от уровней воды в дренажном колодце.
6.6.8. При возможности по условиям компоновки следует предусматривать использование основных насосов осушения проточной части для удаления воды из дренажного колодца в случае появления аварийной приточности, а также при затоплении помещений электростанции.
6.6.9. В обоснованных случаях следует предусматривать соединение дренажного колодца с вертикальными закладными трубами, выходящими на незатопляемую отметку, для возможной установки временных откачивающих устройств.
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 должно проектироваться с учетом организации масляного хозяйства в энергосистеме, каскаде или группе электростанций.
7.1.3. Масляное хозяйство в зависимости от состава и выполняемых функций следует подразделять на:
- станционное масляное хозяйство электростанции (СМХ), рассчитанное на полный объем технологических операций, обеспечивающих нормальное функционирование технологического оборудования электростанции;
- центральное 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. Все помещения основных сооружений гидроузла, помещения маслохозяйства и пристанционные площадки, где располагается или ремонтируется маслонаполненное оборудование, должны быть оборудованы специальной системой дренажа для сбора, последующей обработки и утилизации масел и замасленных стоков, с учетом противопожарных требований раздела 4 "Инструкции по проектированию противопожарной защиты энергетических предприятий" РД 34.49.101-87.
7.2. Состав и основные технологические операции масляного хозяйства
7.2.1. Состав масляного хозяйства в зависимости от его вида представлен в табл.7.1.
Таблица 7.1
| №№ п/п | Наименование | Виды масляного хозяйства | ||
| СМХ | ЦМХ | ФМХ | ||
| Маслохранилище | + | + | - | |
| Устройство для приема и выдачи масла из транспортных средств | + | + | + | |
| Система технологических коммуникаций | + | + | + | |
| Аппаратная с набором оборудования и приборов | + | + | - | |
| Комплекс передвижного оборудования и насосов для обработки масла непосредственно в маслонаполненном оборудовании | + | + | + | |
| Химическая лаборатория | + | + | - | |
| 7* | Стационарные установки для вакуумной обработки изоляционного масла | + | - | - |
| Передвижные установки для вакуумной обработки изоляционного масла | - | + | - | |
| Передвижная установка для азотирования масла | - | + | - | |
| Комплект транспортных средств для транспортировки требуемых объемов масла в пределах обслуживаемого района | - | + | - | |
| Резервуар аварийного слива турбинного масла в здании электростанции | + | + | + | |
| 12** | Доливочные емкости | - | - | + |
| Посты сбора отработанных нефтепродуктов | + | + | + | |
| 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 масляного хозяйства в зависимости от его вида представлены в табл.7.2.
Таблица 7.2
| №№ п/п | Наименование операций | Виды масляного хозяйства | ||
| СМХ | ЦМХ | ФМХ | ||
| Прием масла из транспортных средств и выдача в транспортные средства | + | + | + | |
| Распределение и хранение масла в резервуарах склада масла | + | + | - | |
| Обработка свежего масла и доведение его параметров до требований, предъявляемых к чистому маслу | + | + | - | |
| Дегазация изоляционного масла стационарной установкой | + | - | - | |
| Азотирование изоляционного масла (при наличии электротехнического оборудования с азотной защитой) | + | + | + | |
| Заполнение технологического оборудования чистым маслом и периодическая доливка его | + | + | + | |
| Обработка масла непосредственно в маслонанолненном оборудовании | + | + | + | |
| Прием эксплуатационного масла из технологического оборудования | + | + | + | |
| Выдача эксплуатационного масла | + | + | + | |
| Выдача отработанного масла | + | + | + | |
| Обработка отработанного, эксплуатационного масла и доведение его параметров до требований, предъявляемых к чистому и сухому маслу | + | + | - | |
| Сбор, хранение и выдача отработанных масел на нефтебазу | + | + | - | |
| Отбор проб и проведение анализа масла | + | + | + | |
| Мойка тары | + | + | - | |
| Вакуумирование трансформаторов | + | + | +* | |
| Выдача чистого, сухого масла | - | + | - | |
| Транспортировка масла | - | + | - | |
| Прием отработанного и эксплуатационного масла от ФМХ | - | + | - | |
| Вакуумная сушка, дегазация и азотирование изоляционного масла передвижными установками | + | + | +* |
Примечания: 1. Операции, отмеченные индексом*, 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 различных марок и групп масла и должно включать в себя резервуары: "свeжeго масла", поступающего с завода; "чистого масла (чистого сухого масла)" - отвечающего требованиям для заливки в оборудование; "эксплуатационного масла" - слитого из оборудования и пригодного для восстановления в условиях электростанции; "отработанного масла" - не пригодного для восстановления в условиях электростанции и предназначенного для отправки на нефтебазы.
7.3.2. Маслохранилище центрального (станционного) масляного хозяйства должно быть оборудовано следующим количеством резервуаров:
а) для турбинного масла - три резервуара: свежего, чистого, эксплуатационного масла;
б) для изоляционного трансформаторного масла - три резервуара: свежего, чистого и эксплуатационного масла;
в) для изоляционного масла баковых масляных выключателей - два резервуара: чистого и эксплуатационного масла;
г) для кабельного масла - два резервуара: чистого и эксплуатационного масла;
д) для масла гидроприводов - два резервуара: чистого и эксплуатационного масла.
Кроме того, должно быть предусмотрено помещение для хранения бочек, канистр и т.п., заполненных различными марками масел и смазок.
7.3.3. Помимо резервуаров, расположенных в маслохранилище, целесообразно предусмотреть в пределах (за пределами) здания электростанции или монтажной площадки резервуары для самотечного слива отработанного или эксплуатационного масел из маслонаполненного оборудования, если не обеспечивается самотек в баки маслохранилища.
7.3.4. В мастерских электро- и машинного цехов, гараже, компрессорных и на мотажной площадке следует предусматривать посты сбора отработанных нефтепродуктов по группам согласно ГОСТ 21046-86.
7.3.5. Маслохранилище ЦМХ при соответствующем обосновании может быть дополнительно оборудовано резервуарами свежего и эксплуатационного масла каждой марки.
7.3.6. Объем каждого резервуара, кроме доливочных, для турбинного и изоляционного трансформаторного масла должен быть не менее 110% объема, заливаемого в гидроагрегат или наиболее крупный трансформатор.
Объем резервуаров свежего масла при доставке его железнодорожным транспортом, как правило, должен соответствовать объему цистерны.
Объем резервуаров изоляционного масла масляных выключателей должен соответствовать объему баков трех фаз выключателя плюс 1% от всего объема масла, залитого в аппараты и выключатели электростанции.
Объем резервуаров кабельного масла должен соответствовать объему одной наибольшей строительной длины кабеля плюс 1% от всего объема масла, залитого в маслонаполненные кабели электростанции.
Объем резервуаров масла гидроприводов должен соответствовать 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 чистого турбинного масла должен обеспечить 45-дневный запас турбинного масла на доливку всех гидроагрегатов, объем доливочных резервуаров чистого сухого изоляционного трансформаторного масла должен составлять 10% от объема самого крупного трансформатора.
7.3.8. Расход турбинного и трансформаторного масла следует принимать по нормативам Союзтехэнерго: "Индивидуальные нормы расхода турбинного масла на ремонтные и эксплуатационные нужды для гидроагрегатов", 1987 г.; "Индивидуальные нормы расхода трансформаторного масла на ремонтные и эксплуатационные нужды для оборудования энергопредприятий", 1987 г.
7.3.9. Масляные резервуары должны быть оборудованы двумя люками, один из них - в крышке резервуара; наружными и внутренними лестницами; ограждениями и поручнями; площадками для обслуживания приборов и арматуры; воздухоосушительными фильтрами; указателями (датчиками) уровня, сливными, переливными, наливными и дыхательными патрубками; пробно-спускным краном на маслозаборном патрубке.
7.3.10. Указатели уровня масла на масляных резервуарах должны обеспечивать визуальный контроль уровня у резервуара и дистанционный - в аппаратной масляного хозяйства.
Применение стеклянных трубок для измерения уровня масла возможно, если они будут помещены в защитный футляр и укомплектованы запорным устройством вентильного типа.
7.4. Аппаратная масляного хозяйства
и химическая лаборатория
7.4.1. Аппаратная масляного хозяйства с входящими в нее оборудованием и коммуникациями должна обеспечивать, 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, должны иметь стационарное подсоединение. Использование гибких шлангов допускается только при подключении передвижной маслоочистительной аппаратуры.
Кроме стационарной аппаратуры, в аппаратной выделяется место для передвижной аппаратуры, необходимой для обработки масла на месте установки маслонаполненного оборудования.
7.4.3. Операции по приему и выдаче масла следует производить на специальной колонке, оборудованной четырьмя штуцерами (по два для турбинного и трансформаторного масел).
7.4.4. Химическая лаборатория помимо анализов, связанных с маслом, должна иметь оборудование для проведения анализов воды, включая дистиллированную.
7.4.5. На крупных электростанциях и головных электростанциях каскада, имеющих силовые трансформаторы напряжением 330-750 кВ, в химических лабораториях должны быть предусмотрены хроматографы для анализа газов, растворенных в трансформаторном масле.
7.5. Технологические трубопроводы масляного хозяйства
7.5.1. Технологические трубопроводы масляного хозяйства должны выполняться только из стальных бесшовных труб.
Соединение трубопроводов должно выполняться на сварке.
Технологические разъемы должны выполняться фланцевыми типа "выступ-впадина".
Применение резьбовых соединений на линиях не допускается за исключением присоединения приборов и аппаратов.