РОССИЙСКОЕ ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО
ГИДРОЭЛЕКТРОСТАНЦИИ.
Дата введения - 2008-07-30 Предисловие Цели и принципы стандартизации в Российской Федерации установлены Федеральным законом от 27 декабря 2002 г. № 184 ФЗ «О техническом регулировании», а правила применения Стандарта организации ГОСТ Р 1.4-2004 «Стандартизация в Российской Федерации. Стандарты организаций. Общие положения». Сведения о стандарте 1. РАЗРАБОТАН НП «Гидроэнергетика России», ОАО «Инженерный центр ЕЭС» 2. ВНЕСЕН НП «Гидроэнергетика России» 3. ПРИНЯТ И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ приказом ОАО РАО «ЕЭС России» от 30.06.2008 № 306 4. ВВОДИТСЯ ВПЕРВЫЕ СОДЕРЖАНИЕ ВведениеСтандарт организации ОАО РАО «ЕЭС России» «Гидроэлектростанции. Условия создания. Нормы и требования» (далее - Стандарт) разработан в соответствии с требованиями Федерального закона от 27.12. 2002 № 184 ФЗ «О техническом регулировании». Стандарт направлен на повышение надежности и безопасности гидроэлектростанций как объектов генерации электроэнергии. При разработке Стандарта актуализированы действующие в гидроэнергетике нормативно-технические документы, апробированные, подтвержденные опытом технические нормы и требования по созданию гидроэнергетических объектов. Установленные Стандартом нормы учитывают требования по надежности и безопасности гидроэлектростанций в условиях чрезвычайных ситуаций. Стандарт должен быть пересмотрен в случаях ввода в действие технических регламентов и национальных стандартов, содержащих не учтенные в стандарте требования, а также при необходимости введения новых требований и рекомендаций, обусловленных развитием новой техники. СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ ОАО РАО «ЕЭС РОССИИ»
Дата введения - 2008-07-30 1 Область применения1.1 Настоящий Стандарт организации: - является корпоративным нормативным документом, устанавливающим требования технического и организационного характера по созданию и реконструкции гидроэлектростанций, направленные на обеспечение надежной, безопасной и эффективной эксплуатации объекта; - предназначен для организаций, осуществляющих функции заказчика проектных, строительных, монтажных работ при создании новых и реконструкции находящихся в эксплуатации гидроэлектростанций; проектных, конструкторских, научно-исследовательских организаций, разрабатывающих проекты и проводящих исследования по обоснованию проектных решений; строительных, монтажных и промышленных организаций, привлекаемых заказчиком к созданию новых и реконструкции действующих гидроэлектростанций; специализированных организаций, осуществляющих экспертный анализ проектов гидроэлектростанций; - базируется на применении нормативных документов федеральных органов исполнительной власти, стандартов ОАО РАО «ЕЭС России» и других организаций, устанавливающих требования к организационным принципам, техническим характеристикам и нормам проектирования при создании гидроэлектростанций (ГЭС). Требования Стандарта распространяются на гидроаккумулирующие электростанции (ГАЭС), их проектирование, строительство, выбор оборудования и сдачу в эксплуатацию. 1.2 Стандарт распространяется на русловые, приплотинные, деривационные гидроэлектростанции в составе гидроузлов, использующих гидроэнергетические ресурсы речного стока для выработки электроэнергии. Стандарт не распространяется на бесплотинные гидроэлектростанции и электростанции, использующие приливную и волновую энергии морских акваторий. Стандарт определяет условия создания ГЭС, состав сооружений и оборудования ГЭС и требования к ним для производства и выдачи электроэнергии. 1.3 Стандарт устанавливает нормы и требования по: - участию ГЭС в регулировании водохозяйственного использования гидроузла; - выбору энергетических параметров и режима работы ГЭС; - строительной части сооружений гидроэлектростанции; - техническим и инженерным системам; - составу, типам и компоновкам сооружений ГЭС; - составу основного и вспомогательного оборудования и систем управления; - системам жизнеобеспечения, предупреждения и ликвидации чрезвычайных ситуаций; - режиму контроля и подтверждения соответствия в процессе создания объекта и при его вводе в эксплуатацию; - утилизации (ликвидации) объекта. 1.4 Требования стандарта не должны служить препятствием осуществлению деятельности проектных, научных, строительных и иных организаций, участвующих в создании гидроэлектростанций в большей степени, чем это минимально необходимо для обеспечения надежности функционирования объекта, физической и экологической безопасности. 1.5 Нормы и требования Стандарта обязательны для применения организациями, в установленном порядке на добровольной основе присоединившимися к Стандарту; в иных случаях соблюдение норм и требований Стандарта другими субъектами хозяйственной деятельности должно быть предусмотрено в договоре (контракте) между заказчиком - субъектом применения Стандарта и исполнителем заказываемых работ, услуг, изготовителем (поставщиком продукции). 2 Нормативные ссылкиВ настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие документы: Федеральный Закон РФ от 27.12.2002 № 184 ФЗ «О техническом регулировании». Федеральный Закон РФ от 26.03.2003 № 35-ФЗ «Об электроэнергетике». Федеральный закон РФ от 03.06.2006 № 74-ФЗ. «Водный кодекс Российской Федерации». Федеральный закон от 21.07.1997 № 117-ФЗ «О безопасности гидротехнических сооружений». Федеральный закон от 21.12.1994 № 68-ФЗ «О защите населения и территорий от чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера». Федеральный закон от 29.12.2004 № 190-ФЗ «Градостроительный кодекс». Постановление Правительства РФ от 27.12.2004 № 854 «Об утверждении Правил оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике». ГОСТ Р 1.4-2004 Стандартизация в Российской Федерации. Стандарты организации. Общие положения. ГОСТ 19431-84. Энергетика и электрификация. Термины и определения. ГОСТ 27.002-89. Надежность в технике. Основные понятия. Термины и определения. ГОСТ 19185-73 Гидротехника. Основные понятия. Термины и определения. ГОСТ 26966-86 Сооружения водозаборные, водосбросные и затворы. Термины и определения. ГОСТ 34.003-90. Автоматизированные системы. Термины и определения. ГОСТ Р 22.1.12-2005 Безопасность в чрезвычайный ситуациях. Структурированная система мониторинга и управления инженерными системами зданий и сооружений. Общие требования. Приказ Ростехрегулирования от 28.03.2005 № 65-ст. СТО 17330282.27.140.001-2006 Методики оценки технического состояния основного оборудования гидроэлектростанций. Правила устройства электроустановок. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации. Утверждено Приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 19 июня 2003 г. № 229. СТО «Гидротехнические сооружения ГЭС и ГАЭС. Условия создания. Нормы и требования». СТО «Гидротехнические сооружения ГЭС и ГАЭС. Организация эксплуатации и технического обслуживания. Нормы и требования». СТО «Контрольно-измерительные системы и аппаратура гидротехнических сооружений ГЭС. Условия создания. Нормы и требования». Примечание: При пользовании настоящим Стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов и классификаторов на официальном сайте национального органа Российской Федерации по стандартизации в сети Интернет или по ежегодно издаваемому информационному указателю «Национальные стандарты», который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, а также по соответствующим ежемесячно издаваемым информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться замененным (измененным) документом. Если документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку 3 Термины и определенияВ настоящем Стандарте применены термины по ГОСТ 19185-73; ГОСТ 26966-86; Федеральным законам от 21.07.97 № 117-ФЗ «О безопасности гидротехнических сооружений» и от 03.06.2006 № 74-ФЗ «Водный кодекс Российской Федерации», а также следующие термины с соответствующими определениями: 3.1 акватория: Водное пространство в пределах естественных, искусственных или условных границ. 3.2 аккумулирование воды: Естественное или искусственное накопление воды. 3.3 базисный режим работы электростанции: Режим работы электростанции с заданной, практически постоянной, мощностью в течение установленного интервала времени. 3.4 бассейн суточного регулирования: Водоем для аккумуляции объема воды, необходимого для осуществления деривационной ГЭС суточного (недельного) регулирования. 3.5 безопасность гидротехнических сооружений: Свойство гидротехнических сооружений, позволяющее обеспечить защиту жизни, здоровья и законных интересов людей, окружающей среды и хозяйственных объектов. 3.6 бьеф: Часть водотока или водоема, примыкающая к водоприемному сооружению (верхний бьеф) или к водовыпускному сооружению (нижний бьеф). 3.7 водное хозяйство: Отрасль науки и техники, охватывающая учет, изучение, использование, охрану водных ресурсов, а также борьбу с вредным воздействием вод. 3.8 водный режим: Использование во времени уровней, расходов и объемов воды в водных объектах. 3.9 водовод: Гидротехническое сооружение для подвода и отвода воды в заданном направлении (трубопровод, туннель, лоток). 3.10 водопользование: Использование водных ресурсов без изъятия воды из водного объекта. 3.11 водопользователь: Физическое лицо или юридическое лицо, которым предоставлено право пользования водным объектом. 3.12 водоприемник: Сооружение, обеспечивающее забор воды из водохранилища или водотока для подачи ее на турбины ГЭС. 3.13 водосброс: Гидротехническое сооружение для пропуска воды, сбрасываемой из верхнего бьефа в нижний. 3.14 водозаборное сооружение ГЭС: Гидротехническое сооружение, предназначенное для забора из водного объекта воды необходимого количества и качества и недопущения поступления в гидроагрегаты наносов, шуги, плавающего мусора, рыбы и других объектов, переносимых водными течениями. 3.15 водохранилище: Искусственный водоем, образованный напорными сооружениями с целью хранения воды и регулирования стока. 3.16 водохранилище годового (сезонного, суточного) регулирования: Водохранилище с годичным (сезонным, суточным) циклом наполнения и сработки полезного объема. 3.17 гидроагрегат: Агрегат, состоящий из гидравлической турбины и электрического гидрогенератора. 3.18 гидрограф: График изменения во времени расходов воды. 3.19 гидроузел: Комплекс гидротехнических сооружений, объединенных по расположению и целям их работы. 3.20 гидроэлектростанция (ГЭС): Комплекс гидротехнических сооружений и оборудования для преобразования потенциальной энергии водотока в электрическую энергию. 3.21 гидротехническое сооружение: Сооружение для использования водных ресурсов, а также для борьбы с вредным воздействием вод. 3.22 гидроаккумулирующая станция (ГАЭС): Комплекс сооружений и оборудования, выполняющих функции аккумулирования и выработки электрической энергии путем насосной подачи воды из нижнего бассейна в верхний и последующего преобразования ее потенциальной энергии в электрическую. 3.23 гидроэлектростанция малая (малая ГЭС): ГЭС с установленной мощностью от 100 до 30000 кВт. 3.24 гидроэлектростанция микро (микро ГЭС): ГЭС с установленной мощностью до 100 кВт. 3.25 гидроэлектростанция деривационная: ГЭС, в которой напор создается за счет естественного перепада уровней, используемого посредством деривации (искусственные каналы, туннели, трубопроводы). 3.26 гидроэлектростанция приплотинная: ГЭС, в которой здание ГЭС не входит в состав напорного фронта, с подводом воды к агрегатам по водоводам, расположенным в теле плотины или на низовой грани плотины (для бетонных плотин). 3.27 гидроэлектростанция русловая: ГЭС, в которой здание ГЭС входит в состав напорного фронта. 3.28 декларация безопасности гидротехнического сооружения: Документ, в котором обосновывается безопасность гидротехнического сооружения с учетом его класса. 3.29 заказчик: Юридическое или физическое лицо, уполномоченное инвестором осуществлять реализацию инвестиционного проекта. 3.30 здание ГЭС и ГАЭС: Сооружение, подземная выработка или помещение в плотине, в котором устанавливается гидросиловое, электротехническое и вспомогательное оборудование ГЭС. 3.31 здание ГЭС совмещенное: Здание ГЭС, расположенное в теле водосливной плотины, либо русловое здание ГЭС, совмещенное с водосбросами. 3.32 здание ГЭС подземное: Здание ГЭС, расположенное в подземной выработке. 3.33 инвестор: Юридическое или физическое лицо, осуществляющее вложение средств в форме инвестиций на строительство. 3.34 каскад ГЭС: Система ГЭС, расположенных последовательно на водотоке. 3.35 контррегулятор: Водохранилище в нижнем бьефе гидроузла, служащее для перераспределения и выравнивания во времени поступающих в него расходов воды. 3.36 критерии безопасности гидротехнического сооружения: предельные значения количественных и качественных показателей состояния гидротехнического сооружения и условий его эксплуатации, соответствующие допустимому уровню риска аварии гидротехнического сооружения и утвержденные в установленном порядке федеральными органами исполнительной власти, осуществляющими государственный надзор за безопасностью гидротехнических сооружений. 3.37 мощность ГЭС: Суммарная мощность всех агрегатов ГЭС в данных условиях. 3.38 мощность ГЭС гарантированная: Наибольшая мощность ГЭС, выдаваемая при расходе воды и напоре обеспеченностью 90 ... 95 %. 3.39 мощность ГЭС установленная: Сумма номинальных активных мощностей всех генераторов ГЭС, включая генераторы собственных нужд. 3.40 напор: Давление воды, выражаемое высотой водяного столба в метрах над рассматриваемым уровнем. 3.41 напорный фронт: Совокупность водоподпорных сооружений, воспринимающих напор воды. 3.42 нормальный подпорный уровень (НПУ): Наивысший подпорный уровень, который может поддерживаться в нормальных условиях эксплуатации. 3.43 обеспеченность гидрологической характеристики: Вероятность того, что рассматриваемое значение гидрологической характеристики может быть превышено. 3.44 объем стока: Количество воды, протекающее через рассматриваемый створ водотока за какой либо период времени. 3.45 оценка безопасности гидротехнического сооружения: Определение соответствия состояния гидротехнического сооружения и квалификации работников эксплуатирующей организации нормам и правилам, утвержденным в порядке, определенном настоящим Федеральным законом. 3.46 приемочная комиссия: Временный коллегиальный орган, созданный инвестором (застройщиком, заказчиком) из представителей организаций, уполномоченный принимать решения о соответствии. 3.47 рабочая комиссия: Временный коллегиальный орган, назначаемый заказчиком в целях комплексной проверки готовности законченного строительством объекта к предъявлению приемочной комиссии. 3.48 регулирование стока реки: Перераспределение во времени объема стока в соответствии с требованиями различных отраслей хозяйства. 3.49 расчетный расход воды: Расход воды заданной вероятности превышения, принимаемый в качестве исходного значения, для определения размеров проектируемого сооружения. 3.50 рыбозащитное сооружение: Сооружение, предназначенное для предупреждения попадания, травмирования и гибели личинок и молоди рыб на водозаборах, сохранения их здоровья и жизнеспособности и отведения в безопасное место рыбообитаемого водного объекта для естественного воспроизводства или для хозяйственного использования. 3.51 рыбопропускное сооружение: Сооружение, предназначенное для безопасного перевода производителей рыб из нижнего бьефа гидроузла в верхний бьеф на нерест. 3.52 рыбоспускное сооружение: Сооружение, предназначенное для безопасного перевода покатников рыб из верхнего бьефа гидроузла к местам нагула. 3.53 собственник: Российская Федерация, субъект Российской федерации, муниципальное образование, физическое лицо или юридическое лицо независимо от его организационно-правовой формы, имеющие права владения, пользования и распоряжения объектом. 3.54 специальное водопользование: Водопользование с применением сооружений или технических устройств. 3.55 уравнительный резервуар: Резервуар со свободной поверхностью, снижающей действие гидравлического удара в турбинном водоводе. 3.56 экспертная организация: Орган исполнительной власти Российской Федерации, субъекта Российской Федерации, уполномоченный на проведение государственной экспертизы, или подведомственное ему учреждение. 3.57 эксплуатирующая организация: Организация, имеющая в собственности, хозяйственном ведении или оперативном управлении имущество гидроэлектростанции, осуществляющая в отношении этого имущества права и выполняющая обязанности, необходимые для ведения деятельности по безопасному производству электроэнергии в соответствии с действующими нормами и правилами. 4 Обозначения и сокращенияАСУ ТП - автоматизированная система управления технологическими процессами; ВНД - внутренняя норма доходности; ГАЭС - гидроаккумулирующая электростанция; ГЭС - гидравлическая электрическая станция; ИД - индекс доходности; КИА - контрольно измерительная аппаратура; КИУМ - коэффициент использования мощности; КРУЭ - комплектное распределительное устройство с элегазовой изоляцией; ЛЭП - линия электропередачи; НПУ - нормальный подпорный уровень воды перед сооружением; ООС - охрана окружающей среды; ПДВ - предельно допустимый выброс; ПДК - предельно допустимая концентрация; ПДС - предельно допустимый сброс; САУ ТП - система автоматического управления технологическим процессом; СЗЗ - санитарно-защитная зона; СМИС - система мониторинга инженерных систем и сооружений; ТЭО - технико-экономическое обоснование; УМО - уровень мертвого объема; УХЛ - климатическое исполнение оборудования ФПУ - форсированный подпорный уровень; ЧДД - чистый дисконтированный доход; ЧС - чрезвычайная ситуация; ЦПУ - центральный пункт управления. 5 Условия создания гидроэлектростанций. Нормы и требования5.1 Общие положения5.1.1 Гидроэлектростанция является составной частью гидроузла, в который, кроме станции, входят водоподпорные и водосбросные сооружения, судоходные сооружения (на судоходных реках), различного назначения защитные сооружения, водохранилища или верхние бьефы водозаборных узлов. При новом строительстве разработка проекта гидроэлектростанции производится, как правило, на гидроузел в целом, с комплексным решением всех технических, природоохранных, водохозяйственных, водноэнергетических, социальных и экономических проблем, возникающих в результате строительства гидроузла. При выбранных параметрах гидроузла на основании комплексного рассмотрения всех аспектов, перечисленных выше, реализация его энергетического потенциала на ГЭС производится в возможно полном объеме при энергоэкономической оптимизации соотношения объема холостых сбросов речного стока и параметров гидроэлектростанции и намечаемого режима ее использования в энергосистеме. Тип ГЭС, ее расположение и состав сооружений определяется назначением гидроузла, его параметрами, природными условиями площадки расположения гидроузла на основании технико-экономического сопоставления возможных вариантов технического решения. 5.1.2 В результате технического, энергетического, экономического анализа строительства гидроузла и выявления его параметров должны быть установлены следующие характеристики комплексного гидроузла и входящей в его состав ГЭС: - отметка НПУ водохранилища (водозабора); - полезный объем и глубина сработки водохранилища; - форсированный подпорный уровень, резервный объем водохранилища; - расчетный напор для оборудования ГЭС; - тип станции и водопроводящих сооружений; - установленная мощность ГЭС и режим ее использования; - выработка электроэнергии; - тип, параметры и количество агрегатов. 5.1.3 Класс гидротехнических сооружений ГЭС и ГАЭС в зависимости от их социальной экономической ответственности, последствий возможных гидродинамических аварий и условий эксплуатации принимается по нижеследующей таблице 1: Таблица 1
Класс гидротехнических сооружений ГЭС установленной мощностью менее 1000 МВт следует повышать на единицу в случае, если эти электростанции изолированы от энергетических систем и обслуживают крупные населенные пункты, промышленные предприятия, транспорт и других потребителей. [5] Класс гидротехнических сооружений гидроэлектростанций руслового и приплотинного типа, создающих напорный фронт гидроузла, устанавливается в зависимости от высоты и типа грунтов основания в соответствии с таблицей 2. [5] Таблица 2
Примечания 1 Грунты: А - скальные; Б - песчаные, крупнообломочные и глинистые в твердом и полутвердом состоянии; В - глинистые водонасыщенные в пластичном состоянии. 2 Высоту сооружения и оценку его основания следует принимать по данным проекта. 5.1.4 Все гидротехнические сооружения ГЭС относятся к основным. При разработке проекта гидротехнических сооружений необходимо руководствоваться законодательством Российской Федерации о безопасности гидротехнических сооружений и нормативными требованиями, направленными на обеспечение их безопасности. 5.1.5 При формировании требований к выбору состава и компоновки основного и вспомогательного оборудования гидроэлектростанции, в том числе при проектировании пусковых комплексов, необходимо предусматривать возможность работы оборудования в условиях принимаемых схем пропуска строительных и эксплуатационных расходов воды и гашения энергии сбросного потока в нижнем бьефе в условиях отрицательных температур. Пункт 5.1.5 (Введен дополнительно. Изм. от 01.01.2010 г.). 5.2 Требования по составу и объему исходной информации при создании гидроэлектростанций5.2.1 Инженерные изысканияИнженерные изыскания выполняются при разработке проектной документации объекта на всех стадиях проектирования. Подготовка и использование проектной документации без выполнения соответствующих инженерных изысканий не допускается. Инженерные изыскания выполняются в целях получения: - данных о природных условиях территории, на которой будет осуществляться строительство или реконструкция объекта, и природных объектов, затрагиваемых строительством; - материалов, необходимых для обоснования размещения объекта и его сооружений (подпорных, энергетических, защитных) в соответствии с намечаемым их назначением и параметрами; - данных, необходимых для обоснования конструкции сооружений и их надежности, наличие местных строительных материалов; - информации о необходимости выполнения специальных видов работ в основании сооружений (противофильтрационных, противооползневых, изъятия слабых грунтов, ликвидации естественных нарушений сплошности массива и др.; - данных о воздействии нового или реконструируемого объекта на природную среду и социально-экономическую сферу и разработке необходимых природоохранных и компенсационных мер, позволяющих довести уровень воздействия до допустимого или согласованного уровня. В состав инженерных изысканий входят четыре основных вида разведочно-исследовательских работ: - инженерно-геодезические изыскания; - инженерно-геологические, включающие геологические, гидрогеологические и сейсмологические изыскания и исследования; - инженерно-гидрометеорологические изыскания; - инженерно-экологические изыскания. [5, 7] 5.2.1.1 Инженерно-геодезические изыскания для гидроэнергетического строительства должны выполняться в соответствии с требованиями нормативно-технической документации Федеральной службы геодезии и картографии России, регламентирующих производство геодезических и картографических работ федерального назначения. Исходными материалами для проведения проектных проработок должны служить картографические, топографические, аэрофотосъемочные материалы, космические съемки, при этом топографические карты масштаба 1:100000 - 1:25000 являются основными картографическими материалами при разработке водноэнергетического использования стока реки. На всех участках, намечаемых для проектирования гидроэнергетических сооружений, должна быть создана планово-высотная геодезическая основа топографических съемок. На более перспективном участке необходимо создать плановую геодезическую сеть сгущения в виде пунктов класса точности 1 и 2 разрядов и высотную опорную сеть с реперами нивелирования IV класса, обеспечивающую возможность производства инженерных изысканий, проектирования и производства строительно-монтажных работ. 5.2.1.2 Инженерно-геологические изыскания для строительства гидроэнергетических объектов должны обеспечить достаточными данными об инженерно-геологических условиях района проектируемых сооружений, включая: - геологическое строение; - состав, состояние и свойства грунтов; - сейсмичность; - гидрогеологические условия; - геодинамические и инженерно-геологические процессы в области взаимодействия объектов с геологической средой с прогнозом их возможного изменения в процессе строительства и эксплуатации сооружений; - получение данных об обеспеченности строительства местными строительными материалами для обоснования выбора типов сооружений, их компоновки и конструкции; - исследование состава, состояния и физико-механических свойств грунтов, залегающих в пределах области взаимодействия сооружений с основанием или являющихся средой подземных сооружений, получение детальной характеристики структурно-геологических, горно-технических, гидрогеологических и геокриологических условий массивов горных пород, вмещающих подземные сооружения; - разработку системы геомониторинга неблагоприятных процессов и организацию соответствующих режимных наблюдений. [5, 14, 17] 5.2.1.3 Инженерно-гидрометеорологические изыскания должны обеспечить проект: - материалами о физико-географических и гидрографических условиях участка намечаемого размещения энергетического строительства (климатические условия, общие сведения о реке, ее бассейне, режиме, боковой приточности, потерях при испарении, режимах будущих водохранилищ в различных вариантах расположения подпорных сооружений, гидрометеорологических процессов и др.); - характеристиками опасных гидрометеорологических процессов и явлений (наводнений, заторов и зажоров, цунами, селевых потоков, снежных лавин, ураганных ветров и смерчей, активных проявлений русловых процессов); - данными для установления расчетных значений гидрологических характеристик, необходимых для обоснования основных проектных решений (по выбору створа напорных сооружений, отметки НПУ, типа, конструкции и компоновки основных сооружений); - данными для организации водохранилища и мероприятий в нижнем бьефе; - данными для установления сроков и режима заиления водохранилища, определяющими динамику (уменьшение) регулирующей способности водохранилища и время подхода тела заиления к водоприемным устройствам ГЭС; - прогнозом характера, направленности и масштабов возможных изменений гидрологических условий проектируемого энергетического объекта в процессе его строительства и эксплуатации и выработки рекомендаций по предотвращению или ликвидации последствий их потенциального негативного влияния. [15] 5.2.1.4 Инженерно экологические изыскания выполняются на всей территории затрагиваемой строительством. К объектам изысканий относятся: атмосферный воздух, поверхностные и подземные воды, геологическая среда, растительный и животный мир, социально экономические условия, социально - гигиенические условия, состояние здоровья населения. Результаты данных изысканий должны оценить влияние намеченного строительства и эксплуатации объекта на окружающую среду, получить необходимый объем данных для разработки сооружений и мониторинга объекта, разработки мероприятий для охраны окружающей среды, включая природную, техногенную и социальные сферы, в том числе археологических памятников древних культур, животного и растительного мира, а также информационное обеспечение экологической и социальной безопасности при строительстве и эксплуатации объектов. [8, 12] 5.2.1.5 Перечисленные требования к результатам всех видов инженерных изысканий, выполняемых для обоснования гидроэнергетического строительства, детализированы в обязательном Приложении А к данному Стандарту организации. 5.2.2 Водохозяйственный и водноэнергетический комплекс5.2.2.1 Оценка и обоснование водноэнергетического потенциала ГЭС и всего водохозяйственного комплекса должна производиться с соблюдением следующих требований к исходным данным, их анализу и обработке. Требования к гидрологическим данным для изолированной ГЭС: - многолетний ряд средних декадных и/или месячных расходов воды в створе или вблизи створа проектируемой ГЭС или в пункте наблюдений ближайшем к этому створу; - многолетний ряд максимальных среднесуточных или мгновенных (срочных) расходов весеннего половодья или летних паводков. Требования к гидрологическим данным для каскадно расположенных ГЭС: - те же многолетние ряды в верхнем (входном) створе каскада и боковой приточности с водосборов между створами гидроузлов каскада; - оценка продолжительности первоначального наполнения водохранилища до отметки пуска агрегатов, УМО или НПУ в различных условиях. Требования к топографическим данным: - кривые зависимости площади водного зеркала и объема воды в водохранилище от уровня воды в верхнем бьефе плотины; - поперечные сечения русла и поймы реки в нижнем бьефе ГЭС на участке ожидаемого влияния суточных колебаний уровня воды. Требования к сведениям о существующем водохозяйственном комплексе и его предполагаемом изменении: - состав участников комплекса в верхнем и нижнем бьефах ГЭС и их требования к режиму расходов и уровней воды по сезонам; - современный и планируемый объем водопотребления из реки выше створа плотины и из будущего водохранилища. 5.2.2.2 Выбор параметров водохранилища для энергетического и комплексного использования водных ресурсов: - водохозяйственные и водноэнергетические расчеты по многолетнему ряду (при наличии каскада гидроузлов для всей цепочки водохранилищ) для установлений зависимости гарантированной энергоотдачи (годовой или сезонной выработки электроэнергии и средней месячной мощности в критический сезон года) от отметки НПУ и регулируемого объема (глубины сработки) водохранилища. 5.2.2.3 Выбор режима регулирования стока и эксплуатации ГЭС: - для выбранных параметров водохранилища и ГЭС водохозяйственные и водноэнергетические расчеты по многолетнему ряду для построения диспетчерских правил управления водными ресурсами с соблюдением требований к гарантированной водо- и энергоотдаче и ее ограничения (урезки) в экстремально маловодных условиях. 5.2.2.4 Выбор установленной мощности ГЭС: - водноэнергетические расчеты для установления зависимости годовой и сезонной выработки электроэнергии от установленной мощности ГЭС. 5.2.2.5 Выбор расчетного напора: - водноэнергетические расчеты к выбору расчетного напора с поступенным перебором в диапазоне: максимальный - средневзвешенный - минимальный с определением в каждом варианте расчетного напора глубины и продолжительности снижения располагаемой мощности ГЭС ниже номинального значения. 5.2.2.6 Выбор типа и числа агрегатов: - водноэнергетические расчеты для оценки гарантированной и располагаемой мощности ГЭС применительно к рассматриваемым типам и единичной мощности агрегатов. 5.2.2.7 Требования к гарантированной и располагаемой мощности ГЭС: - водноэнергетические расчеты для определения надежности (обеспеченности по продолжительности и числу бесперебойных лет и/или месяцев) энергоотдачи станции и ее вынужденного снижения в перебойные годы (месяцы). Требования к суточным режимам работы ГЭС, не приносящим вреда населению, биологическим объектам водной среды и хозяйственным объектам в нижнем бьефе: - гидравлические расчеты для определения характера и амплитуды колебаний уровня воды по длине нижнего бьефа при суточном регулировании мощности ГЭС в летних и зимних условиях и выбора допустимых режимов. 5.2.3 Подготовка зон водохранилища и нижнего бьефа5.2.3.1 В проекте гидроэлектростанции должен быть разработан раздел «Мероприятия по подготовке зоны водохранилища», в составе которого решаются вопросы: переселения населения, возмещения потерь сельскохозяйственного производства, защиты от затопления сельскохозяйственных земель, инженерной защиты или переноса (сноса) населенных пунктов, промышленных объектов, отдельных сооружений или строений, исторических или архитектурных памятников, переустройства автомобильных и железных дорог, газо- и нефтепроводов, линий электропередачи и связи, санитарной подготовки ложа водохранилища, лесосводки и лесоочистки, создания условий для транспортного и рыбохозяйственного освоения водохранилища, а также вопросы охраны и рационального использования водных, гидробиологических, лесных и других природных ресурсов. 5.2.3.2 В нижнем бьефе гидроузла должно быть рассмотрено влияние намечаемого строительства на режим уровней реки в различные периоды года и суток, изменение гидрологического режима на заливных землях, деформации русла и последствия этого процесса, влияние гидрологических изменений на ихтиофауну, изменения температурного режима воды и влияния этих изменений на окружающую среду, влияние совокупности ожидаемых изменений на социальную сферу. [11] 5.2.3.3 По всем перечисленным выше проблемам, возникающим при создании гидроузла с ГЭС или ГАЭС, в проекте объекта должны быть разработаны решения, исключающие негативные последствия строительства, или снижающие их до допустимого, согласованного уровня с разработкой необходимых компенсационных мер. [12] Основные требования к разделу проекта «Мероприятия по подготовке зоны водохранилища» изложены в рекомендуемом Приложении В к данному Стандарту организации. 5.2.4 Охрана окружающей средыРазрабатываемый в проекте гидроэлектростанции раздел «Охрана окружающей среды» должен предусматривать для периода строительства и постоянной эксплуатации мероприятия по охране и рациональному использованию земельных ресурсов, охране водных ресурсов, охране растительности и животного мира наземных экосистем, охране рыбных запасов, мероприятия по снижению отрицательного влияния на местный климат, мероприятия в социальной сфере, мероприятия по организации мониторинга взаимоотношений объекта с окружающей средой, а также выводы о соответствии принятых решений действующему природоохранному законодательству Российской Федерации. [5, 11] Основные требования к разделу проекта «Охрана окружающей среды» изложены в обязательном Приложении Г к данному Стандарту организации. 5.2.5 Экономическое обоснование5.2.5.1 При разработке проекта ГЭС и установлении ее параметров и режима использования должен быть проведен анализ современного и перспективного энергетического рынка в зоне влияния станции с выявлением потребности энергосистемы в: - режимах использования ГЭС; - сезонном распределении энергоотдачи; - разрывах между установленной и располагаемой мощностью в различные сезоны года; - резервировании энергии и мощности; - единичной мощности агрегата; - схеме и структуре выдачи мощности станции. Потребности энергосистемы, как потребителя продукции ГЭС, должны быть удовлетворены в максимально возможной степени. 5.2.5.2 При разработке проекта ГЭС подлежат обязательному технико-экономическому обоснованию с учетом всех видов затрат, связанных с их созданием, следующие параметры объекта: - отметка нормального подпорного уровня водохранилища; - полезный объем и глубина сработки водохранилища; - расчетный напор для оборудования ГЭС; - установленная мощность станции и количество агрегатов; - параметры водопроводящих сооружений (трубопроводов, туннелей, каналов). Эти параметры объекта должны устанавливаться на основании вариантного анализа возможных взаимосвязанных решений, как отдельных параметров, так и объекта в целом. 5.2.5.3 При выполнении сравнительного экономического анализа используются следующие показатели эффективности: - чистый дисконтированный доход (ЧДД); - индекс доходности (ИД); - с критерием выбора: ЧДД ® max и ИД больше 1. 5.2.5.4 При оценке эффективности объекта и выборе его основных параметров должна быть проведена оценка: - общественной эффективности капитальных вложений в сравнении с альтернативным способом покрытия спроса; - коммерческой эффективности с оценкой коммерческой нормы прибыли. Методика экономического обоснования выбора параметров гидроузла и ГЭС и оценки их эффективности приведена в рекомендуемом Приложении Б к данному Стандарту организации. 5.3 Гидроэлектростанция. Типы и состав сооружений. Общие требования5.3.1 Тип гидроэлектростанции определяется в зависимости от назначения и параметров гидроузла, топографических, инженерно-геологических условий и способа создания напора ГЭС: - русловые, здания ГЭС которых участвуют в создании напора; - приплотинные, при расположении водоподводящего тракта в теле плотины, а здания ГЭС у низовой грани плотины; - деривационные, при расположении водоприемных устройств, деривации и здания ГЭС независимо от водоподпорных сооружений гидроузла. В состав сооружений ГЭС могут входить: - водозаборные сооружения; - отстойники; - водоводы замкнутого поперечного сечения; - гидротехнические туннели; - бассейны суточного регулирования; - уравнительные резервуары; - деривационные каналы; - здания ГЭС; - водосбросные сооружения; - водоотводящие сооружения; - объекты выдачи мощности. 5.3.2 Состав сооружений и их параметры следует выбирать в проекте гидроузла на основании технико-экономических показателей вариантов и с учетом: - функционального назначения сооружений; - места возведения сооружений, природных условий района (топографических, гидрологических, климатических, инженерно-геологических, гидрогеологических, геокриологических, сейсмических, биологических и др.); - условий и методов производства работ; - водохозяйственного прогноза изменения гидрологического, в том числе ледового и термического режима рек в верхнем и нижнем бьефах, заиления наносами и переформирование русла и берегов рек, водохранилищ и морей, затопления и подтопления территорий и инженерной защиты расположенных на них зданий и сооружений; - воздействия на окружающую среду; - влияния строительства и эксплуатации объекта на социальные условия и здоровье населения; - изменения условий и задач судоходства, лесосплава, рыбного хозяйства, водоснабжения и режима работы мелиоративных систем; - установленного режима природопользования (сельхозугодья, заповедники и т.п.); - условий быта и отдыха населения (пляжи, курортно-санаторные зоны и т.п.); - мероприятий, обеспечивающих требуемое качество воды: подготовки ложа водохранилища, соблюдения надлежащего санитарного режима в водоохраной зоне, ограничения поступления биогенных элементов (азотосодержащих веществ, фосфора и др.) с обеспечением их количества в воде не выше предельно допустимых концентраций (ПДК); - условий постоянной и временной эксплуатации сооружений; - требования экономного расходования основных строительных материалов; - изменения термического режима и криогенного состояния грунтов в районах распространения многолетнемерзлых грунтов; - подготовки ложа водохранилища; - возможности разработки полезных ископаемых, местных строительных материалов и т.п.; - обеспечения эстетических и архитектурных требований к сооружениям, расположенным на берегах водотоков, водоемов и морей. [5] 5.3.3 При проектировании гидротехнических сооружений ГЭС надлежит обеспечивать и предусматривать: - надежность сооружений на всех стадиях их строительства и эксплуатации, с указанием критериев безопасности; - максимальную экономическую эффективность строительства; - постоянный инструментальный и визуальный контроль за состоянием гидротехнического сооружения и вмещающего массива горных пород, а также природными и техногенными воздействиями на них; - сохранность животного и растительного мира, в частности, организацию рыбоохранных мероприятий; - минимально необходимые расходы воды, а также благоприятный уровневый и скоростной режимы в бьефах с учетом интересов водопотребителей и водопользователей, а также благоприятный режим уровня грунтовых вод для освоенных земель и природных экосистем. 5.3.4 При проектировании гидротехнических сооружений надлежит рассматривать возможность и технико-экономическую целесообразность: - совмещения сооружений, выполняющих различные эксплуатационные функции; - возведения сооружений и ввода их в эксплуатацию отдельными пусковыми комплексами; - унификации компоновки оборудования, конструкций и их размеров и методов производства строительно-монтажных работ; - использования напора, создаваемого на гидроузлах транспортного, мелиоративного, рыбохозяйственного и другого назначения, для целей энергетики. 5.3.5 При проектировании гидротехнических сооружений в районах распространения многолетнемерзлых грунтов следует учитывать возможные изменения физико-механических, теплофизических и фильтрационных свойств пород оснований и материалов сооружений при их переходе из мерзлого состояния в талое и наоборот, а также размеры и скорость осадки сооружения в процессе оттаивания основания. 5.3.6 При проектировании гидротехнических сооружений на скальных грунтах и внутри скального массива необходимо учитывать структуру скального массива, его обводненность, газоносность и естественное напряженное состояние. 5.3.7 В составе проекта гидротехнических сооружений следует разрабатывать специальный проект натурных наблюдений за их работой и состоянием как в процессе строительства, так и при эксплуатации для своевременного выявления дефектов и неблагоприятных процессов, назначения ремонтных мероприятий, предотвращения отказов и аварий, улучшения режимов эксплуатации и оценки уровня безопасности и риска аварий. Проект натурных наблюдений должен включать: - перечень контролируемых нагрузок и воздействий на сооружение; - перечень контролируемых и диагностических показателей состояния сооружения и его основания, включая критерии безопасности; - программу и состав инструментальных и визуальных наблюдений; - технические условия и чертежи на установку контрольно-измерительной аппаратуры (КИА), спецификацию измерительных приборов и устройств; - структурную схему и технические решения системы мониторинга состояния сооружений, природных и техногенных воздействий на них, включая состав ее основных технических и программных средств; - инструктивные документы и методические рекомендации по проведению натурных наблюдений за работой и состоянием сооружений. 5.3.8 Перед вводом в эксплуатацию и в процессе эксплуатации гидротехнических сооружений критерии безопасности должны уточняться на основе результатов натурных наблюдений за состоянием сооружений, нагрузок и воздействий, а также изменений характеристик материалов сооружений и оснований, конструктивных решений. 5.4 Требования к сооружениям, их компоновкам и составу оборудованияСостав сооружений ГЭС устанавливается в проекте и определяется типом гидроэлектростанции. [5] 5.4.1 Водозаборные сооружения5.4.1.1 Водозаборные сооружения должны обеспечить бесперебойную подачу воды в турбины ГЭС, турбинные водоводы, деривационные туннели, каналы и прекращение поступления воды при плановом осмотре, ремонте оборудования и сооружений и при аварийных ситуациях. На водозаборных сооружениях должен быть предусмотрен комплекс мер, предотвращающих поступление к турбинам вместе с водой плавающих предметов и мусора, топляков, льда, шуги, донных наносов, а при должном обосновании и ихтиофауны. Тип водозабора, его конструкция, состав оборудования и режим эксплуатации определяется аналогичными требованиями, предъявляемыми к нему гидроэлектростанцией, а также режимом уровней верхнего бьефа гидроузла, природными условиями основания водозаборного сооружения, климатическими условиями местности, гидрологическим режимом водотока, включая режим и объем твердого стока. Для защиты водоводов и деривации от попадания в них влекомых наносов, плавающих предметов и мусора, топляков, льда, шуги и т. п. следует предусматривать забральные балки, сороудерживающие решетки, запани, шугосбросы, пороги, промывные галереи, отстойники, а также мероприятия по удалению мусора из воды. Забор воды из водоема в местах скопления личинок дрейсены (если не предусмотрены мероприятия по уничтожению дрейсены) не допускается. На ГЭС с безнапорными деривационными водоводами пропуск шуги следует предусматривать преимущественно через турбины (за исключением случая оборудования станции ковшовыми турбинами), при этом следует предусматривать электрообогрев решеток в напорном бассейне. 5.4.1.2 В водоприемниках саморегулирующихся водоводов необходимо предусматривать аварийно-ремонтные затворы. В водоприемниках с поверхностным забором воды в деривацию, проходящую целиком в выемках, и в глубинных водоприемниках с напорной деривацией, имеющей в конце камеру затворов или предтурбинный затвор, допускается устанавливать только ремонтные затворы. В водоприемниках несаморегулирующихся водоводов (в том числе и в глубинных водоприемниках безнапорных водоводов) необходимо предусматривать основные затворы, приспособленные для непрерывного регулирования под напором и оборудованные индивидуальными подъемными механизмами, а также аварийно-ремонтные затворы. 5.4.1.3 Защиту от попадания в водоводы влекомых наносов следует осуществлять путем обеспечения забора воды из верхних осветленных слоев потока, а также устройством на входе в водоприемник: высоких порогов с донными промывными отверстиями; косо направленных донных порогов и экранирующих стенок; водоприемных ковшей; струенаправляющих щитов и шпор; регуляционных и выправительных сооружений; кроме того, проведением других мероприятий, прошедших проверку в условиях эксплуатации построенных водозаборных гидроузлов. 5.4.1.4 При невозможности пропуска льда и шуги через турбины в зависимости от ледошугового режима водотока и условий эксплуатации надлежит предусматривать: - создание условий для образования ледового покрова в верхнем бьефе при наличии соответствующих температурного и скоростного режимов водотока; - задержание шуги и поверхностного льда в верхнем бьефе; - сброс шуги и поверхностного льда в головном узле через плотину; - сброс шуги через шугосбросные сооружения на канале или в напорном бассейне при отсутствии возможности задержания шуги в верхнем бьефе, а также в случае опасности зажора шуги в нижнем бьефе. При сбросе шуги и льда в нижний бьеф следует предусматривать также пропуск необходимых расходов, предотвращающих образование зажоров. 5.4.2 Отстойники5.4.2.1 Наносоперехватывающие и наносоулавливающие сооружения и устройства должны обеспечить: - осветление воды путем осаждения или перехвата частиц наносов, крупность которых превышает величину, обоснованную техническими и экономическими расчетами; - бесперебойную подачу осветленной воды в водоводы в соответствии с режимами работы станции; - удаление наносов, отложившихся в камере отстойника. 5.4.2.2 В среднем и нижнем течениях рек при повышенном водоотборе сброс из отстойников в реку осевших наносов, как правило, не допускается. В этих условиях следует проектировать отстойники с удалением наносов в отвалы, которые необходимо размещать в виде карт и приводить в состояние, пригодное для сельскохозяйственного использования. Плодородный слой грунта из-под отвалов подлежит удалению и использованию при рекультивации. 5.4.2.3 Выбор местоположения отстойника надлежит предусматривать в пределах головного узла или на магистральном (деривационном) канале с учетом геологических и топографических условий, подхода воды к отстойнику, обеспечивающему осаждение наносов в камерах, возможности удаления или складирования отложившихся в камерах наносов, транспортирующей способности магистрального (деривационного) канала и реки в нижнем бьефе гидроузла. 5.4.2.4 Выбор типа отстойника (с непрерывным или периодическим промывом либо с механической очисткой) следует производить на основе технико-экономического сравнения строительных и эксплуатационных показателей отстойников с учетом следующих требований: - при достаточном гидравлическом уклоне промывного тракта и наличии свободных расходов воды необходимо применять отстойники только с гидравлической промывкой; - при отсутствии необходимого перепада для полной промывки отложений следует применять отстойники с комбинированной (механической и гидравлической) очисткой. 5.4.2.5 Однокамерные отстойники периодического промыва для ГЭС не допускаются. 5.4.3 Водоводы замкнутого поперечного сечения5.4.3.1 Водоводы замкнутого поперечного сечения ГЭС должны обеспечивать пропуск воды при всех режимах эксплуатации, предусмотренных проектом. 5.4.3.2 Трасса и продольный профиль напорных водоводов ГЭС, как правило, должны исключать возможность образования вакуума в водоводах при любом режиме работы. 5.4.3.3 При проектировании водоводов и сооружений на них следует выполнять гидравлические расчеты, а в отдельных случаях - и лабораторные исследования для определения потерь напора по длине водовода, наивысшего и наинизшего уровней воды в безнапорных водоводах при неравномерном и неустановившемся движении воды, наибольшего и наименьшего давления воды по длине напорного водовода с учетом гидравлического удара. 5.4.3.4 Для стальных турбинных напорных водоводов ГЭС, открытых по всей длине или на отдельных участках, следует предусматривать на водоприемнике установку аварийно-ремонтных затворов с индивидуальным приводом, обеспечивающих быстрое отключение напорного тракта в случае разрыва трубопровода. За аварийно-ремонтными затворами должен быть обеспечен подвод воздуха в трубопровод. Перед аварийно-ремонтным затвором должен быть установлен ремонтный затвор. Кроме того, необходимо предусматривать защитные сооружения, предохраняющие здания ГЭС и ГАЭС от затопления. 5.4.3.5 Для трубопроводов, проходящих в теле плотины или в горном массиве, а также для сталежелезобетонных и железобетонных трубопроводов необходимость установки аварийно-ремонтных затворов и устройства защитных сооружений определяется проектом. 5.4.3.6 Выбор типа и конструкции трубопровода следует производить на основе технико-экономического сопоставления вариантов с учетом назначения трубопровода, условий его монтажа и эксплуатации, общей компоновки сооружения, величины напора, грунтов основания. При одинаковых показателях различных вариантов предпочтение следует отдавать сталежелезобетонным и железобетонным конструкциям. При проектировании трубопроводов на вечномерзлых, просадочных, обводненных и илистых грунтах, на заболоченных территориях следует, предусматривать наземную прокладку труб, а при необходимости - специальные мероприятия по укреплению грунтов основания. 5.4.3.7 При проектировании трубопровода наземной прокладки на нескальном основании по его длине следует предусматривать устройство компенсаторов, в том числе у водоприемников и зданий ГЭС, обеспечивающих независимые осадки участков трубопровода и их температурные деформации. 5.4.3.8 Выбор конструкции трубопровода (размеров, армирования, материалов и т.п.) должен быть обоснован расчетом. В необходимых случаях следует выполнять расчеты льдообразования на внутренней поверхности трубопровода. Во всех случаях, когда толщина льда, определяемая расчетом, превышает допустимую по условиям эксплуатации, следует предусматривать утепление трубопровода. 5.4.3.9 При проектировании трубопроводов следует предусматривать защиту металлических элементов от коррозии. 5.4.3.10 Во входных оголовках следует предусматривать устройства для предварительного наполнения трубопровода водой, а также для впуска и выпуска воздуха. 5.4.4 Гидротехнические туннели5.4.4.1 Выбор трассы и типа туннеля (напорного или безнапорного), а также конструкции крепления и формы поперечного сечения следует выполнять на основе технико-экономического сравнения вариантов с учетом: общей компоновки гидроузла; глубины заложения от расчетной поверхности земли и величины напора; инженерно-геологических и геокриологических условий; гидравлического режима туннеля; условий производства работ; влияния соседних подземных и наземных сооружений гидроузла. 5.4.4.2 Трассу проектируемого туннеля следует, как правило, выбирать прямолинейной, наименьшей длины. Непрямолинейная трасса туннеля допускается в особо сложных топографических, инженерно-геологических или гидрогеологических условиях (тектоника, карсты, оползни), а также в сложных условиях строительства или по санитарным требованиям. [4] 5.4.5 Бассейны суточного регулирования5.4.5.1 Бассейны суточного регулирования деривационных ГЭС надлежит предусматривать при отсутствии достаточных регулирующих емкостей в верхнем бьефе плотин и в деривационных водоводах, если это обосновано технико-экономическими расчетами. 5.4.5.2 Бассейн суточного регулирования надлежит располагать на трассе деривации или на ответвлении от нее возможно ближе к водозабору ГЭС, используя по возможности долины рек и естественные котловины и учитывая при этом условия фильтрации из бассейнов и возможность занесения их наносами. 5.4.5.3 При проектировании бассейнов суточного регулирования ГЭС с пиковым режимом работы, а также верхних бассейнов ГАЭС надлежит учитывать влияние резкого колебания уровня воды и намерзающего на откосах льда на устойчивость ограждающих земляных сооружений, прочность и устойчивость их облицовок. 5.4.5.4 При проектировании бассейна необходимо предусматривать: - сброс избыточной воды, а также плавающих предметов, сора, льда и шуги; - удаление отложившихся в бассейне наносов. 5.4.5.5 При установлении максимальных отметок в бассейнах следует учитывать волну подпора, образующуюся при сбросах нагрузки ГЭС и ГАЭС. Минимальный эксплуатационный уровень воды в бассейне надлежит определять с учетом волн излива при неустановившемся режиме при включении наибольшей возможной по условиям эксплуатации нагрузки ГЭС и ГАЭС. 5.4.5.6 При расположении бассейнов на нескальных основаниях (особенно на просадочных грунтах) надлежит предусматривать мероприятия по предотвращению неравномерных осадок, оползневых явлений, которые могут возникнуть вследствие фильтрации воды из бассейна. 5.4.6 Уравнительные резервуары5.4.6.1 Необходимость устройства уравнительного резервуара, в том числе на отводящей напорной деривации, должна быть обоснована расчетами гидравлического удара и анализом условий работы агрегатов. 5.4.6.2 Гидравлический расчет переходных режимов в уравнительном резервуаре должен быть произведен на выключение (сброс) и включение (наброс) нагрузки. Наибольшее повышение уровня воды в уравнительном резервуаре необходимо определять при полном сбросе нагрузки всех агрегатов ГЭС. При этом уровень воды в верхнем бьефе следует принимать наивысшим, а потери напора - наименьшими из возможных. Наибольшее понижение уровня воды в уравнительном резервуаре необходимо определять при наибольшем по условиям эксплуатации увеличении нагрузки. При этом уровень воды в верхнем бьефе надлежит принимать наинизшим, а потери напора - наибольшими из возможных. 5.4.7 Деривационные каналы5.4.7.1 Выбор трассы, параметров, типа канала должен быть обоснован сопоставлением вариантов с учетом пропускной способности, объемов работ, потерь воды и напора, обеспечения безопасности, затрат на его эксплуатацию, требований охраны окружающей природной среды. 5.4.7.2 Каналы следует располагать в выемке или в полувыемке - полунасыпи. Трассирование каналов в насыпи допускается только на отдельных участках при специальном обосновании. 5.4.7.3 Для каналов следует предусматривать мероприятия по защите от подтопления и заболачивания территории вдоль трассы. 5.4.7.4 При проектировании каналов в сложных условиях (в просадочных, пучинистых, набухающих грунтах и в грунтах, содержащих легко и среднерастворимые соли, на оползневых склонах, а также в местах возможного пересечения трассы канала селевым потоком) следует учитывать возможные изменения характеристик грунтов в процессе эксплуатации и в случае необходимости предусматривать специальные конструктивные и технологические мероприятия. 5.4.7.5 Скорости воды в каналах следует назначать на основе расчетов или экспериментальных исследований, как правило, по условию незаиляемости и неразмываемости их русла, с учетом переменного расхода воды, необходимости предотвращения ледовых и шуговых заторов и зажоров, забивки мусором и увеличения шероховатости дна и откосов вследствие зарастания водной растительностью и обрастания ракушкой. 5.4.7.6 Для защиты дна и откосов каналов от размыва и механического повреждения, а также уменьшения потерь на фильтрацию следует предусматривать устройство крепления и противофильтрационных элементов. 5.4.7.7 При проектировании каналов следует рассматривать необходимость разделения каналов по длине на отдельные отсеки с устройством аварийно-ремонтных затворов и водосбросных сооружений для опорожнения отсеков. Длину отсека необходимо назначать с учетом природных условий и эксплуатационных требований. 5.4.7.8 В необходимых случаях следует учитывать возможность образования шуги и ледяного покрова на всей длине канала или его отдельных участках и рассматривать условия пропуска зимних расходов, обеспечивая при этом оптимальные условия эксплуатации на период ледостава и вскрытия ледяного покрова. Ледоход по каналам, как правило, не допускается. В необходимых случаях следует предусматривать мероприятия по предотвращению завалов каналов снегом. 5.4.7.9 Вдоль каналов следует предусматривать устройство служебных (автомобильных) дорог для контроля состояния канала и сооружений на нем, а также ограждений в районах населенных пунктов. [5] 5.4.8 Здания ГЭС5.4.8.1 Выбор типа здания ГЭС следует производить на основании сравнения технико-экономических показателей вариантов и с учетом: - обеспечения высокой эффективности работы станции, в том числе основного и вспомогательного оборудования; - обеспечения надежности работы и удобства постоянной и временной эксплуатации сооружений и оборудования; - величины напора на сооружения и выбранного технологического оборудования; - вида грунтов основания; - условий и методов производства строительно-монтажных и ремонтно-восстановительных работ. 5.4.8.2 Параметры здания станции определяются типом, количеством и габаритами основного и вспомогательного гидроэнергетического оборудования, электроэнергетических систем выдачи мощности, системой эксплуатации, обслуживания, а также водопропускных сооружений при их наличии. 5.4.8.3 Нормы и требования к зданиям ГЭС и ГАЭС излагаются в стандарте организации ОАО РАО «ЕЭС России» «Здания ГЭС и ГАЭС. Условия создания. Нормы и требования». 5.4.9 Водосбросные сооружения ГЭС5.4.9.1 Участие ГЭС в пропуске стока реки в период паводка определяется в проекте гидроузла, в состав которого входит ГЭС, и может быть осуществлено путем учета пропускной способности гидроагрегатов, работающих в этот период, а также устройством специальных водопропускных отверстий (устройств) в здании станции (совмещенные ГЭС). Учет пропускной способности гидроагрегатов в пропуске паводочных расходов должен быть обоснован при проектировании каждого конкретного гидроузла в зависимости от количества агрегатов ГЭС, условий ее работы в энергосистеме, вероятности аварийных ситуаций, а также фактического напора. 5.4.9.2 Для средне- и низконапорных гидроузлов при снижении напоров на агрегаты ниже допустимых по характеристикам турбин или по данным завода-изготовителя пропускную способность турбин в расчетах пропуска максимальных расходов воды не учитывают. 5.4.9.3 Нормы и требования к водопропускным сооружениям совмещенных ГЭС определяются стандартом организации ОАО РАО «ЕЭС России» «Гидротехнические сооружения ГЭС и ГАЭС. Условия создания. Нормы и требования». 5.4.10 Водоотводящие сооружения5.4.10.1 Тип водоотводящих сооружений от здания ГЭС определяется ее типом и расположением (открытые, подземные). Конструкция сопряжения водоотводящего сооружения ГЭС с нижним бьефом должна учитывать возможную деформацию русла ниже гидроузла и обеспечить защиту здания ГЭС и водоотводящих сооружений от размывов и возможных деформаций русла. 5.4.10.2 При проектировании водоотводящих сооружений ГЭС туннельного типа необходимо стремиться к обеспечению безнапорного гидравлического режима на всем протяжении туннеля. Необходимость принятия напорного режима и допущение переходных процессов, а также создание при этом дополнительных сооружений и устройств для обеспечения нормальной работы гидроагрегатов требует технического и экономического обоснования. 5.4.10.3 Щитовые отделения нижнего бьефа здания ГЭС оборудуются ремонтными затворами отсасывающих труб и обслуживающими механизмами. 5.4.10.4 При туннельных водоотводящих сооружениях должны быть предусмотрены средства и возможности для их осмотра и ремонта. 5.5 Оборудование ГЭС. Состав и общие требования5.5.1 В состав оборудования ГЭС входят: - энергетическое оборудование - гидроагрегат в составе турбины и генератора (для ГАЭС обратимые насос-турбина и двигатель-генератор); - электротехническое оборудование; - механическое и грузоподъемное оборудование; - вспомогательное оборудование; - средства автоматизации, управления и связи; - средства эксплуатации и ремонта, мастерские и лаборатории, необходимые для обслуживания оборудования и сооружений; - системы жизнеобеспечения объекта. 5.5.2 Функциональное назначение, параметры и размещение оборудования для всех сооружений ГЭС должны быть определены в проекте. Компоновка оборудования на всех сооружениях ГЭС должна разрабатываться с учетом требований: - надежной и экономичной работы технологического оборудования; - удобства эксплуатационного обслуживания оборудования и сооружений, зданий и территорий; - механизации ремонтных работ, удобного доступа к оборудованию для обеспечения его монтажа, демонтажа и транспортировки; - выполнения санитарно-технических требований; - предотвращения недопустимого воздействия на человека и окружающую среду; - транспортных и технологических коммуникаций; - пожарной безопасности; - выполнения требований по обеспечению эвакуации персонала в аварийных условиях; - требований по промышленной эстетике и архитектуре. 5.5.3 Гидроагрегат, его вспомогательные системы и оборудование, система автоматического управления гидроагрегатом должны обеспечивать надежную работу ГЭС во всех режимах без вмешательства дежурного персонала. 5.5.31 Гидроагрегаты должны быть оснащены регистрирующими приборами контроля их состояния. По каждому каналу измерения контролируемых показателей должны быть выбраны уставки предупредительной и аварийной сигнализации. Пункт 5.5.31 (Введен дополнительно. Изм. от 01.01.2010 г.). 5.5.4 Электротехническое оборудование должно иметь параметры и характеристики, обеспечивающие выдачу электроэнергии в энергосистему во всех нормальных и экстремальных режимах, предусмотренных проектом. 5.5.5 Параметры, характеризующие надежность гидроагрегата, а также и другого оборудования, (количество пусков в год, средний срок службы, средний ресурс между капитальными ремонтами, средняя наработка на отказ, коэффициент готовности и др.) должны задаваться величинами не менее достигнутых на момент ввода гидроагрегата в работу. 5.5.6 Выбор числа и единичной мощности гидроагрегатов ГЭС производится на основе технико-экономического сравнения вариантов с учетом общих энергетических параметров ГЭС (максимальный, расчетный, минимальный напоры, суммарная мощность ГЭС). В расчетах необходимо учитывать влияние величины мощности гидроагрегата на стоимость оборудования, стоимость строительной части, эксплуатационные затраты и водно-энергетические характеристики ГЭС, обеспечение необходимых режимов работы ГЭС в энергосистеме и, в случае необходимости, на изолированную нагрузку. 5.5.7 При равных технико-экономических показателях следует принимать наибольшую технически возможную мощность агрегата с учетом оценки следующих факторов: - характеристики энергосистемы и ее требований к режимам работы ГЭС, в том числе к участию в покрытии пиков графика нагрузки, условиям аварийного отключения гидроагрегата и пропуска санитарного расхода; - требований по режимам уровней воды в нижнем бьефе; - наименьшего отрицательного влияния на окружающую среду; - технических возможностей транспортировки и монтажа оборудования; - типа здания ГЭС и конструкции водоподводящих устройств; - необходимости и возможности создания предтурбинных затворов. 5.5.8 Для ГЭС, на которых предполагается работа гидроагрегатов в широком диапазоне рабочих напоров, или на которых предполагается достаточно длительная работа при пониженных пусковых напорах, выбор типа оборудования должен производиться с рассмотрением различных вариантов: комплексное использование временных рабочих колес и временных гидрогенераторов; использование временных гидрогенераторов, устанавливаемых на фундамент штатного гидрогенератора; использование асинхронизированных гидрогенераторов и др. решения. 5.5.9 Электропитание потребителей собственных нужд особой группы ответственности (по требованиям безопасности) должно обеспечиваться надежностью станционной системы питания собственных нужд ГЭС и наличием дополнительного автономного (децентрализованного) резервного источника электропитания, автоматически вводимого в действие при потере питания от общей системы собственных нужд. В качестве таких источников могут быть применены воздушные и кабельные линии от внешних независимых источников, аккумуляторы, генераторы с ДВС, гидроагрегаты малой мощности и иные источники, отвечающие требованию их гарантированного запуска в аварийных условиях. 5.5.10 На гидроэлектростанциях должна быть реализована система мониторинга основного оборудования (гидротурбин, гидрогенераторов, силовых трансформаторов, автотрансформаторов), позволяющая фиксировать и сохранять параметры контролируемых показателей. Пункты 5.5.9, 5.5.10 (Введены дополнительно. Изм. от 01.01.2010 г.). 5.6 Энергетическое оборудованиеЭнергетическое оборудование включает гидротурбину, гидрогенератор и их вспомогательное оборудование. 5.6.1 Гидротурбина5.6.1.1 Выбор системы, мощности и типоразмера гидротурбины и модификации рабочего колеса должен производиться на основе стандартов на гидравлические турбины. Для гидротурбин, не вошедших в стандарты, а также для вновь разрабатываемых модификаций следует использовать универсальные или эксплуатационные характеристики, подтвержденные заводом-изготовителем оборудования. 5.6.1.2 Систему гидротурбин рекомендуется выбирать по максимальному напору с учетом заданных режимов работы и диапазона изменения напора на ГЭС, руководствуясь данными, приведенными в таблице 3. В случае если эффективная работа ГЭС в заданном диапазоне используемых напоров может быть обеспечена гидротурбинами нескольких систем, окончательный выбор должен производиться на основе технико-экономического сопоставления вариантов. Таблица 3
5.6.1.3 Основными расчетными параметрами гидротурбин при заданных максимальном, расчетном по мощности и средневзвешенном по выработке напорах и мощности, подлежащими определению в проекте ГЭС, являются: - номинальный диаметр рабочего колеса; - диаметр расположения осей лопаток направляющего аппарата для гидротурбин вертикального исполнения; - номинальная частота вращения; - угонная частота вращения; - коэффициент полезного действия максимальный; - коэффициент полезного действия в расчетной точке; - требуемая высота отсасывания. 5.6.1.4 В составе проекта гидротурбины должны быть представлены системы управления и регулирования, а также вспомогательное оборудование, обеспечивающее выполнение всех возлагаемых на ГЭС функций. 5.6.1.5 Требования к гидротурбине, объем и характеристики систем и вспомогательного оборудования, поставляемого комплектно с гидротурбиной, определяется нормами и требованиями стандарта организации ОАО РАО «ЕЭС России» «Гидротурбинные установки. Условия поставки. Нормы и требования». 5.6.1.6 При выбранной номинальной мощности гидроагрегата и заданных характеристиках гидрогенератора гидротурбина при напорах выше расчетного рассчитывается на мощность, обеспечивающую работу синхронной машины с активной мощностью, равной ее полной номинальной мощности. 5.6.1.7 Необходимость установки предтурбинных затворов перед входом в спиральную камеру гидротурбины определяется в проекте в зависимости от: принятой системы подвода воды к турбине; необходимости проведения ремонтных работ в проточной части турбины под их защитой; защиты гидроагрегата от разгона; защиты направляющего аппарата высоконапорных турбин от щелевой кавитации; перевода гидроагрегата в режим синхронного компенсатора и других факторов. 5.6.1.8 Схема управления и система электроснабжения аварийных (аварийно-ремонтных) затворов гидротурбин должны обеспечивать их автоматическое закрытие при возникновении нештатных ситуаций; помимо автоматического закрытия действием противоаварийных защит должна быть предусмотрена возможность дистанционного закрытия затворов с агрегатного щита, центрального пульта управления ГЭС, со щита управления затвором на гребне плотины и вручную. Пункт 5.6.1.8 (Введен дополнительно. Изм. от 01.01.2010 г.). 5.6.2 Гидрогенератор5.6.2.1 В качестве гидрогенераторов, как правило, применяются синхронные явнополюсные электрические машины. Для ГЭС с постоянным колебанием напора в пределах 10 - 15 % от номинального также следует рассматривать целесообразность применения асинхронизированных электрических машин. 5.6.2.2 Номинальная мощность и тип конструктивного исполнения гидрогенератора принимается исходя из типа и параметров гидротурбины. 5.6.2.3 Применение генератора мощностью более номинальной для работы агрегата при напорах выше расчетного, в целях получения дополнительной выработки электроэнергии, подлежит обоснованию в каждом конкретном случае. 5.6.2.4 Тип конструктивного исполнения электрической машины (вертикальная с опорой подпятника на крышку турбины или на верхнюю крестовину гидрогенератора, горизонтальная, капсульный гидроагрегат) определяется совместно при разработке компоновки здания ГЭС на основании технико-экономического сопоставления с учетом следующих показателей: габариты и весовые характеристики гидроагрегата, действующий напор, коэффициент полезного действия, стоимостные характеристики строительной части станции и оборудования. 5.6.2.5 Рекомендуется для вертикальных гидроагрегатов с частотой вращения до 220 об/мин и диаметром рабочего колеса турбины свыше 4,5 м применять зонтичное исполнение с опорой подпятника на крышку турбины; для гидроагрегатов с частотой вращения более 200 об/мин применять подвесное исполнение с опорой подпятника на верхнюю крестовину. 5.6.2.6 В составе проекта гидрогенератора должна быть представлена система возбуждения и вспомогательное оборудование, обеспечивающие выполнение всех возлагаемых на ГЭС функций. Объем и характеристики систем и вспомогательного оборудования, поставляемого комплектно с гидрогенератором, определяются нормами и требованиями стандарта организации ОАО РАО «ЕЭС России» «Гидрогенераторы. Условия поставки. Нормы и требования». 5.7 Оборудование системы выдачи электроэнергии5.7.1 Параметры электротехнического оборудование и его количество определяются главной электрической схемой, представляемой в проекте. Выбор главной электрической схемы ГЭС и соответствующего для нее электротехнического оборудования производится на основании мощности и количества электрических машин на ГЭС и следующих данных: - количество линий на каждом повышенном напряжении, по которым выдается мощность ГЭС в энергосистему; - требования к связи распределительных устройств повышенных напряжений; - рекомендуемое распределение агрегатов по напряжениям; - графики активной и реактивной нагрузок по характерным периодам года на каждом напряжении и перетоки мощности между распределительными устройствами разных напряжений; - необходимость работы гидроагрегатов в режимах синхронного компенсатора; - требования к гидрогенераторам (генераторам-двигателям), определяемые условиями устойчивости параллельной работы в энергосистеме; - наибольшая мощность, потеря которой допустима при возникновении чрезвычайных ситуаций; - величины токов короткого замыкания от энергосистемы на шинах распределительных устройств повышенных напряжений для максимального и минимального режимов нагрузки энергосистемы. 5.7.2 Главная электрическая схема должна отвечать следующим требованиям: - отказ любого выключателя (в том числе и в период ремонта любого другого выключателя) не должен приводить к потере мощности, большей, чем это определено энергосистемой и приводить к выпадению двух линий транзита одного направления; - отключение присоединений в распределительных устройствах повышенного напряжения должно производиться: линий - не более чем двумя выключателями; электрических блоков - не более чем тремя выключателями; автотрансформаторов связи распределительных устройств повышенных напряжений до 500 кВ - не более чем четырьмя и 750 кВ - тремя выключателями; - ремонт любого выключателя распределительных устройств 110 кВ и выше должен быть возможен без отключения присоединения; - гидрогенераторы (генераторы-двигатели) должны присоединяться к повышающим трансформаторам генераторными выключателями, как правило, рассчитанными на отключение максимального тока короткого замыкания; допускается для укрупненных электрических блоков применение генераторных выключателей, обеспечивающих отключение только тока короткого замыкания от генератора. На ГАЭС для пуска агрегатов в насосный режим от пусковых тиристорных устройств, следует предусматривать два комплекта последних, и размещать их на одной отметке с генераторными выключателями. 5.7.3 Повышающие трансформаторы, автотрансформаторы связи, как правило, принимаются трехфазные. В случае невозможности изготовления трехфазных трансформаторов, автотрансформаторов необходимой мощности или транспортных ограничений применяются группы из двух трехфазных или группы из однофазных трансформаторов, автотрансформаторов. Мощностью повышающих трансформаторов определяется мощность электрического блока. 5.7.4 В главных электрических схемах электростанций применяются следующие типы электрических блоков: а) одиночный блок (генератор-трансформатор); б) укрупненный блок (несколько генераторов, подключенных к одному общему повышающему трансформатору или к одной группе однофазных трансформаторов); в) объединенный блок (несколько одиночных или укрупненных блоков, объединенные между собой без выключателей на стороне высшего напряжения повышающих трансформаторов). 5.7.5 Выбор типа электрического блока и мощности трансформатора определяется мощностью и количеством гидрогенераторов, компоновкой здания и размещением трансформаторов, связью трансформаторов с распределительными устройствами повышенного напряжения. 5.7.6 Выбор коммутационного, защитного, измерительного, ремонтного и другого электротехнического оборудования для всех напряжений выполняется в проекте. Электротехническое оборудование выдачи мощности напряжением 110 кВ и выше компонуется в распределительном устройстве повышенного напряжения, которое может выполняться в виде открытого распределительного устройства (ОРУ) или закрытого распределительного устройства (ЗРУ). ЗРУ повышенного напряжения размещается на территории ГЭС с учетом направлений линий выдачи мощности. 5.7.7 Для ГЭС, сооружаемых в сложных топографических и климатических условиях, для напряжений 110 кВ и выше рекомендуется применять комплектные распределительные устройства с элегазовой изоляцией (КРУЭ - 110 ... 500 кВ), а для силовых связей использовать высоковольтные кабели 110 кВ и выше с изоляцией из сшитого полиэтилена. 5.8 Общестанционное электротехническое оборудование5.8.1 Общестанционное электротехническое оборудование должно включать оборудование и средства, обеспечивающие: электроснабжение потребителей собственных нужд ГЭС, наружное и внутреннее освещение, телефонную связь и сигнализацию, систему управления технологическим процессом ГЭС. 5.8.2 Питание собственных нужд переменного тока должно обеспечиваться как минимум от двух независимых источников питания, в качестве которых должны использоваться обмотки генераторного напряжения повышающих трансформаторов и обмотки низшего напряжения автотрансформаторов связи распределительных устройств повышенного напряжения. Питание потребителей постоянного тока должно выполняться от аккумуляторных батарей. 5.8.3 Внутреннее освещение помещений, наружное освещение сооружений и территории ГЭС должно отвечать соответствующим нормам освещенности и требованиям по обеспечению надежности рабочего и аварийного освещения и освещения путей эвакуации. 5.8.4 Средства связи должны соответствовать структуре оперативно-диспетчерского и хозяйственного управления ГЭС и включать: средства внешней связи, средства внутриобъектной и местной связи, включая громкоговорящую поисковую связь, радиофикацию, пожарную и охранную сигнализацию. 5.8.5 ГЭС оснащаются автоматизированной системой управления технологическим процессом производства и выдачи электроэнергии (АСУ ТП). Малые ГЭС могут оснащаться системами автоматического управления (САУ ТП), т.е. выполнять функции производства и выдачи электроэнергии без участия персонала станции по сигналам с диспетчерского пункт энергосистемы или по состоянию режима водотока по сигналам соответствующих датчиков. 5.8.6 АСУ ТП и САУ ТП должны выполняться структурно в виде централизованной двухуровневой распределенной системы. 5.8.7 Разработка проектов указанных систем выполняется в соответствии с требованиями Стандартов организации ОАО «РАО ЕЭС России»: «Системы питания собственных нужд ГЭС. Условия создания. Нормы и требования», «Автоматизированные системы управления технологическими процессами ГЭС и ГАЭС. Условия создания. Нормы и требования». 5.9 Механическое оборудованиеВ состав механического оборудования входят: - затворы водопропускных отверстий всех типов и назначений с закладными частями (кроме дисковых предтурбинных затворов); - сороудерживающие решетки; - грузоподъемное и транспортное оборудование; - защитные металлоконструкции. 5.9.1 Механическое оборудование ГЭС, кроме грузоподъемного и транспортного, является нестандартизированным и изготавливается по индивидуальным проектам, утвержденным в установленном порядке. 5.9.2 Состав, размещение, типы, параметры, технологические функции и режим эксплуатации механического оборудования в целом и каждого его вида задаются в проекте ГЭС и определяются типом станции, составом и компоновкой ее сооружений, параметрами и количеством основного оборудования, режимом эксплуатации оборудования. 5.9.3 Условия работы каждого вида механического оборудования определяется, помимо исполняемых технологических функций, компоновкой сооружений станции, размещением оборудования в сооружениях, температурно-климатическими условиями района размещения станции. 5.9.4 Расчетные нормы, применяемые при проектировании механического оборудования ГЭС, не зависят от класса объекта, для которого предназначается проектируемое оборудование. 5.9.5 Состав, параметры, условия и режим эксплуатации механического оборудования разрабатываются на период постоянной эксплуатации станции с учетом этапности возведения сооружений, строительного периода и временной эксплуатации объекта. 5.9.6 Требования по составу, компоновке, конструкции, управлению механическим оборудованием ГЭС изложены в Стандарте организации ОАО РАО «ЕЭС России» «Механическое оборудование гидротехнических сооружений ГЭС. Условия создания. Нормы и требования». 5.10 Технические системыТехнические системы разрабатываются в проекте ГЭС в соответствии с требованиями Стандарта организации ОАО РАО «ЕЭС России» «Технические системы гидроэлектростанций. Условия создания. Нормы и требования». 5.10.1 Система откачки воды из проточной части гидротурбин, водосбросов и дренажных водСистема предназначена для удаления воды и поддержания в осушенном состоянии напорных водоводов, спиральных камер, отсасывающих труб и водосбросных трактов в здании ГЭС с целью их осмотров и проведения ремонтных работ. 5.10.2 Техническое водоснабжениеСистема технического водоснабжения должна обеспечивать надежную подачу очищенной воды к потребителю для поддержания заданного температурного режима и смазки оборудования ГЭС во всех стационарных и переходных режимах гидроагрегата, включая насосный режим и режим синхронного компенсатора. 5.10.3 Пневматическое хозяйствоСистема воздушного хозяйства должна обеспечивать надежное снабжение сжатым воздухом требуемых параметров (давление, расход, влагосодержание), необходимого для оборудования во всех стационарных и переходных режимах. 5.10.4 Масляное хозяйствоСистема масляного хозяйства предназначена для обеспечения маслонаполненного оборудования ГЭС комплексом операций, связанных с приемом, хранением, обработкой, распределением и сбором масел, а также консистентных смазок различных марок. 5.11 Противопожарные системы5.11.1 В проекте ГЭС в соответствии с нормативными требованиями должны быть определены категории помещений сооружений и зданий по взрывопожарной опасности, а также разработаны мероприятия по оснащению помещений и оборудования средствами автоматической пожарной сигнализации и средствами автоматического пожаротушения. 5.11.2 Система противопожарного водоснабжения на ГЭС должна быть самостоятельной. Выполнение наружной и внутренней систем противопожарного водоснабжения определяется проектом. 5.11.3 Оснащение помещений средствами пожарной сигнализации должно обеспечивать выдачу сигнала о пожаре с указанием конкретного помещения на центральный пункт управления. 5.11.4 Оборудование, оснащаемое средствами автоматического пожаротушением, должно иметь датчики обнаружения возгорания, от которых должны выдаваться сигнал на открытие запорно-пусковых органов подачи воды, о срабатывании системы пожаротушения на центральный пункт управления и другие необходимые по технологии тушения пожара сигналы. 5.12 Инженерные системыИнженерные системы хозяйственного и питьевого водоснабжения, канализации, отопления, вентиляции и кондиционирования разрабатываются в проекте ГЭС для всех зданий и сооружений в соответствии с действующими санитарно-гигиеническими нормами для обеспечения необходимых условий в служебных помещениях объекта. 5.13 Службы эксплуатации и ремонта5.13.1 В проекте организации эксплуатации ГЭС должны быть определены: - организационная структура управления; - численность промышленно-производственного персонала и примерное штатное расписание; - номенклатура и площади производственных, служебных, бытовых и вспомогательных помещений; - оснащение лабораторий, мастерских, технологических групп и участков, служебных помещений; - организация технического обслуживания и ремонта оборудования, технологических систем, зданий, сооружений. Проект разрабатывается на период постоянной эксплуатации гидроузла. 5.13.2 Проектом организации эксплуатации учитывается расположение электростанции в энергосистеме, наличие ремонтных предприятий, система управления энергетическим предприятием. 5.13.3 Номенклатура и площади помещений зданий ГЭС назначаются в соответствии с принятой организацией технического обслуживания и ремонта, организационной структурой управления и численностью промышленно - производственного персонала. 5.13.4 При проектировании служебных и вспомогательных производственных помещений должны обеспечиваться условия для нормального и эффективного функционирования систем управления предприятием, рациональное размещение производственных помещений и служб, а также создание благоприятных условий труда для эксплуатационного персонала. 5.13.5 Производственные помещения, а также лаборатории, столовую (буфет), здравпункт, кабинеты технической учебы, архивы, бытовые помещения рекомендуется размещать в служебно-производственном корпусе. Служебно-производственный корпус, как правило, располагается в отдельном здании. 5.13.6 Помещения центрального пункта управления (ЦПУ) ГЭС размещаются в служебно-производственном корпусе; при обосновании допускается размещать ЦПУ в здании электростанции. В подземных зданиях электростанций расположение ЦПУ решается в каждом конкретном случае с учетом специфических условий компоновки подземного здания. При выборе расположения ЦПУ рекомендуется стремиться к сокращению кабельных коммуникаций. Место расположения ЦПУ принимается с учетом готовности его к пуску первого агрегата. 5.13.7 Помещения структурных подразделений, ответственных за эксплуатацию оборудования и технических систем, размещаются в служебно-производственном корпусе и в здании ГЭС, как правило, на отметке машинного зала. Механические мастерские размещаются в районе монтажной площадки. Столярная мастерская, колерная, склад стройматериалов и металлопроката, гараж, авторемонтная мастерская и т.п. размещаются на хозяйственном дворе. 5.13.8 При компоновке служебных и производственных помещений целесообразно стремиться к сокращению пути персонала между указанными помещениями и оборудованием электростанции. 6 Требования по обеспечению работоспособности и безопасной эксплуатации ГЭС в чрезвычайных ситуациях6.1 Общие положения6.1.1 К чрезвычайным ситуациям (ЧС) в работе ГЭС следует отнести: - пропуск паводка малой вероятности превышения через гидроузел, в составе которого находится ГЭС; - ветровые явления ураганной силы с образованием нагонных и ветровых волн в водохранилище гидроузла, воздействующих на водозаборные сооружения ГЭС и верхние строения её сооружений; - экстремально низкие температуры воздуха при длительном их стоянии с ледовыми осложнениями на водозаборных сооружениях; - сейсмические явления; - чрезвычайные условия техногенного характера, связанные с пожаром, нарушением прочности и разрушением технологического оборудования, разрушением напорного фронта в результате нарушения условий и требований эксплуатации оборудования и сооружений (в т.ч. вызванные террористическими актами). 6.1.2 ГЭС и гидротехнические сооружения 1-го и 2-го классов в обязательном порядке должны быть оснащены структурированными системами мониторинга и управления инженерными системами и системами мониторинга состояния сооружений (СМИС), как неотъемлемым элементом автоматизированных систем управления объектом. СМИС должны создаваться в целях обеспечения гарантированной устойчивости функционирования системы процессов жизнеобеспечения на контролируемых объектах и выступать как средство информационной поддержки принятия решения по предупреждению и ликвидации ЧС в условиях действия дестабилизирующих факторов. 6.1.3 В соответствии с действующим законодательством гидротехнические сооружения, повреждения которых могут привести к возникновению чрезвычайных ситуаций, на всех стадиях их создания и эксплуатации подлежат декларированию безопасности. Декларация безопасности является обязательной частью проекта, она подлежит утверждению в органах надзора за безопасностью гидротехнических сооружений при согласовании проекта. В проектах гидротехнических сооружений для локализации и ликвидации их возможных аварий должны предусматриваться технические решения по использованию: - в строительный и эксплуатационный периоды карьеров и резервов грунтов; - производственных объектов, транспорта и оборудования базы строительства; - мостов и подъездных путей в районе и на территории объекта; - автономных или резервных источников электроэнергии и линий электропередачи; - других противоаварийных средств оперативного действия. 6.1.4 При проектировании гидротехнических сооружений должны быть разработаны критерии безопасности сооружений и предусмотрены конструктивно-технологические решения по предотвращению развития возможных опасных повреждений и аварийных ситуаций, которые могут возникнуть в периоды строительства и эксплуатации. 6.1.5 В проектах гидротехнических сооружений должны выполняться расчеты по оценке возможных материальных и социальных ущербов от потенциальной аварии сооружения с нарушением напорного фронта. Надлежит также предусматривать мероприятия по снижению негативных воздействий возможных аварий сооружений на окружающую среду. 6.1.6 В проектах водоподпорных гидротехнических сооружений следует предусматривать локальные системы оповещения персонала и населения, проживающего в долине реки в нижнем бьефе гидротехнического сооружения, об угрозе прорыва напорного фронта. 6.2 Требования по обеспечению безопасности ГЭС при действии различных дестабилизирующих факторов6.2.1 Пропуск паводков малой вероятности превышения, ветровые воздействия, низкие температурыДля ГЭС совмещенного типа, в составе сооружений которых имеются водосбросные сооружения, используемые в пропуске паводков через гидроузел, в период эксплуатации ГЭС должны соблюдаться следующие требования: - водопропускные сооружения и их оборудование должны поддерживаться в работоспособном состоянии; - при длительном не использовании этих сооружений при пропуске паводков должен периодически, не реже чем раз в два года, проводиться пробный запуск этих сооружений в работу. [5] На ГЭС, агрегаты которых в соответствии с утвержденным проектом участвуют в пропуске паводка через гидроузел, к наступлению паводка расчетное число агрегатов, участвующих в пропуске паводка, должно находиться в работоспособном состоянии (с необходимым гарантийным запасом при неполном участии агрегатов в пропуске паводка). Все напорные сооружения ГЭС, включая водоприемное устройство должны быть запроектированы и построены с превышением отметок верхней части сооружений над форсированным уровнем водохранилища (верхнего бьефа водозаборного узла), при пропуске паводков низкой обеспеченности, а также ветрового нагона и волнового воздействия в водохранилище при ураганных ветрах расчетной обеспеченности, с нормативным запасом над определенным максимальным уровнем воздействия не менее 0,5 м. Все механическое оборудование водоприемных устройств ГЭС и водопропускных сооружений, входящих в состав ГЭС должно быть рассчитано и изготовлено с учетом нагрузок от воздействия воды верхнего бьефа при форсированном уровне. Водозаборные и водоприемные сооружения ГЭС должны иметь конструкцию или систему оборудования и устройств, позволяющих предотвратить ледовые затруднения при низких температурах воздуха. Такими мерами могут быть: - водозаборы, заглубленные ниже уровня зимней сработки водохранилища; - поверхностные водозаборы, оборудованные системами поддержания майны перед ними и системами обогрева оборудования, находящегося в поверхностном потоке. [5] 6.2.2 Учет сейсмических воздействийПредотвращение повреждений сооружений и оборудования ГЭС при сейсмических воздействиях должно быть обеспечено учетом сейсмических нагрузок, возможных в районе размещения объекта, в проекте объекта в соответствии с нормативами учета этих нагрузок для различных классов и параметров объекта. 6.2.3.1 Требования предотвращения чрезвычайных ситуаций техногенного характера(Измененная редакция. Изм. от 01.01.2010 г.). Основными требованиями предотвращения чрезвычайных ситуаций техногенного характера являются: - строгое выполнение инструкций и правил эксплуатации сооружений, технологического оборудования, технологических и инженерных систем объекта, правил эксплуатации водохранилищ; - поддержание оборудования в работоспособном состоянии, путем своевременного проведения ремонтных и восстановительных работ; - использования квалифицированного персонала, прошедшего необходимую подготовку в области должностного круга обязанностей; - наличие должностных инструкций эксплуатационного персонала с отражением в них требований по действию персонала при ожидании и наступлении чрезвычайных ситуаций, выполнение тренировочных занятий по действию персонала в условиях чрезвычайных ситуаций; - создание зоны ограниченного доступа на территорию объекта посторонних лиц. 6.2.3.2 Основные технологические помещения ГЭС и ГАЭС I и II классов (машинный зал, электропомещения, пункты размещения технических устройств автоматизированных систем управления и защит, площадка трансформаторов, ОРУ, ЗРУ, КРУЭ и другие) должны быть оборудованы системой видеонаблюдения с выводом информации на центральный пульт управления и с архивированием записей. 6.2.3.3 В составе АСУ ТП ГЭС должна быть предусмотрена подсистема регистрации и архивирования параметров безопасности и состояний исполнительных механизмов защит («черный ящик»). Конструктивное исполнение и размещение регистратора должно предусматривать его функционирование и сохранность в условиях катастрофических аварий. 6.2.3.4 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 системы защит (п. 6.2.3.3). Функциональные требования к системе блокировки следует принимать в соответствии с СТО 17330282.27.140.010-2008. Пункты 6.2.3.2 - 6.2.3.4 (Введены дополнительно. Изм. от 01.01.2010 г.). 7 Требования по обеспечению экологической безопасности при эксплуатации ГЭС7.1 В проект охраны окружающей среды при эксплуатации ГЭС включается полный перечень возможных воздействий технологического оборудования и систем проектируемой станции, классифицированных по характеру воздействия на окружающую среду и способу его исключения или ограничения. 7.2 Проектные решения по охране окружающей среды разрабатываются с учетом оценки воздействия технологического оборудования на окружающую среду района размещения гидроузла. В проекте электростанции приводятся величины предельно допустимых сбросов (ПДС) масла и других загрязняющих веществ исходя из установленных для водного объекта предельно допустимых концентраций (ПДК). 7.3 При разработке проекта систем организованного приема загрязненного стока и очистных сооружений рассматриваются: - возможность уменьшения количества загрязненных производственных сточных вод за счет применения в проекте электростанции совершенного оборудования и рациональных схемных решений; - применение оборотных систем водоснабжения, повторного использования отработанных вод; - возможность использования существующих или проектируемых очистных сооружений промышленных предприятий и населенных пунктов или строительства общих сооружений для ряда пользователей; - использование продуктов очистки внутристанционных и технологических циклов с утилизацией масла, химреагентов и других загрязняющих веществ. 7.4 В составе очистных сооружений замасленных стоков предусматриваются отстойники, фильтры, насосное оборудование для промывки фильтров, откачки загрязненного масла с последующим его использованием или утилизацией и перекачкой (выпуском) очищенного стока в нижний бьеф. Отстойники принимаются с числом секций не менее двух. Конструкция отстойника предусматривает улавливание и аккумуляцию залповых выбросов масла при авариях (пожаре), отвод всплывающих нефтепродуктов в отдельную емкость с выпуском отстоенных (осветленных) сточных вод на фильтры. Фильтры применяются заводского изготовления двух ступеней (грубой и тонкой очистки) с доведением конечного содержания нефтепродуктов в очищенной воде до 0,05 мг/л согласно требованиям санитарных норм для выпуска в водоем рыбохозяйственного значения. 7.5 Очистные сооружения замасленных стоков в зависимости от компоновки технологического оборудования могут размещаться в бетонных сооружениях здания электростанций или на прилегающей территории. Сооружения очистки рекомендуется компоновать в одном помещении (блоке) для всего гидроузла на отметках, позволяющих принимать стоки самотеком. Очистные сооружения оснащаются необходимыми средствами измерения и химического контроля. 7.6 Локальная организация мероприятий по сбору и удалению масла предусматривается в местах установки маслонаполненного оборудования и на площадках его ремонта путем устройства бортов, поддонов и сливных баков. 7.7 Производственные сточные воды, образующиеся на территории открытого маслосклада от мойки полов, которые могут быть загрязнены маслопродуктами, а также от вспомогательных производств, обеспечивающих эксплуатацию и ремонт основного оборудования, могут приниматься в систему канализации с сооружениями для биологической очистки с выполнением требований допустимых концентраций по нефтепродуктам. 8 Нормы и требования к производству строительных работ и монтажу оборудования8.1 Типовые нормы и требования по производству строительных работ при возведении гидротехнических сооружений, в том числе являющихся сооружениями ГЭС и ГАЭС, изложены в Стандарте организации ОАО РАО «ЕЭС России» «Гидротехнические сооружения ГЭС и ГАЭС. Условия создания. Нормы и требования». Особенности объекта, площадки строительства, производства работ по конкретному сооружению должны быть учтены в проекте объекта. В процессе строительства, реконструкции объекта в целях проверки соответствия выполняемых работ утвержденной проектной документации, результатам инженерных изысканий, требованиям технических регламентов, требованиям плана земельного участка, на котором производится строительство, должен быть установлен строительный контроль, осуществляемый строительной организацией, ведущей строительство, заказчиком или застройщиком, организацией разработавшей проектную документацию, органами государственного надзора. 8.2 Монтаж технологического оборудования должен осуществляться с полным соблюдением требований по его монтажу (включая перемещение, укрупнительную сборку, последовательность выполнения операций, промежуточный и послемонтажный контроль), изложенных в техническом паспорте, сопровождающем каждый вид поставляемого оборудования. Технический паспорт на каждый вид поставляемого оборудования должен быть затребован при осуществлении закупки. 9 Подтверждение соответствия9.1 Проектирование, инженерные изыскания, строительство, производство материалов и конструкций, изготовление оборудования, монтаж, наладка при создании гидротехнических объектов может осуществляться организациями, которые соответствуют требованиям законодательства Российской Федерации, предъявляемым к этим организациям при осуществлении выполняемой ими деятельности. 9.2 Подтверждение соответствия при создании ГЭС установленным требованиям осуществляется на каждом этапе создания продукции - разработки проекта, строительства объекта, изготовления оборудования и его приемки, сдаче объекта в эксплуатацию. 9.2.1 На этапе разработки проекта: - независимой экспертизой проекта объекта, осуществляемой Государственной экспертизой, органами осуществляющими контроль промышленной и экологической безопасности, органом по чрезвычайным ситуациям; - анализом и проверкой конструкторской и строительной документации на соответствие техническому заданию на разработку и установленным требованиям на каждый вид оборудования и сооружения. 9.2.2 На этапе строительства объекта службами контроля качества, создаваемыми Заказчиком, и службами контроля качества подрядчиков: - качество подготовки основания сооружений и его соответствие требованиям проекта; - качество поступающих на строительство материалов; - качество выполнения всех видов строительных и монтажных работ по каждому элементу и этапу их выполнения; - оценка качества объекта или его очереди, законченных строительством перед сдачей его в эксплуатацию. 9.2.3 Службами контроля предприятия на этапе изготовления оборудования и его приемки: - выполнение в полном объеме контроля материалов и технологии изготовления оборудования на каждом этапе в соответствии с технологическими требованиями предприятия - изготовителя; - контроль соответствия изготовленной продукции установленными требованиями предприятия - изготовителя с ведением соответствующей документации. Заказчиком, совместно с заводом-изготовителем - контроль и испытания смонтированного оборудования, регламентированные техническими требованиями. 9.3 При сдаче объекта в эксплуатацию приемными комиссиями осуществляется комплексная оценка соответствия объекта, сдаваемого в эксплуатацию, установленным техническим, экологическим требованиям и требованиям безопасности. 10 Требования при вводе объекта в эксплуатацию10.1 Законченные строительством гидроэлектростанции или их пусковые комплексы должны быть введены в эксплуатацию в порядке, установленном Федеральным Законом РФ от 29.12.2004 № 190-ФЗ «Градостроительный кодекс Российской федерации». Это требование распространяется также на ввод в эксплуатацию гидроэлектростанций после расширения, реконструкции и капитального ремонта. 10.2 Приемка объекта от подрядчика осуществляется после завершения всех строительных, монтажных и пусконаладочных работ до начала эксплуатации объекта или надлежащим образом выделенной его очереди. 10.3 Приемка осуществляется приемочной комиссией, создаваемой заказчиком. 10.4 В состав приемочной комиссии включаются по согласованию представители заказчика, органов исполнительной власти или самоуправления, подрядчиков, проектной организации, эксплуатирующей организации, федеральных (региональных, муниципальных) органов, специально уполномоченных в области безопасности гидротехнических сооружений, промышленной безопасности, охраны окружающей среды, пожарной безопасности, охраны труда, землепользования водных ресурсов и других органов государственного надзора, которым подконтролен сдаваемый объект. 10.5 При приемке должно быть установлено соответствие вводимого объекта: - техническим регламентам; - проекту, прошедшему государственную экспертизу; - стандартам; - техническим условиям на выполнение отдельных видов работ; - требованиям органов государственного надзора по безопасности гидротехнических сооружений, промышленной безопасности, охраны труда и пожарной безопасности; - условиям и критериям безопасности, изложенным в декларации безопасности гидротехнических сооружений в составе технического проекта; - качество выполнения скрытых работ; - требованиям к результатам испытаний оборудования и сооружений; - готовности объектов к эксплуатации, включая выполнение мероприятий по обеспечению на них условий труда в соответствии с требованиями техники безопасности и производственной санитарии, защите природной среды. 10.6 Перед приемкой в эксплуатацию ГЭС или пускового комплекса должны быть проведены: - индивидуальные испытания оборудования и функциональные испытания отдельных систем; - пробные пуски основного и вспомогательного оборудования; - комплексное опробование оборудования. 10.7 Индивидуальные и функциональные испытания оборудования и отдельных систем проводятся по проектным схемам после окончания всех строительных и монтажных работ по данному узлу. 10.8 Пробные пуски проводятся до комплексного опробования объекта. При пробном пуске должна быть проверена работоспособность оборудования и технологических схем, безопасность их эксплуатации; проведены проверка и настройка всех систем контроля и управления, в том числе автоматических регуляторов, устройств защиты и блокировок, устройств сигнализации и контрольно-измерительных приборов. Перед пробным пуском должны быть выполнены необходимые условия для надежной и безопасной эксплуатации объекта. 10.9 Дефекты и недоделки, допущенные в ходе строительства и монтажа, а также дефекты оборудования, выявленные в процессе индивидуальных и функциональных испытаний, должны быть устранены строительными, монтажными организациями и заводами-изготовителями до начала комплексного опробования. 10.10 Комплексное опробование должен проводить Заказчик. При комплексном опробовании должна быть проверена совместная работа основных агрегатов и всего вспомогательного оборудования под нагрузкой. Комплексное опробование оборудования ГЭС и ГАЭС считается проведенным при условии нормальной работы основного оборудования в течение 72 часов при напорах и расходах воды, предусмотренными в пусковом комплексе и при постоянной или поочередной работе всего вспомогательного оборудования, входящего в пусковой комплекс. Кроме того, условием комплексного опробования является успешное проведение для гидроагрегатов ГЭС не менее трех автоматических пусков, а для обратимых гидроагрегатов ГАЭС не менее двух автоматических пусков в каждом их режимов работы - генераторном и насосным. При комплексном опробовании должны быть включены в работу все системы управления, регулирования и контроля, предусмотренные проектом. 10.11 Приемка в эксплуатацию оборудования, зданий и сооружений с дефектами, недоделками не допускается. 10.12 По итогам приемки, приемочная комиссия утверждает заключение о соответствии объекта (его пускового комплекса) требованиям законодательства РФ. 10.13 На основании документов приемочной комиссии органом исполнительной власти, выдавшим разрешение на строительство, выдается разрешение на ввод объекта (его пускового комплекса) в эксплуатацию и государственную регистрацию объекта. 11 Требования по утилизации (ликвидации) объектаПри ликвидации гидроэлектростанции должны быть выполнены все нормы и требования по промышленной, экологической и санитарной безопасности и социологические требования, действующие в период ликвидации объекта. Ликвидация гидроэлектростанции должна производиться в соответствии со специально разработанным проектом, прошедшим все требуемые согласования. Приложение А
|
№ п/п |
№ в Реестре |
Наименование документа |
1 |
584 |
СО 153-34.20.161-2003 «Рекомендации по проектированию технологической части гидроэлектростанций и гидроаккумулирующих электростанций» |
Ключевые слова: гидроэлектростанция, гидроаккумулирующая электростанция, мощность, технологическое оборудование, здания ГЭС, безопасность, надежность, нормы, требования, контроль.
ИСПОЛНИТЕЛЬ:
Некоммерческое Партнерство «Гидроэнергетика России» |
|||
наименование организации |
|||
Руководитель организации-разработчика Исполнительный директор должность |
личная подпись |
Р.М. Хазиахметов инициалы, фамилия |
|
Руководитель разработки |
Главный эксперт должность |
личная подпись |
B.C. Серков инициалы, фамилия |
СОИСПОЛНИТЕЛЬ: Руководитель организации-соисполнителя ОАО «Инженерный центр ЕЭС» наименование организации |
|||
И.о. Председателя Правления должность |
личная подпись |
А.М. Викол инициалы, фамилия |
|
Руководитель разработки |
Начальник научно-технического управления должность |
личная подпись |
В.Д. Новоженин инициалы, фамилия |
Исполнители |
Начальник общетехнического отдела должность |
личная подпись |
А.К. Вахрамеев инициалы, фамилия |
Главный специалист гидротехнического отдела должность |
личная подпись |
Л.М. Зорин инициалы, фамилия |