Раздел содержит требования к системе технического водоснабжения, к системе технического воздухоснабжения и к системе маслоснабжения, а также к системам ГРАМ и ГРНРМ.
6.1Технические требования к системе технического водоснабжения
6.1.1Система технического водоснабжения должна обеспечивать:
бесперебойную подачу технической воды нормативной температуры в необходимом количестве и требуемого качества;
предотвращение загрязнения системы технического водоснабжения;
выполнение требований охраны окружающей среды.
6.1.2В зависимости от напора ГЭС система технического водоснабжения должна выполняться либо:
самотечной;
самотечно-сифонной;
самотечно – насосной;
насосной;
эжекторной.
6.1.3Выбор типа и параметров системы технического водоснабжения производится генеральным проектировщиком с учетом требований стандарта СТО 70238424.27.140.014-2008. Заказчик может указать предпочтительный тип и параметры системы технического водоснабжения.
Для обеспечения безопасности эксплуатации рекомендуется применять секционированную компоновку системы технического водоснабжения.
6.1.4Выбор параметров системы ТВС осуществляется также на основании расчетов учитывающих наличие следующих потребителей:
воздухоохладители генераторов с воздушным охлаждением;
теплообменники генераторов с водяным охлаждением;
теплообменники систем тиристорного возбуждения с водяным охлаждением;
маслоохладители подпятника и подшипников генераторов;
маслоохладители подшипников турбин с масляной смазкой;
подшипники турбин с водяной смазкой;
уплотнение вала турбины;
лабиринтные уплотнения рабочих колес радиально-осевых турбин при работе в режиме СК;
маслоохладители трансформаторов;
маслоохладители маслонапорных установок;
теплообменники и узлы вспомогательного оборудования и другие технологические водопотребители (компрессоры, воздуходувки, подшипники артезианских насосов и т.п.).
Для потребителей должны быть указаны:
расходы охлаждающей воды на оборудовании на основании технических проектов и согласованных данных заводов изготовителей основного оборудования;
химический состав воды;
данные по наносам, микроорганизмам, дрейсене;
температура воды на уровне водозаборов по сезонам;
климатические условия;
уровень бьефов;
гидравлические сопротивления потребителей.
6.1.5При наличии в воде дрейсены должны быть предусмотрены меры по борьбе с ней - обеспечение скорости воды в трубопроводе более 2,5 м/с и возможность промыва обратным потоком воды.
6.1.6Расчетный расход воды в системе должен быть принят по суммарному расходу всех потребителей при максимальной мощности гидроагрегата и максимальной расчетной температуре воды на уровне водозабора.
6.1.7В системе технического водоснабжения должна быть предусмотрена возможность автоматического и ручного регулирования расхода воды с применением регулирующей арматуры.
6.1.8Для обеспечения непрерывной подачи воды к потребителям предусматривается 100 % резервирование по водозаборам, фильтрам, насосам, обеспечивающим расчетную подачу.
6.1.9Насосные агрегаты системы технического водоснабжения должны оснащаться локальными системами управления на базе микропроцессорной техники и поставляться совместно с панелями управления (иное выполняется по согласованию с заказчиком).
6.1.10Щиты управления и электропитание артезианских насосов на ГЭС следует при возможности размещать вне зоны возможного затопления (выше уровня нижнего бьефа).
6.1.11Оснащение водозаборов деаэраторами, а также забор воды из отстойников, уравнительных резервуаров, гидроциклонов, артезианских скважин и других нестандартных источников выполняется по согласованию с заказчиком.
6.1.12Фильтрующие элементы фильтров должны быть выполнены из коррозионно-стойкого материала. В конструкции фильтра должна быть предусмотрена ручная и/или автоматизированная промывка обратным потоком воды.
6.1.13Система питания теплообменников должна обеспечивать полное и постоянное заполнение водой теплообменников во всех режимах работы, включая длительную остановку системы.
В системе питания маслоохладителей трансформаторов должно обеспечиваться постоянное превышение давления масла над давлением воды не менее чем на 0,01-0,02 МПа во всех режимах. В системе также должно быть предусмотрено устройство, обеспечивающее отбор проб воды до и после маслоохладителей на содержание масла в воде.
Материал трубок маслоохладителей должен выбираться по согласованию с Заказчиком (медь, томпак, другие).
Должна быть предусмотрена работа системы питания теплообменников с прямым и обратным потоком воды.
6.1.14Сливные трубопроводы должны быть выведены под минимальный уровень воды в бьефе на глубину не менее 0,5 м с учетом неустановившегося режима.
При расположении оборудования системы ниже отметки выхода сливной трубы должна быть предусмотрена возможность установки заглушки либо хлопушки на ее выходе и скоб для водолазных работ.
6.1.15Трубопроводы прокладываемые в бетоне должны быть заложены ниже глубины его промерзания.
Для трубопроводов открытой прокладки в системе должны применяться электросварные и водогазопроводные трубы, для закладных трубопроводов - горячедеформированные трубы с запасом на ржавление не менее 2 мм. Применение оцинкованных или нержавеющих труб с фланцевыми соединениями, а также необходимость применения коррозионно-стойких труб из других материалов должны быть указаны заказчиком. Фасонные части трубопроводов (отводы, тройники) должны применяться промышленного изготовления.
При разности расчетных температур окружающего воздуха и наружной стенки трубы более 10˚С в помещениях с относительной влажностью свыше 80 % должна быть предусмотрена теплоизоляция трубопроводов.
6.1.16Запорная и запорно-регулирующая арматура должна применяться общепромышленного изготовления. На трубопроводах системы после водозабора и на сливном трубопроводе, выходящем на уровень верхнего или нижнего бьефов, устанавливаются стальные задвижки.
Автоматическая подача воды в систему должна осуществляться с помощью задвижки снабженной автоматическим приводом.
На гидроприводах задвижек должны устанавливаться дроссели для предотвращения гидравлического удара в системе технического водоснабжения.
6.1.17В системе технического водоснабжения автоматическому контролю подлежат расходы воды на маслоохладителях подпятника и подшипников гидрогенератора, турбинного подшипника с масляной смазкой, через турбинный подшипник с водяной смазкой, а также через уплотнение вала турбины.
Должна обеспечиваться возможность визуального контроля давления в напорном и сливных трубопроводах, до и после насосов, до и после фильтров, а также температуры воды на входе и выходе теплообменников.
Должна предусматриваться возможность установки контрольных манометров, расходомеров и термометров для испытаний и наладки системы технического водоснабжения.
6.2Технические требования к системе технического воздухоснабжения.
6.2.1Пневматическое хозяйство должно обеспечивать всех потребителей сжатым воздухом с требуемыми параметрами (давление, расход, влагосодержание) и включать следующие системы:
механического торможения гидроагрегатов;
технических нужд (пневмоинструменты, пескоструйная очистка и окраска металлоконструкций и т.п.) с давлением 0,8 МПа;
создания полыньи перед затворами водосбросной плотины с давлением 0,8 МПа;
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;
пневматического ремонтного уплотнения вала гидротурбины с давлением 0,8 МПа;
отжатия воды из камер рабочих колес гидротурбин для работы гидроагрегата в режиме СК и в режиме перевода обратимого гидроагрегата в насосный режим с давлением от 0,8 до 4,2 МПа;
зарядки гидроаккумуляторов МНУ и периодической автоматической их подзарядки с давлением от 4,2 до 7,0 МПа;
электрических коммутационных аппаратов – воздушных выключателей и пневматических приводов маломасляных выключателей, а также разъединителей высокого напряжения с пневматическим приводам с рабочими давлениями от 0,8 до 4,0 МПа;
уплотнения турбинных затворов с давлением от 0,8 до 4,0 МПа;
впуска воздуха в камеру рабочего колеса гидротурбины при работе в нестационарных режимах с давлением 0,8 МПа (при необходимости).
6.2.2Оборудование системы технического воздухоснабжения должно соответствовать требованиям правил [1], [2].
6.2.3Снабжение сжатым воздухом каждой из систем должно осуществляться по самостоятельной магистрали, подключенной к соответствующему воздухосборнику.
Допускается снабжение от одной системы воздухопроводов следующих потребителей:
пневматических уплотнений турбинных затворов высоконапорных электростанций и зарядки гидроаккумуляторов МНУ;
системы собственных нужд и системы создания полыньи перед затворами водосбросной плотины;
системы торможения, ремонтного уплотнения вала турбины и турбинного затвора при давлении до 0,8 МПа.
Требование на создание объединенной компрессорной станции с компрессорными установками для обслуживания нескольких потребителей, а также резервирование систем с применением автоматических редуцирующих устройств формулируется заказчиком.
6.2.4Стационарные компрессорные установки должны быть установлены в специально выделенных помещениях гидроэлектростанции. Стены и перекрытия этих помещений должны быть капитальными с пределом огнестойкости не менее REI 150 по ГОСТ 30247.0. Помещения должны быть оборудованы вентиляцией и отапливаемыми для поддержания температуры от плюс 10 до плюс 30˚С, обеспечивающую нормальную работу оборудования.
Помещения должны быть оборудованы необходимыми грузоподъемными устройствами и средствами механизации, а также иметь отделенную перегородкой монтажную площадку для ремонта компрессоров.
В помещениях не должны размещаться оборудование и аппаратура, технологически не связанные с системой технического воздухоснабжения.
6.2.5Сброс масляноводяного конденсата при продувке компрессоров, воздухосборников, магистралей должен осуществляться через маслоулавливающие устройства.
Масляноводяной конденсат должен сбрасываться в системы замасленных стоков.
6.2.6Работа компрессорных установок для поддержания заданного уровня давления в воздухосборниках и магистралях, а также управление и контроль за состоянием оборудования должны быть полностью автоматизированы.
Компрессорные установки должны оснащаться локальными системами управления на базе микропроцессорной техники и поставляться совместно с панелями управления (иное выполняется по согласованию с заказчиком).
6.2.7Суммарная производительность компрессоров для технических нужд должна обеспечивать одновременную работу расчетного числа пневматических инструментов, для предусмотренных капитальных ремонтов гидроагрегатов или здания электростанции. Производительность должна быть не менее:
5 м3/мин при 2-4 агрегатах на ГЭС;
10 м3/мин при 5-8 агрегатах;
15 м3/мин при 9-12 агрегатах;
20 м3/мин при числе агрегатов более 12.
Количество устанавливаемых компрессоров должно быть не менее двух.
Компрессоры для обеспечения взаимного резервирования системы торможения и собственных нужд по согласованию с заказчиком могут быть разнотипными.
Для объектов, не имеющих стационарной разводки магистралей сжатого воздуха для технических нужд, должна предусматриваться передвижная компрессорная станция производительностью не менее 5 м3/мин.
6.2.8В системе создания полыньи производительность компрессоров должна определяться из расчета расхода воздуха от 0,02 до 0,03 м3/мин на 1 м длины незамерзающего фронта.
Вместимость воздухосборников этой установки (м3) должна приниматься 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 трубопровод.
6.2.9Воздухосборники должны размещаться вблизи компрессорной установки. Расстояние между воздухосборниками и потребителями должны быть не более 600 м. В случае большего расстояния должен устанавливаться дополнительный воздухосборник.
Расстояние между воздухосборниками принимается не менее 1,5 м, а между воздухосборником и стеной не менее 1 м.
6.2.10Применение воздухосборников трубного типа, в качестве которых используются воздухопроводы-коллекторы из труб диаметром до 1,4 м и давлением до 6,4 МПа, должно быть согласовано с заказчиком. Такой воздухосборник не должен быть заложен в бетон, у деформационных швов он должен быть оборудован компенсатором.
6.2.11В системе механического торможения гидроагрегатов устанавливается один воздухосборник, емкость которого определяется возможностью осуществления двух циклов торможения (без учета включения компрессора) всех гидроагрегатов гидроэлектростанции, соединенных в один электрический блок. Начальное давление в воздухосборнике должно быть принято 0,7 МПа, а конечное 0,5 МПа.
Расход воздуха за один цикл торможения должен соответствовать техническим заданиям на поставку гидрогенераторов. Время восстановления давления в воздухосборнике не должно превышать время восстановления давления в МНУ.
Выхлоп воздуха по растормаживанию гидроагрегата должен выполняться индивидуально для каждого из гидроагрегатов, через маслоулавливающее устройство. Отвод воздуха от маслоулавливающего устройства должен осуществляться в атмосферу за пределами здания ГЭС.
6.2.12В системе воздухоснабжения пневмогидравлической аппаратуры должен устанавливаться один воздухосборник вместимостью, обеспечивающей работу аппаратуры от 2 до 3 ч без включения компрессора.
Расход воздуха на одну измерительную (импульсную) трубку должен приниматься ориентировочно от 5 до 12 л/ч. Питание воздухосборника рекомендуется осуществлять от компрессорных групп как низкого, так и высокого давления с соответствующим редуцированием.
6.2.13В системе отжатия воды из камер рабочих колес вертикальных гидроагрегатов для работы в режиме СК и для перевода в насосный режим обратимых гидроагрегатов допускается использовать сжатый воздух давлением от0,8 до 4,2 МПа. Значение давления указывается заказчиком или назначается в проекте по согласованию с заказчиком на основании сравнения различных вариантов исполнения системы.
Подвод воздуха в разгрузочную полость радиально-осевой гидромашины давлением выше 3 МПа не допускается во избежание тупикового удара.
Расход воздуха на первоначальное отжатие воды, а также утечки после отжатия должны определяться по техническим параметрам гидротурбины и уровням нижнего бьефа электростанции.
При давлении в системе отжатия свыше 0,8 МПа для поддержания заданного уровня отжатия по согласованию с заказчиком должны применяться воздуходувки, компрессоры низкого давления или водовоздушные эжекторы.
Подвод воздуха от этих устройств в камеру рабочего колеса должен осуществляться по отдельным трубопроводам не связанным с трубопроводами первоначального отжатия.
Производительность компрессоров должна определяться по максимально допустимой продолжительности восстановления давления в воздухосборниках для последующего перевода гидроагрегатов в режим СК, а для ГАЭС – также для пуска в насосный режим обратимых гидромашин.
6.2.14Давление в системе зарядки гидроаккумуляторов МНУ должно приниматься от 0,2 до 0,3 МПа выше номинального давления в системе регулирования.
Производительность компрессорного оборудования должна приниматься 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 должен устанавливаться резервный компрессор.
Вместимость воздухосборника (м3) должна приниматься равной расходу воздуха на утечки в системе за 8 ч, но не менее значения минутной производительности рабочих компрессоров. Должен предусматриваться байпас для подачи воздуха в гидроаккумулятор, минуя воздухосборник.
6.2.15Выбор оборудования системы воздухоснабжения высоковольтных воздушных выключателей и приводов разъединителей производится в соответствии с правилами [4].
6.2.16Магистральные воздухопроводы должны выполняться для отдельных систем по следующим схемам:
для системы торможения гидроагрегатов - по одинарной схеме, без секционных вентилей, с резервированием питания щитов торможения от магистралей технических нужд или пневмогидравлической аппаратуры;
для системы технических нужд - по одинарной схеме, без секционных вентилей, вдоль тех помещений, где требуются отводы для присоединения потребителей (помещения вспомогательного оборудования агрегатов, щитовое помещение, потерна и т.п.);
для системы создания полыньи - по одинарной схеме, без секционных вентилей, вдоль незамерзающего фронта (в потерне, щитовом помещении или по мосту в верхнем бьефе;
для системы воздухоснабжения пневмогидравлической аппаратуры - по одинарной схеме, 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, должно предусматриваться резервирование воздуховодов от систем торможения или собственных нужд;
для системы отжатия воды из камер рабочих колес - по одинарной схеме, без секционных вентилей;
для системы зарядки гидроаккумуляторов МНУ - по одинарной схеме, без секционных вентилей, вдоль помещений, где выполнены отводы к гидроаккумуляторам;
для системы воздухоснабжения электрических распределительных устройств - по кольцевой схеме 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 должно обеспечивать возможность ремонта любого участка трубопровода или элементов арматуры с отключением не более одного потребителя.
Магистральные трубопроводы должны прокладываться 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 сборники влаги с продувочными вентилями.
Применение оцинкованных труб с фланцевыми соединениями указывается заказчиком.
Между шкафом управления и воздушным выключателем (разъединителем) должны применяться медные или латунные трубы.
6.2.17Забор воздуха компрессорами производительностью более 10 м3/мин должен осуществляться снаружи помещения компрессорной.
6.3Технические требования к системе маслоснабжения
6.3.1Масляное хозяйство должно обеспечивать все маслонаполненное оборудование гидроэлектростанции комплексом операций, связанных с приемом, хранением, обработкой, распределением и сбором масел, а также консистентных смазок различных марок.
6.3.2Тип масляного хозяйства гидроэлектростанции: станционное масляное хозяйство (СМХ), централизованное масляное хозяйство каскада или группы электростанций (ЦМХ), филиальное масляное хозяйство (ФМХ) - должен быть указан заказчиком. Типы применяемых масел также должны быть указаны заказчиком.
6.3.3Маслохранилище ЦМХ (СМХ) должно быть оборудовано следующим количеством резервуаров:
для турбинного масла - три резервуара: для свежего, чистого, эксплуатационного масла;
для изоляционного трансформаторного масла - три резервуара: для свежего, чистого, эксплуатационного масла;
для изоляционного масла масляных выключателей - два резервуара: для чистого и эксплуатационного масла;
для кабельного масла - два резервуара: для чистого и эксплуатационного масла;
для масла гидроприводов - два резервуара: для чистого и эксплуатационного масла.
Кроме того, должно быть предусмотрено помещение для хранения бочек, канистр и т.п., заполненных маслами и смазками различных марок.
6.3.4Маслохранилища должны выполняться открытыми либо закрытыми с металлическими резервуарами.
Маслохранилища размещаются с учетом противопожарных требований, а также удобства выполнения технологических коммуникаций.
Маслохранилища по возможности следует располагать на пристанционной площадке. В проекте должно быть предусмотрены меры по исключению попадания масла в воду при повреждении оборудования маслохозяйства.
В районах с минимальной расчетной температурой окружающего воздуха (средней, наиболее холодной пятидневки) минус 10˚С и ниже масляные резервуары предпочтительно размещать в закрытых отапливаемых помещениях, а при установке масляных резервуаров на открытом воздухе они должны оснащаться электроподогревом и теплоизоляцией.
Резервуары эксплуатационного и аварийного слива масла из маслонаполненного оборудования должны размещаться внутри здания на отметках, обеспечивающих слив масла к резервуарам самотеком.
6.3.5Оборудование ЦМХ дополнительными резервуарами для свежего и эксплуатационного масла проводится по согласованию с заказчиком.
6.3.6Каждый резервуар для турбинного и трансформаторного масла, кроме доливочных, должен вмещать не менее 110 % объема масла, 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 принимается равным объему баков трех фаз выключателя плюс 1 % всего объема масла, залитого в аппараты и выключатели распределительных устройств гидроэлектростанции.
Объем резервуаров кабельного масла принимается равным объему одной наибольшей строительной длины кабеля плюс 1 % всего объема масла, залитого в маслонаполненные кабели гидроэлектростанции.
Объем резервуаров масла гидроприводов принимается равным 110 % объема масла, заливаемого в гидропривод одного затвора, включая маслонасосный агрегат.
6.3.7Объем доливочных резервуаров, устанавливаемых на ФМХ и в подземных зданиях гидроэлектростанций, должен рассчитываться на 45-дневный запас турбинного масла для доливки во все гидроагрегаты, объем доливочных резервуаров изоляционного трансформаторного масла должен приниматься равным 10 % от объема масла самого крупного трансформатора.
6.3.8Масляные резервуары должны оборудоваться:
двумя люками, один из которых расположен на 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-спускными краном на маслозаборном патрубке.
6.3.9Масляные резервуары должны быть оборудованы указателями уровня для визуального контроля уровня у резервуара, а также дистанционными указателями в аппаратной масляного хозяйства.
6.3.10Аппаратная масляного хозяйства должна обеспечивать:
прием масла из транспортных средств и выдача в транспортные средства;
распределение и хранение масла в резервуарах склада масла;
обработку свежего масла и доведение его параметров до требований, предъявляемых к чистому маслу;
дегазацию изоляционного масла на стационарной установке;
азотирование изоляционного масла (при наличии электротехнического оборудования с азотной защитой);
заполнение технологического оборудования чистым маслом и периодическую его доливку;
обработку масла непосредственно на маслонаполненном оборудовании;
прием эксплуатационного масла из технологического оборудования;
выдачу эксплуатационного масла;
выдачу отработанного масла;
обработку отработанного, эксплуатационного масла и доведение его параметров до требований, предъявляемых к чистому маслу;
сбор, хранение и выдачу отработанных масел на нефтебазу;
отбор проб и проведение анализа масла;
мойку тары;
вакуумирование трансформаторов;
выдачу чистого сухого масла;
прием отработанного и эксплуатационного масла из ФМХ;
вакуумную сушку, дегазацию и азотирование изоляционного масла передвижными установками.
В аппаратной должны быть предусмотрены две раздельные системы трубопроводов с соответствующей аппаратурой для раздельной обработки турбинного и трансформаторного масел.
6.3.11Все приборы и оборудование, установленные в аппаратной, должны иметь стационарное подсоединение. Присоединение гибкими шлангами допускается только для передвижной маслоочистительной аппаратуры. Для передвижной аппаратуры обработки масла на месте установки маслонаполненного оборудования в аппаратной должно быть выделено специальное место.
6.3.12В аппаратной должна быть установлена специальная колонка для операций по приему и выдаче масла, оборудованная четырьмя штуцерами (по два для турбинного и трансформаторного масла), а также поддоном для сбора протечек и отвода их в сборную емкость грязного масла.
6.3.13Слив отработанного или эксплуатационного масла из маслонаполненного оборудования должен осуществляться самотеком.
6.3.14Технологические трубопроводы масляного хозяйства прокладываются с уклоном в сторону их возможного опорожнения, при необходимости допускается оборудование трубопроводов специальными патрубками для опорожнения.
Должна быть предусмотрена возможность промыва технологических трубопроводов масляного хозяйства.
6.3.15Технологические трубопроводы масляного хозяйства должны выполняться из стальных бесшовных труб, соединения трубопроводов должны быть сварными.
Технологические разъемы должны выполняться на фланцах типа «выступ-впадина».
Применение резьбовых соединений на линиях должно быть обосновано за исключением присоединений приборов и аппаратов.
6.3.16Закладные масляные трубопроводы должны прокладываться в специальных металлических обоймах.
6.3.17В местах подсоединения передвижной маслоочистительной аппаратуры или насосного оборудования технологические трубопроводы должны быть снабжены винтовыми заглушками.
6.3.18Технологические трубопроводы для наполнения и слива масла из оборудования должны подводиться к гидроагрегату (подпятник, подшипники, МНУ) и трансформаторной мастерской (месту ревизии и ремонта трансформаторов на монтажной площадке).
Прокладка трубопроводов к главным трансформаторам в пределах здания гидроэлектростанции должна быть согласована с заказчиком.
6.3.19Компоновка и конструкция маслонаполненного оборудования должна предусматривать исключение разлива масла и залповых выбросов масла из оборудования с последующим попаданием его в окружающую среду.
6.3.20На площадках размещения трансформаторов и другого маслонаполненного оборудования должно быть предусмотрено устройство бортов, поддонов и сливных баков ёмкостью достаточной для принятия суммарного объёма масла, содержащегося в защищаемом маслонаполненном оборудовании.
6.3.21На гидроэлектростанциях должны быть предусмотрены в наличии боновые заграждения, сорбенты и технические средства для ликвидации возможных маслопроявлений в нижнем бьефе ГЭС.
6.4Технические требования к системам ГРАМ и ГРНРМ
6.4.1Система ГРАМ должна обеспечивать автоматическое регулирование активной мощности ГЭС по сигналам задания, поступающим со станционного и вышестоящего уровней управления, а также формируемым в самой системе по отклонению частоты с распределением нагрузки между агрегатами по заданному критерию с учетом ограничений рабочего диапазона нагрузок.
6.4.2Система ГРНРМ должна обеспечивать автоматическое поддержание напряжения на шинах ГЭС и регулирование реактивной мощности с соблюдением заданного данной системой распределения реактивной мощности между агрегатами с учетом технологических ограничений режимных параметров генераторов.
6.4.3Состав, структура и технические характеристики автоматических систем ГРАМ и ГРНРМ, учитывая актуальность их внедрения, подробно приведены в Приложении А.
7Общие технические требования к автоматизированным системам
7.1Технические требования к системам автоматизированного управления технологическими процессами
7.1.1Автоматизированные системы управления технологическими процессами (АСУТП) верхнего (станционного) и нижнего (агрегатного) уровней, выполненные на базе программно-технических средств, должны совместно с оперативным персоналом обеспечивать решение задач технологического управления гидроэлектростанцией (ГЭС или ГАЭС).
7.1.2Состав, структура и функции АСУТП, а также технические
|
