Книга
← К списку книгЗагрузка разделов…
активнаАктивные записи участвуют в каталоге и синках. Неактивная книга скрыта, но не удалена из базы.
Книга
ППГИДРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОЕИ ВСПОМОГАТЕЛЬНОЕ -ОБОРУДОВАНИЕГИДРОЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
П
П
СПРАВОЧНОЕ ПОСОБИЕ
ГИДРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОЕИ ВСПОМОГАТЕЛЬНОЕОБОРУДОВАНИЕГИДРОЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
Справочное пособие
В двух тома:-.
Под редакциейчлена-корреспондента АН СССР Ю. С. Васильеваи заслуженного деятеля науки и техники РСФСРД. С. Щавелева
ТОМ 2
ВСПОМОГАТЕЛЬНОЕ ОБОРУДОВАНИЕГИДРОЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
МОСКВА ЭИЕРГОАТОМИЗДАТ 1990
Dbl\ JI .DO
Г46
УДК 621.311.21.002.52(035.5)
Рецензенты: доктор техн, наук, проф. Д. А Бутаев, канд. техн, наук В. Я. Мартенсом, инженеры В. А. Линючев*
М. С. Соколов, Р. С. Брук, В. Г. Дубинин
Авторы: А. Я. Афонин. М. И. Гальперин, И. М. Гамус,
1111Ф. Кра-Пучков,Ф. Кра-Пучков,В. М. Забелкин. В. М. Зотов, Н. Н. Коновалов, М. сильников, И. Н. Лукин, В. М. Малышев, 3. А.
11
11
Ф. Кра-Пучков,
Ф. Кра-Пучков,
Д. М. Савин, В. С. Серков, В. И. Фельдман.
Ведущим редактор И. М. Гамус
;Гидроэнергетическое и вспомогательное обору-
1Г46 дование гидроэлектростанций: Справочное пособие:
В 2 т./Под ред. Ю. С. Васильева, Д. С. Щавелева.— ,Т. 2. Вспомогательное оборудование гидроэлектро-
Iстанций.— М.: Энергоатомиздат, 1990.— 336 с.: ил.
1ISBN 5-283-01965-9
Приводятся технические параметры н материалы по под- .бору- затворов гидротехнических сооружений, кранового обо
рудования. вспомогательного оборудования ГЭС и ГАЭС, |00 его автоматизации, монтажу, ремонту и приемке в эксплуа
тацию. Даны параметры ряда построенных, строящихся и проектируемых ГЭС. ГАЭС и ПЭС в СССР и за рубежом.
Первый том справочного пособия вышел в 1988 г.
,Для инженеров и техников-гидроэнергетиков, гидротехни-
Iков. а также преподавателей и студентов вузов.
_ 2206000000-019
Г051(01)-90ББК 31.56
:ISBN 5-283-01965-9
’ISBN 5-283-01988-8© Энергоатойиздат,1990
ПРЕДИСЛОВИЕ
Настоящее справочное пособие составлено на основе современных достижений в области гидроэнергетического оборудования и состоит из двух томов. В первом томе описывается основное оборудование ГЭС и ГАЭС в семи разделах: «Турбинное оборудование ГЭС», «Система автоматизированного управления гидромашнна- ми», «Гидрогенераторы», «Гидроагрегаты», «Оборудование ГАЭС», «Электрические машины ГАЭС», «Гидроагрегаты ГАЭС и ПЭС». К первому тому дано приложение «Натурные испытания гидроагре гатов».
Второй том состоит из пяти разделов: «Механическое и крановое оборудование». «Вспомогательное оборудование», «Компоновки оборудования ГЭС и ГАЭС», «Организация монтажа оборудования», «Организация эксплуатации оборудования».
В авторский коллектив второго тома входят специалисты и научные работники следующих организаций: Всесоюзного проектно-изыскательского я научно-исследовательского института «Гидропроект» нм. С. Я. Жука, производственного объединения турбостроения «Ленинградский металлический завод», Ленинградского производственного электротехнического объединения «Электросила», производ
ственных объединений «Союзтехэнерго» и «Экономэнерго», СКВ «Ленгидросталь*.
Научные руководители: академик И. А. Глебов, профессор Д. С. Щавелев, главный конструктор гидравлических машин ПО ЛМЗ О. С. Бабанов.
Авторы второго тома составили: гл. 1 и 2— инж. Д. М. Савин; гл. 3 — инж. Н. Н. Коновалов; гл. 4, 6, 7, 12, 15 н 18 — инж. И. М. Гамус; гл. 5 и 9 — инж. А. Я. Афонин; гл. 8 — инж. И. М. Гамус и И. Н. Лукин; гл. 10 и И — инж. М. Ф. Красильников; гл. 13 — инж. М. И. Гальперин, канд. техн, наук В. М. Забелкин и канд. техн, наук, проф. В. М. Малышев; гл. 14 — инж. Э. А. Пучков: гл. 16 — инж. В. С Серков и В. М. Зотов: гл. 17 — инж. И. Н. Лукин; гл. 19 — инж. В. И. Фельдман.
Авторы выражают благодарность за полезные рекомендации профессору, доктору техн, наук Д. А. Бутаеву, канд. техн, наук В. Я. Мартенсону, инженерам В. А. Линючеву, М. С. Соколову, Р. С. Бруку, В. Д. Дубинину.
Просьба присылать критические замечания по адресу: 113114, Москва, М-114, Шлюзовая наб., 10, Энергоатомнздат.
Члек~корреспондент АН СССР Ю. С. Васильев Засл. деят. науки и техники РСФСР Д. С. Щавелев
в пределах водоприемников (рис. 1.1), или непосредственно перед ними на выносной консоли (рис. 1.2).Устройство отдельно стоящего сороудерживающего сооружения (рис. 1.3) позволяет значительно уменьшить потери напора на решетках за счет увеличения их площади и в результате отсутствия ис- кривлепия (косины) потока на чистых решетках. Кроме того, в этом случае возможна очистка решеток без остановки агрегатов, что особенно важно в период паводка [5].в пределах водоприемников (рис. 1.1), или непосредственно перед ними на выносной консоли (рис. 1.2).Устройство отдельно стоящего сороудерживающего сооружения (рис. 1.3) позволяет значительно уменьшить потери напора на решетках за счет увеличения их площади и в результате отсутствия ис- кривлепия (косины) потока на чистых решетках. Кроме того, в этом случае возможна очистка решеток без остановки агрегатов, что особенно важно в период паводка [5].44
в пределах водоприемников (рис. 1.1), или непосредственно перед ними на выносной консоли (рис. 1.2).
Устройство отдельно стоящего сороудерживающего сооружения (рис. 1.3) позволяет значительно уменьшить потери напора на решетках за счет увеличения их площади и в результате отсутствия ис- кривлепия (косины) потока на чистых решетках. Кроме того, в этом случае возможна очистка решеток без остановки агрегатов, что особенно важно в период паводка [5].
в пределах водоприемников (рис. 1.1), или непосредственно перед ними на выносной консоли (рис. 1.2).
Устройство отдельно стоящего сороудерживающего сооружения (рис. 1.3) позволяет значительно уменьшить потери напора на решетках за счет увеличения их площади и в результате отсутствия ис- кривлепия (косины) потока на чистых решетках. Кроме того, в этом случае возможна очистка решеток без остановки агрегатов, что особенно важно в период паводка [5].
4
4
Раздел 1
МЕХАНИЧЕСКОЕ И КРАНОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ
Глава 1
СОРОУДЕРЖИВАЮЩИЕ РЕШЕТКИ И СРЕДСТВА ИХ ОЧИСТКИ
РАСПОЛОЖЕНИЕ.
СПОСОБ УСТАНОВКИ И УСЛОВИЯ РАБОТЫ
СОРОУДЕРЖИВАЮЩИХ РЕШЕТОК
Сороудерживающие решетки предназначаются для защиты гидроагрегатов от плавающих или от влекомых потоком по дну водотока различных тел (лед, мусор, затонувшая древесина, торф и т. д.). На гидроэлектростанциях сороудерживающие решетки, как правило, устанавливают или
Рис 1.2. Механическое оборудование водоприемника плотинной ГЭС:
/ — аварийно-ремонтный плоский скользящий затвор 7,5—9,66—61 (первая цифра — ши- рина перекрываемого отверстия, вторая — его высота, третья — расчетный напор или перепад на решетках, м); 2 — ремонтный плоский скользящий затвор 8—12,2—61; 3 — сороудерживающая решетка 4,48—21—2; 4 — аэрационные трубы; 5—козловой кран грузоподъемностью 500/63/5 т; 6 — гидропривод 1800-5000-0-ЮЛ (здесь я в последующем первая цифра—тяговое усилие при подъеме, кН, вторая — удерживающее усилие при опускании, третья — дожимное усилие при опускании, четвертая—ход гндроцилнндра, м)
5
Joo (ЩВФВСПВСШ)Joo (ЩВФВСПВСШ)1900019000гашишгашишИИ19191111Рис. 1.3. Механическое оборудование русловойРис. 1.3. Механическое оборудование русловой№.№.
Joo (ЩВФВСПВСШ)
Joo (ЩВФВСПВСШ)
19000
19000
гашиш
гашиш
И
И
19
19
11
11
Рис. 1.3. Механическое оборудование русловой
Рис. 1.3. Механическое оборудование русловой
№.
№.
ГЭС с сороудерживающими сооружениями, совмещенной с глубинным водосбросом монтный „твор отсасывающих труб; » - ...рнАно-ремоиткыП ,.таРор .одопТисинмка^/З - гилро^д ^нйв^моЖ з^рТ; 7/- К^ ~p^
х
Е
§■8
я
5 х
3
о
X
ж о (6
X о
ж
X
Е
о
X
5
■* О "О С si! I
X
5 о
s S
= s
X
X
X
bi 5 в х
Е
Е
X я о
X
X
£
□ 5 2
2 в В
£
О
Е
Е
3
<Ь
8*2 SSS
ТЕ g “ 5 5
х
х
g w Ч
SRI
х
X м
5 Е
о
X X
3
X ^
9
Е
5В
х
Z^s Х -г" Ж
В х
Ж
Е
3 В
£
Я я
5?
§1
%
3 X
я "о 0 о =5 ”52 _ 5 »
3 о ж
я =
Е X
5 5.»
2 5
л
б х
Е
2
Е
3
£
3
Е Е
5
До Е
о
о
Е
Ош »й 5
X
я
X
я
Ж
X
bi £
¥ ч^
* £ 2
5 х я
Е
to
s s 2 о . х
§
Рис. 1.5. Механическое оборудование ГАЭС:
1 — сороудержнвающая решетка 8—3,7—3; 3— стационарный механизм грузоподъемностью 2X10 т;
3 — закладные части ремонтных затворов н сороу держквающих решеток; 4— дверь герметическая;
5 — кран козловой грузоподъемностью 250/50 + 2 X16 + 10 т
сколько ниже. Вертикальные решетки при соответствующем обосновании могут устанавливаться в пазы ремонтных затворов, что дешевле, но при эксплуатации в этом случае создаются некоторые неудобства.
Принципиальных отличий в конструкции решеток, устанавливаемых на гидроэлектростанциях различного типа, нет, но условия их работы неодинаковы и определяются во многом общей компоновкой сооружения, размерами перекрываемых отверстий и в значительной степени заглублением водоприемника. Все решетки по этому признаку можно разделить на две группы: решетки водоприемников низконапорных русловых и деривационных ГЭС и решетки водоприемников припло- тинных ГЭС.
Решетки первой группы устанавливают как вертикально, так и наклонно, иногда 8
их выполняют с обогревом. Предусматривается периодическая очистка решеток от мусора. Решетки второй группы, как правило, устанавливают вертикально, нх обогрев и очистка из-за значительного заглубления не требуются (очистка выполняется только в тех случаях, когда решетки поднимаются выше уровня верхнего бьефа).
МЕРЫ БОРЬБЫ С ОБЛЕДЕНЕНИЕМ РЕШЕТОК
Обогрев решеток в период их зимней эксплуатации является надежным средством предотвращения кристаллизации переохлажденной воды на решетках и прилипания к ним шуги. Но обогрев не может приостановить уже начавшийся про-
Рис. 1.6. Сороудерживающая решетка, состоящая из габаритных секций:/ — сороудержмвающие стержни; 2 — ригели; 3 — стойки; 4 — штырь для сцепления с захватной балкой; 5 — раскосы ферм жесткостиРис. 1.6. Сороудерживающая решетка, состоящая из габаритных секций:/ — сороудержмвающие стержни; 2 — ригели; 3 — стойки; 4 — штырь для сцепления с захватной балкой; 5 — раскосы ферм жесткости
Рис. 1.6. Сороудерживающая решетка, состоящая из габаритных секций:
/ — сороудержмвающие стержни; 2 — ригели; 3 — стойки; 4 — штырь для сцепления с захватной балкой; 5 — раскосы ферм жесткости
Рис. 1.6. Сороудерживающая решетка, состоящая из габаритных секций:
/ — сороудержмвающие стержни; 2 — ригели; 3 — стойки; 4 — штырь для сцепления с захватной балкой; 5 — раскосы ферм жесткости
цесс обмерзания решеток, растопить образовавшийся на них лсд (шугу), а служит только для поддержания положительной температуры на их поверхности (не ниже 0,01—-0,03 *С), обеспечивающей прохождение шуги через решетку без прилипания к ней. Обогрев не может также предохранить решетку от механической забивки ее подплывающим льдом. Поэтому наилучшие результаты при эксплуатации решеток в зимнее время достигаются тогда, когда обогрев применяют совместно с мероприятиями, направленными на максимальное сокращение периода шугообразованкя или на его полную ликвидацию путем создания в кратчайший срок в верхнем бьефе устойчивого ледового покрова.
Наиболее распространенным способом обогрева решеток является электрообогрев трех видов: шинный, индукционный, комбинированный.
Тепловой расчет электрообогрева конструкций производится по общим для всех видов электрообогрева формулам. При определении мощности электрообогрева ее расчетное значение увеличивают на 30— 50%.
Помимо указанных выше способов борьбы с обледенением решеток также применяют механическое удаление льда с поверхностей стержней, выполняемое с помощью тех же . механизмов, которые используются и для очистки решеток от мусора (см. § 1.5).
1Л КОНСТРУКЦИИ
СОРОУДЕРЖИВАЮЩИХ РЕШЕТОК
Необогреваемые решетки. Сороудерживающие решетки с каркасом из сплошных элементов наиболее целесообразно применять на водоприемниках гидроэлектростанций, характеризующихся незначительными изменениями углов натекания потока в вертикальной плоскости (в пределах от 0 до 10°), поскольку при этих условиях обеспечиваются минимальные потерн напора.
Сороудерживающая решетка по высоте может состоять , из нескольких секций, соединенных между собой сцепами (рис. 1.6). Каждая секция состоит из сороудерживающих стержней, каркаса и опорно-ходовых частей.
Потери напора на стержнях составляют около 30 % общих потерь на решетке. Для уменьшения потерь напора обычно применяют обтекаемые стержни, гидравлическое сопротивление которых в 1,5 раза меньше гидравлического сопротивления стержней прямоугольного сечения. Гидравлическое сопротивление стержней уменьшается в несколько раз при их ориентации по линиям токов воды (рис. 1.7). Такие конструкции являются более дорогими и сложными в изготовлении, но это компенсируется уменьшением потерь напора на решетке.
Рис. 1.7. Сороудерживающая решетка, состоящая из негабаритных секций:Рис. 1.7. Сороудерживающая решетка, состоящая из негабаритных секций:1 — сороудерживающие стержни; 2 — ригели; 3 — стойки; 4 — штырь для сцепления с захватной балкой; 5 — опорно-концевые стойки; 6— стяжные болты1 — сороудерживающие стержни; 2 — ригели; 3 — стойки; 4 — штырь для сцепления с захватной балкой; 5 — опорно-концевые стойки; 6— стяжные болтыРис. 1.8. Секция сороудерживающей решетки с каркасом из сквозных элементов:Z — сороудержнаающие стержни: 2 — ригеля; 3 — фермы жесткости; 4 — опорноконцевые стойки: 5 — опорно-ходовые части; 6 — обратные буферные распорки; 7 — анкерные болты; 8— шпильки; 9—верховой пояс ригеля-фермы, выполняемый из трубыРис. 1.8. Секция сороудерживающей решетки с каркасом из сквозных элементов:Z — сороудержнаающие стержни: 2 — ригеля; 3 — фермы жесткости; 4 — опорноконцевые стойки: 5 — опорно-ходовые части; 6 — обратные буферные распорки; 7 — анкерные болты; 8— шпильки; 9—верховой пояс ригеля-фермы, выполняемый из трубы
Рис. 1.7. Сороудерживающая решетка, состоящая из негабаритных секций:
Рис. 1.7. Сороудерживающая решетка, состоящая из негабаритных секций:
1 — сороудерживающие стержни; 2 — ригели; 3 — стойки; 4 — штырь для сцепления с захватной балкой; 5 — опорно-концевые стойки; 6— стяжные болты
1 — сороудерживающие стержни; 2 — ригели; 3 — стойки; 4 — штырь для сцепления с захватной балкой; 5 — опорно-концевые стойки; 6— стяжные болты
Рис. 1.8. Секция сороудерживающей решетки с каркасом из сквозных элементов:
Z — сороудержнаающие стержни: 2 — ригеля; 3 — фермы жесткости; 4 — опорноконцевые стойки: 5 — опорно-ходовые части; 6 — обратные буферные распорки; 7 — анкерные болты; 8— шпильки; 9—верховой пояс ригеля-фермы, выполняемый из трубы
Рис. 1.8. Секция сороудерживающей решетки с каркасом из сквозных элементов:
Z — сороудержнаающие стержни: 2 — ригеля; 3 — фермы жесткости; 4 — опорноконцевые стойки: 5 — опорно-ходовые части; 6 — обратные буферные распорки; 7 — анкерные болты; 8— шпильки; 9—верховой пояс ригеля-фермы, выполняемый из трубы
Поток воды, проходящий через стержни, воздействует на них как в продольном, так и в поперечном направлении. Для обеспечения устойчивой работы стержней на статические и динамические нагрузки их соединяют между собой в блоки шпильками по нескольку штук, при этом размер шага шпилек не должен превышать 600—700 мм.
Расстояние между стержнями в свету выбирается таким, чтобы оно не превышало наименьшего зазора между лопастями турбины. Ориентировочные расстояния в свету между стержнями принимаются в пределах от 60 до 200 мм [2] в зависимости от типоразмера турбины. Для поворотно-лопастных и пропеллерных турбин рекомендуется расстояние, равное 1/20D, (О,—диаметр рабочего колеса), но не более 200 мм; для радиально-осевых и диагональных 1/300,, но не более 100 мм; для ковшовых от 20 до 65 мм в соответ- 10
ствии с выходным диаметром сопла. Уточненные расстояния в свету между стержнями выбираются по согласованию с заводом — поставщиком турбинного оборудования.
Сороудерживаюшне решетки с каркасом из сквозных элементов получили в последнее время широкое распространение (рис. 1.8). Такне решетки успешно применяют на гидроэлектростанциях с большой сработкой водохранилища, поскольку гидравлическое сопротивление сквозных ригелей при косом натекании потока (а > 10°) значительно меньше гидравлического сопротивлнеия сплошных ригелей, работающих в аналогичных условиях.
Электрообогреваемые решетки. Решетки с шинным электрообогревом имеют достаточно простую конструкцию. Токоиоси- телями являются сами сороудерживающие стержни, изолированные друг от друга и от несущего каркаса. Такне решетки мо-
гут эксплуатироваться и в том случае, когда их верхние части оказываются в воздушной среде при сработке водохранилища.
В решетках с индукционным электрообогревом обогрев осуществляется за счет выделения теплоты при циркуляции вихревых токов, индуцированных магнитным полем в стальных элементах решетки. Магнитное поле образуется при пропускании переменного тока по изолированным проводам, проложенным внутри пустотелых элементов решетки, стенки которых н нагреваются вихревыми токами.
В решетках с индукционным обогревом, в отличие от решеток с шинным обогревом. стержни привариваются к ригелям н поперечных связей не имеют, поэтому КПД обогрева выше. Но стержни, имеющие пролет более 3 м, недостаточно хорошо сопротивляются гидродинамическим нагрузкам, что приводит в ряде случаев к их поломкам.
Как показала практика эксплуатации, для успешном борьбы с обмерзанием решеток мощность применяемого индукционного обогрева недостаточна.
В решетках с комбинированным электрообогревом предусматривается шинный обогрев стержней п индукционный обогрев каркаса. Преимущества этой решетки заключаются в следующем:
кроме стержней обогреву подвергается также каркас (в отличие от решетки с шинным обогревом);
применяются стержни более простой конструкции и менее подверженные воздействию динамических нагрузок (в отличие от решетки с индукционным обогревом).
РАСЧЕТ ПОТЕРЬ НАПОРАНА' РЕШЕТКАХ
Определение потерь напора на решетках имеет значение как при определении расчетного напора для турбины, так и для своевременного принятия необходимых мер по очистке или включению электрообогрева при обмерзании. Потери напора определяются по формуле
Лпот=££р-^7,
где £р —суммарный коэффициент гидравлического сопротивления решетки, зависящий от степени затенения ее рабочей площади конструктивными элементами, от их формы и направления потока воды; и — средняя скорость перед решеткой. Приведенное в [1] сопоставление коэффициентов гидравлического 'сопротивления, подсчитанных по различным формулам для решеток с каркасом из сплошных элементов, с натурными и модельными исследованиями 12
показало, что наиболее близкое совпало- НИС даст формула Л. ф. Буркова и С. А. Тюкиной. имеющая ясный физический смысл и не содержащая эмпирических коэффициентов, кроме коэффициента скорости фс; формула А. ф. Буркова и С. А. Тюкиной имеет вид:
где фс = 0,97 — коэффициент скорости; Ср = o)p/Q — коэффициент затенения решетки конструктивными элементами; Q — пло- щадь отверстия, перекрываемого решеткой; Юр — площадь затенения решетки; сг — = юе/£2 коэффициент отжима потока от элементов решетки, равный 0,06—0,08; юе— суммарная площадь отжима от элементов решетки; ф — коэффициент полноты удара при внезапном расширении, равный 1,1 —1,2.
При засоренности решетки . более чем на 30 %, как показали расчетные и опытные данные, влиянием сс можно пренебречь. Предполагаемая засоренность решетки в этой формуле может быть учтена путем некоторого увеличения площади затенения Юр. Проведенные исследования гидравлического сопротивления решетки со сквозными ригелями показали, что при малых углах натекания (а < 5°) коэффициент сопротивления сквозного ригеля в 1,5 раза меньше коэффициента сопротивления ригеля сплошной конструкции с трапецеидальной лобовой частью [5]. При больших углах натекания (а > 10°) коэффициент сопротивления сквозного ригеля значительно-меньше, чем ригелей сплошной конструкции. Средняя скорость перед решеткой принимается согласно [2] до 1,2 м/с при слабозасоренном водотоке и до 1 м/с при сильнозасоренном водотоке. Для ма- лозасоренных водохранилищ с глубинными водоприемниками и неочищаемыми решетками скорость не должна превышать 0,4 м/с. Расчетный перепад на решетках принимается 2 м при их заглублении до 20 м и 3 м при заглублении более 20 м.
СОРООЧИСТНЫЕ УСТРОЙСТВА
Сороочистные устройства предназначаются для очистки сороудерживающих рещеток и предрешеточного пространства. Для очистки решеток от мелкого сора применяют самоходные решеткоочистные машины, рабочим органом которых является ковш, а также полнопролетные грейферы и механические грабли. Для очистки предрешеточного пространства от крупных предметов (деревьев, торфа и т. д.) применяют многочелюстные грейферы типа <Полип>. Очистку производят в спокойной
Рис. 1.9. Решеткоочистные машины:Рис. 1.9. Решеткоочистные машины:а — вертикальная; б— наклонная; / — ковш; 2 — механизм подъема и поворота ковша; 3 — механизм передвижения; 4 — портал с кабиной для машиниста н бункером для сора; 5 — стержень решетки; 6 — бункер; 7 — лоток для укладки элсктрокабеля; 8 — положение ковша при спуске и разгрузке мусора; 9 — положение ковша при очистке решетки; 10 — положение ковша при разгрузке мусора; // — положение ковша при разгрузке; 12 — пост управленияа — вертикальная; б— наклонная; / — ковш; 2 — механизм подъема и поворота ковша; 3 — механизм передвижения; 4 — портал с кабиной для машиниста н бункером для сора; 5 — стержень решетки; 6 — бункер; 7 — лоток для укладки элсктрокабеля; 8 — положение ковша при спуске и разгрузке мусора; 9 — положение ковша при очистке решетки; 10 — положение ковша при разгрузке мусора; // — положение ковша при разгрузке; 12 — пост управленияводе, для чего водовод предварительно перекрывают затворами. Полностью механизировать процесс очистки не всегда удается из-за трудности удаления крупных тел, препятствующих прохождению челюстей грейфера между стержнями решетки. В этом случае решетку или вынимают из пазов и производят ее очистку вручную, или выполняют эту операцию с помощью водолазов [3].
Рис. 1.9. Решеткоочистные машины:
Рис. 1.9. Решеткоочистные машины:
а — вертикальная; б— наклонная; / — ковш; 2 — механизм подъема и поворота ковша; 3 — механизм передвижения; 4 — портал с кабиной для машиниста н бункером для сора; 5 — стержень решетки; 6 — бункер; 7 — лоток для укладки элсктрокабеля; 8 — положение ковша при спуске и разгрузке мусора; 9 — положение ковша при очистке решетки; 10 — положение ковша при разгрузке мусора; // — положение ковша при разгрузке; 12 — пост управления
а — вертикальная; б— наклонная; / — ковш; 2 — механизм подъема и поворота ковша; 3 — механизм передвижения; 4 — портал с кабиной для машиниста н бункером для сора; 5 — стержень решетки; 6 — бункер; 7 — лоток для укладки элсктрокабеля; 8 — положение ковша при спуске и разгрузке мусора; 9 — положение ковша при очистке решетки; 10 — положение ковша при разгрузке мусора; // — положение ковша при разгрузке; 12 — пост управления
Решеткоочистные машины. На водоприемниках небольших гидроэлектростанций, где отсутствуют козловые и мостовые краны, очистка сороудержнвающих решеток, устанавливаемых как вертикально, так и наклонно, производится решетко- очистными машинами с поворотными ковшами.
Решеткоочистные машины, передвигающиеся по рельсам (рис. 1.9), имеют ковш, перемещающийся над стержнями решетки с некоторым зазором. Очистка пространства между стержнями производится отрезками стального каната, закрепленными ' на нижней кромке ковша. В машине для очистки вертикальной решетки для направления ковша предусматривают пазы в бычках, на раме ковша устанавливают четыре опорных катка с внутренними ребордами. В машине для очистки наклонной решетки ограничиваются двумя опорными катками без реборд. В этом случае катки делают широкими, так как они движутся непосредственно по стержням решетки без
направляющих пазов. При изменении наклона направляющих ковш, поднятый в верхнее положение, поворачивается и сор сбрасывается в бункер. Скорости подъема и опускания ковша обычно принимаются равными 22 м/мкн, время поворота ковша 3 с. Скорость передвижения машины по путям, уложенным вдоль фронта решеток, составляет 25—30 м/мин. В конце пути устраивается лоток, в который сбрасывается сор нз бункера машины. Подвод электропитания осуществляется кабелем с розеточным включением, расстояние между розетками принимается равным 40—50 м.
Подвесные решеткоочнетные машины передвигаются по монорельсу, установленному вдоль фронта сороудержнвающих решеток. Подвесные решеткоочнетные машины работают по тому же принципу, что и передвигающиеся по рельсам. Управление машиной может производиться из кабины машиниста или с помощью выносного пульта.
Грейферы «П о л и п> (рис. 1.10) выполняются для захвата мелкого сора шестичелюстными, для захвата сора средней крупности — четырехчелюстными и для захвата крупных предметов — трехчелюст- нымн. Грейферы могут иметь гидравлический, механический или пневматический привод челюстей. Наибольшее распространение получили грейферы с индивидуальным гидравлическим приводом на каждую челюсть, позволяющие захватывать предметы различной конфигурации и удержи- 13
Рис. 1.10. Шестичелюстной грейфер «Полип»:Рис. 1.10. Шестичелюстной грейфер «Полип»:/ — колпак; 2 — привод насосной установки; 3~ штепсельный разъем; 4— гндроцилмндр. » —бетон* ный балласт; 6 — нерпах; 7 — челюсть/ — колпак; 2 — привод насосной установки; 3~ штепсельный разъем; 4— гндроцилмндр. » —бетон* ный балласт; 6 — нерпах; 7 — челюстьРис. 1.11. Полнопролетный грейфер с гидроприводом.1 — грабли; 2—поворотная челюсть; 3— гидроцилнндр; 4— насосная установка; 5 — бетонный балласт; 6 — стержни решетки (шаг стержней 150 мм)Рис. 1.11. Полнопролетный грейфер с гидроприводом.1 — грабли; 2—поворотная челюсть; 3— гидроцилнндр; 4— насосная установка; 5 — бетонный балласт; 6 — стержни решетки (шаг стержней 150 мм)
Рис. 1.10. Шестичелюстной грейфер «Полип»:
Рис. 1.10. Шестичелюстной грейфер «Полип»:
/ — колпак; 2 — привод насосной установки; 3~ штепсельный разъем; 4— гндроцилмндр. » —бетон* ный балласт; 6 — нерпах; 7 — челюсть
/ — колпак; 2 — привод насосной установки; 3~ штепсельный разъем; 4— гндроцилмндр. » —бетон* ный балласт; 6 — нерпах; 7 — челюсть
Рис. 1.11. Полнопролетный грейфер с гидроприводом.
1 — грабли; 2—поворотная челюсть; 3— гидроцилнндр; 4— насосная установка; 5 — бетонный балласт; 6 — стержни решетки (шаг стержней 150 мм)
Рис. 1.11. Полнопролетный грейфер с гидроприводом.
1 — грабли; 2—поворотная челюсть; 3— гидроцилнндр; 4— насосная установка; 5 — бетонный балласт; 6 — стержни решетки (шаг стержней 150 мм)
пять сор различной крупности. Усилие при подъеме грейфера принимается в 2—2.5 раз большим, чем суммарная масса грейфера с сором. Этим учитывается начальное сопротивление разбираемого сора и крупных тел.
Пол и опролетиыс грейферы имеют такие же пролеты, что и очищаемые ими решетки. Они выполняются двух- и многочелюстными. В первом случае грейфер имеет одну неподвижную я одну поворотную челюсть. Во втором случае
поворотная челюсть разделена на несколь- ко секций, которые могут поворачиваться независимо друг от друга. При использовании полнопролетных грейферов для очистки предрешеточного пространства от затонувшей древесины, камней и других крупных тел они могут выполняться с двумя одинаковыми поворотными челюстями. .
Наибольшее распространение получили грейферы с гидравлическим приводом (рис. 1.11), имеющие грабли, несущую раму с рабочими и боковыми колесами. Между граблями / и поверхностью решетки предусмотрен зазор 15—20 мм. При движении вниз грабли своим ножом срезают и сдвигают к порогу решетки нахо
дящийся на ее поверхности сор. Боковые поверхности стержней очищаются кусками стального каната, закрепленными на ноже.
Механизмы подъема и опускания грейферов могут быть установлены на крановых тележках мостовых и козловых кранов (см. рис. 1.4) или на хо довых балках козловых кранов вместе с поворотной стрелой я механизмом поворо та стрелы (см. рис. 1.3). Оптимальная ско рость подъема и опускания полнопролетного грейфера 8—10 м/мин. скорость подъема грейфера «Полип» 15 м/мин, опускания 22 м/мин. Подъемный механизм должен иметь грузовое реле, защищающее механизм от перегрузки и ослабления канатов.
ЗАТВОРЫ ВОДОПРИЕМНИКОВ, ОТСАСЫВАЮЩИХ ТРУБИ МЕХАНИЗМЫ ДЛЯ ИХ ОБСЛУЖИВАНИЯ
КЛАССИФИКАЦИЯ ЗАТВОРОВ, ИХ РАСПОЛОЖЕНИЕ И УСЛОВИЯ
РАБОТЫ
По назначению затворы делятся на ремонтные и аварийно-ремонтные.
Ремонтные затворы водоприемников применяют для перекрытия отверстий при ремонте находящихся за ними аварийно-ремонтных затворов, их закладных частей, гидроагрегатов и водоводов.
Ремонтные затворы отсасывающих труб применяют для перекрытия отсасывающих труб со стороны нижнего бьефа при ремонте гидроагрегатов. Затворы могут быть расположены как на выходе из отсасывающих труб (см. рис. 1.3, 1.5), так н в прорезях их диффузоров (см. рис. 1.1, 1.4). В последнем случае для повышения КПД гидроагрегата устанавливают потоконаправляющую раму, которая перекрывает пазы затвора и прорезь заподлицо со стенами и потолком отсасывающей трубы. Затворы, располагающиеся на выходе нз отсасывающих труб, могут быть установлены как вертикально, так и наклонно.
Подъем и опускание ремонтных затворов производят в спокойной воде. Выравнивание давления воды на затворы водоприемников обычно осуществляется с помощью байпасов, вмонтированных в их пролетные строения. На затворы отсасывающих труб выравнивание давления выполняют с помощью байпасов или по трубопроводам системы откачки отсасывающих труб. Время выравнивания давления во многом зависит от надежной работы уплотнений. Согласно [6] после трехкратной установки затвора в рабочее положение фильтрация воды на 1 м по периметру уплотнения для нерегулируемых увлотненнн не должна превышать 0,3 л/с.
Аварийно-ремонтные затворы водоприемников применяют для прекращения подачи воды в турбинные водоводы. Они могут иметь индивидуальные механизмы или обслуживаться общим краном.
Установка аварийно-ремонтных затворов с автоматическими индивидуальными механизмами согласно [2] обязательна для случая подвода воды к гидроагрегатам металлическими открыто уложенными турбинными водоводами. Аналогичные затворы необходимы на водоприемниках при- плотинных ГЭС, если турбинные водоводы открыто уложены по низовой грани бетонной плотины. Установка индивидуальных механизмов или обслуживание краном в остальных случаях решается на основании технико-экономических расчетов и анализа возможных режимов работы агрегатов 16
ГЭС. Время опускания затвора с индивидуальным механизмом принимается обычно в пределах от 2 до 5 мин; подъем осуществляется после заполнения водовода через байпас.
Нормальная работа аварийно-ремонтных затворов к турбинных водоводов в значительной степени зависит от правильного выбора площади поперечного сечения аэрационных труб (см. рис. 1-2), предназначенных для впуска воздуха при опорожнении и выпуска воздуха при наполнении водовода, а также для снижения вакуума за затвором при аварийном перекрытии. Наименьшая площадь поперечного сечения аэрационной трубы должна удовлетворять условию [7]
F ^ Q/^доп* где Q — наибольший расход воздуха в аэрационной трубе; олоо — допустимая скорость воздуха (обычно до 50 м/с, для прямолинейных труб с плавно очерченным входом допустима скорость воздуха до 60 м/с).
При опускании затвора в поток наибольший расход воздуха определяется по формуле
Q = Qt — Qn 4- QB.
где QT — максимальный расход воды через гидротурбину, при опорожнении водовода при напоре, соответствующем уровню воды на отметке высшей точки трубопровода за затвором; Qn — расход воды, поступающей в водовод из-под затвора при открытии 10%; Q, s 0,4Qn — расход воздуха, увлекаемый вальцом.
Для предварительных расчетов можно пользоваться соотношением Q “ QT — 0,6Qn.
Более точно расход воздуха может быть определен гидравлическим расчетом для различных открытий отверстия.
Расположение ремонтных и аварийноремонтных затворов на водоприемниках н отсасывающих трубах гидроэлектростанций различного типа приведено на рис. 1.1—1.5.
КОНСТРУКЦИЯ ЗАТВОРОВВОДОПРИЕМНИКОВ
Ремонтные затворы (одиночные или секционные) обычно выполняют плоскими скользящими, ригельной конструкции. Обшивка и контур уплотнений в зависимости от конструкции водоприемника могут бчть расположены как с напорной (рис. 21), так и с безнапорной (рис. 2.2) стороны. Пролетное строение снабжается боковыми и обратными упорами (обратными буфер
нымн распорками), л также байпасами. Открытие байпаса осуществляется в следующей последовательности: на затвор опускается захватная балка, которая сцепляется со штырем 3, байпас 5 приподнимается захватной балкой на высоту, определяемую размером овальных отверстий 7, происходит заполнение водой межзатворного пространства. Конструкция байпаса зависит от положения контура уплотнений.
В качестве опорно-ходовых частей обычно применяют стальные обоймы с за прессованными в них вкладышами нз древесного слоистого пластика ДСП-Бгт по ТУ 13-264-75. Рабочий путь выполняют в виде заделанной в бетон стальной плиты с приваренным к ней квадратом из не
ржавеющей стали с отшлифованной рабочей поверхностью.
Аварийно-ремонтные затворы (одиночные или секционные) обычно выполняют плоскими скользящими, ригельной конструкции, иногда колесными. Уплотнения крепятся на самом затворе.
Обшивка и нижнее ножевое уплотнение располагаются с напорной стороны, а верхние и вертикальные уплотнения — с безнапорной. Такая конструкция позволяет производить посадку затвора на порог в потоке за счет давления столба воды на затвор и его собственной массы.
Для выравнивания давления на затвор перед его подъемом в пролетном строении предусматривается байпас (рис. 2.3) либо
Рис. 2.1. Ремонтный плоский скользящий затвор 8—12,5—61 с обшивкой, расположенной с напорной стороны:
/ — обшивка; 2 — ригели; 3— штырь для сцепления с захватной балкой; 4— резиновая прокладка для фиксации штыря в вертикальном положении: 5 —байпас (подвижная часть); 6 — ось, соединяющая штырь с подвижной частью байпаса: 7 — овальное отверстие; в—диафрагма: 9-*тян ляющие подвижной части байпаса; 10 — резиновое уплотнительное кольцо; // — набивка с графнто вой смазкой: /2—уплотняющий элемент; 13— верхнее положение байпаса при пропуске воды: 14 - неподвижная часть байпаса
17172 Под ред. Ю. С. Васильева
17
17
Рис. 2.2. Ремонтный плоский скользящий затвор 6—10—26 с обшивкой, расположенной с безнапорной стороны:Рис. 2.2. Ремонтный плоский скользящий затвор 6—10—26 с обшивкой, расположенной с безнапорной стороны:7 — обшивка: 7 — ригели; 3 — штырь для сцепления с захватной балкой; 4 — опорно-ходовые части (опорные полозья со вкладышами из ДСП-Бгг|; S — байпас (подвижная часть); 6— ось. соединяющая штырь с подвижной частью байпаса: 7 — овальное отверстие: 8— резиновое кольцо, фиксирующее вертикальное положение штыря; 3 — резиновое уплотнительное кольцо; 10 — уплотняющий резиновый элемент: // — обратный упор: /2 —выдвижные подхваты для установки затвора над пролетом: 13 — опорно-концевые стойки; 14 — неподвижная часть байпаса7 — обшивка: 7 — ригели; 3 — штырь для сцепления с захватной балкой; 4 — опорно-ходовые части (опорные полозья со вкладышами из ДСП-Бгг|; S — байпас (подвижная часть); 6— ось. соединяющая штырь с подвижной частью байпаса: 7 — овальное отверстие: 8— резиновое кольцо, фиксирующее вертикальное положение штыря; 3 — резиновое уплотнительное кольцо; 10 — уплотняющий резиновый элемент: // — обратный упор: /2 —выдвижные подхваты для установки затвора над пролетом: 13 — опорно-концевые стойки; 14 — неподвижная часть байпасаАварийно-ремонтный плоскийАварийно-ремонтный плоскийРис. 2.3.Рис. 2.3.(опор-(опор-скользящий затвор:4 — опорно-ходовые частискользящий затвор:4 — опорно-ходовые части/ —обшивка- 2—ригели; 3— опорно-концевые стойки; .—г-ные полозья с вкладышам» нз ДСП-Бгт); 5 - звано штанги для маневрирования затвором: «—подвижная часть байпаса: 7 — неподвижная часть байпаса, S ось. соединяющая звено штанги с байпасом; 9— уплотняющий резиновый элемент, 70 обратная распорка; // — боковой упор; 12— облицовка забрала/ —обшивка- 2—ригели; 3— опорно-концевые стойки; .—г-ные полозья с вкладышам» нз ДСП-Бгт); 5 - звано штанги для маневрирования затвором: «—подвижная часть байпаса: 7 — неподвижная часть байпаса, S ось. соединяющая звено штанги с байпасом; 9— уплотняющий резиновый элемент, 70 обратная распорка; // — боковой упор; 12— облицовка забрала
Рис. 2.2. Ремонтный плоский скользящий затвор 6—10—26 с обшивкой, расположенной с безнапорной стороны:
Рис. 2.2. Ремонтный плоский скользящий затвор 6—10—26 с обшивкой, расположенной с безнапорной стороны:
7 — обшивка: 7 — ригели; 3 — штырь для сцепления с захватной балкой; 4 — опорно-ходовые части (опорные полозья со вкладышами из ДСП-Бгг|; S — байпас (подвижная часть); 6— ось. соединяющая штырь с подвижной частью байпаса: 7 — овальное отверстие: 8— резиновое кольцо, фиксирующее вертикальное положение штыря; 3 — резиновое уплотнительное кольцо; 10 — уплотняющий резиновый элемент: // — обратный упор: /2 —выдвижные подхваты для установки затвора над пролетом: 13 — опорно-концевые стойки; 14 — неподвижная часть байпаса
7 — обшивка: 7 — ригели; 3 — штырь для сцепления с захватной балкой; 4 — опорно-ходовые части (опорные полозья со вкладышами из ДСП-Бгг|; S — байпас (подвижная часть); 6— ось. соединяющая штырь с подвижной частью байпаса: 7 — овальное отверстие: 8— резиновое кольцо, фиксирующее вертикальное положение штыря; 3 — резиновое уплотнительное кольцо; 10 — уплотняющий резиновый элемент: // — обратный упор: /2 —выдвижные подхваты для установки затвора над пролетом: 13 — опорно-концевые стойки; 14 — неподвижная часть байпаса
Аварийно-ремонтный плоский
Аварийно-ремонтный плоский
Рис. 2.3.
Рис. 2.3.
(опор-
(опор-
скользящий затвор:
4 — опорно-ходовые части
скользящий затвор:
4 — опорно-ходовые части
/ —обшивка- 2—ригели; 3— опорно-концевые стойки; .—г-
ные полозья с вкладышам» нз ДСП-Бгт); 5 - звано штанги для маневрирования затвором: «—подвижная часть байпаса: 7 — неподвижная часть байпаса, S ось. соединяющая звено штанги с байпасом; 9— уплотняющий резиновый элемент, 70 обратная распорка; // — боковой упор; 12— облицовка забрала
/ —обшивка- 2—ригели; 3— опорно-концевые стойки; .—г-
ные полозья с вкладышам» нз ДСП-Бгт); 5 - звано штанги для маневрирования затвором: «—подвижная часть байпаса: 7 — неподвижная часть байпаса, S ось. соединяющая звено штанги с байпасом; 9— уплотняющий резиновый элемент, 70 обратная распорка; // — боковой упор; 12— облицовка забрала
используют частичный подъем верхней секции под напором или всего затвора (колесного).
Опорно-ходовые части аварийно-ремонтных затворов имеют такую же конструкцию, что и опорно-ходовые части ремонтных затворов.
23. МЕХАНИЗМЫДЛЯ ОБСЛУЖИВАНИЯВОДОПРИЕМНИКОВ
Крановое обору до ванне. В качестве обслуживающих механизмов обычно применяют мостовые (см. рис. 1.3) или козловые (см. рис. 1.2) краны, имеющие механизмы главного и вспомогательного подъемов, а также механизмы передвижения тележки и самого крана. С помощью механизма главного подъема осуществляется монтаж и транспортировка крупного механического оборудования и металлоконструкций (ремонтные затворы, сороудерживающие решетки, аварийно-ремонтные затворы, гидроцилиндры и т. д.), а также обслуживание ремонтных затворов и сороудерживающих решеток при их эксплуатации. Сцепление подвесок механизмов с затворами обычно осуществляют с 18
помощью захватных балок и в отдельных случаях с помощью звеньевых штанг.
Механизмы вспомогательных подъемов предназначаются для обслуживания грейферов, захватных балок и для монтажа мелкого оборудования. Каждая подвеска главного и вспомогательного подъемов снабжается грузовым реле перегрузки н ослабления канатов.
Мостовые краны (см. также гл. 4) обычно устанавливают на водоприемниках гидроэлектростанций, располагающихся в северных районах страны и имеющих закрытые отапливаемые помещения. Наибольшее распространение получили краны со следующими характеристиками: грузоподъемность 40—250 т, пролет 8,5—14,5 м, скорость подъема 2—5 м/мин, передвижения тележки 5—6 м/мин, передвижения крана 6—12 м/мин.
Козловые краны являются наиболее распространенными подъемно-транспортными механизмами. Один козловой кран может в ряде случаев обслуживать механическое оборудование как водоприемника, так и водосливной плотины. По конструктивному исполнению краны могут быть козловыми и полукозловыми, с грузовыми тележками и без них. Порталы кранов могут быть бесконсольные, одно-
Рис. 2.4. Кран козловой грузо
подъем ностью 180 4- 20 + 5 т
консольные и двухконсольные. Наибольшее распространение получили краны со следующими характеристиками: грузоподъемность 80—700 т, пролет 7,5—14,5 м, скорость подъема 0,5—3 м/мин, передвижения тележки 5—13 м/мин, передвижения крана 10—20 м/мин. В качестве примера на рис. 2.4 изображен универсальный козловой кран, предназначенный для обслуживания механического оборудования водоприемника и водосливной плотины. Глая- ным подъемом 1 (180 т) обслуживаются сороудерживающие решетки, гидроподъемники, ремонтные и аварийно-ремонтные затворы водоприемника, а также рабочие и 20
аварийно-ремонтные затворы водосливной плотины. Вспомогательным подъемом 2 грузоподъемностью 20 т обслуживаются крышки над помещением гидроподъемников. Вспомогательным подъемом 3 (5 т) обслуживается грейфер «Полип» 4. Кран состоит из портала 5, грузовой тележки с механизмами подъема и передвижения 6, механизма передвижения крана 7. Портал крана сварной конструкции включает верхнее строение с консолями, четыре опоры, попарно соединенные вдоль пролета арками 8- Конструкция портала позволяет тележке выезжать на консоли. Опоры крана стоят на балансирных тележках. Каждая
балансирная тележка имеет два балансира: холостой 8 и приводной 9. Конечные положения крана в конце пути ограничиваются выключателями, установленными на рамах противоугонных захватов. Выклю чатель срабатывает при упоре в линейки, расположенные на путях. Четыре противоугонных захвата рычажного типа с электроприводом 10 удерживают кран от угона ураганным ветром. Захват может быть включен как из кабины крановщика II, так н от анемометра 12 при ветре нерабочего состояния. В этом случае механизм передвижения крана автоматически отключается от сети питания. Прн отсутствии
электроэнергии захваты могут быть наложены на подкрановые рельсы с помощью ручного привода. По верхнему строению портала передвигается грузовая тележка, которая сверху перекрывается шатром. Снизу под тележкой находится обогреваемое калориферами закрытое помещение 13, предназначенное для размещения захватных балок. Теплый воздух от калориферов поступает также в помещение под шатром, что обеспечивает работу всех приводов механизмов грузовой тележки при отрицательной температуре наружного воздуха. В полу помещения выполняется проем для прохода подвески грузоподъемностью 180 т
^OOB
Рис. 2.5. Канатный
3600
механизм с тормозным генератором с быстрым спуском грузоподъемностью 50 т
с присоединенной к ней захватной балкой. На двух балансирных тележках механизма передвижения грузовой тележки установлены противоугонные захваты, такие же как на механизме передвижения крана и накладываемые одновременно с ними. Питание крана осуществляется через гибкие троллеи 14, подвешенные на опоры со стороны нижнего бьефа. Токосъемы крепятся к кронштейнам /5, расположенным на опоре крана. Управление всеми механизмами крана осуществляется нз кабины, посадка в которую производится с площадки /б, закрепленной на опоре крана. Лестница к посадочной площадке находится внутри опоры. Предусмотрено также сообщение кабины с помещением /3, имеющим выход на тележку и потом на портал крана.
. Индивидуальные механизмы. Аварийноремонтные затворы в случае необходимости обслуживаются канатными механизмами (рис. 1.1) или гидроприводами (см. рис. 1.2 и 1.3), обеспечивающими быстрое опускание затворов по командам от приборов автоматической защиты при разрыве турбинного водовода или при разгоне гидроагрегата.
Канатные механизмы с быстрым спуском затворов применяются в ряде случаев на малоагрегатных ГЭС.
На рис. 2.5 показан канатный механизм. основными элементами которого являются рама 1 и двухсекционный барабан 2 для наматывания канатов. Механизм снабжен тормозным генератором 6.
При срабатывании приборов автоматической защиты ГЭС тормоз 3 размыкается и затвор под действием собственного веса начинает опускаться. В конце опускания затвора командоаппаратом 7 разрывается цепь питания тормозного электромагнита, тормоз под действием пружины замыкается и останавливает механизм.
Необходимая скорость при опускании затвора регулируется за счет электрического торможения с помощью тормозного генератора постоянного тока б, соединенного с валом редуктора 4. Привод этого механизма имеет многоконтактный коман- доаппарат 7 для автоматического ввода сопротивлений в якорную цепь тормозного генератора. Порядок срабатывания контактов устанавливается в зависимости от изменения действующего на затвор удерживающего усилия.
В случае необходимости быстро перекрыть отверстие импульс на быстрый спуск затвора подается автоматически или вручную от ключей, установленных на центральном щите управления и на щите в машинном зале. От любого из указанных импульсов происходит растормаживание механизма от электромагнита постоянного тока и затвор начинает опускаться вниз.
Маневрирование затвором при нормальных условиях эксплуатации произво
дится электродвигателем переменного тока
5. Для этой же цели применяется и колодочный тормоз 3.
Гидроприводы для обслуживания аварийно-ремонтных затворов получили широкое распространение благодаря их основным преимуществам: малым габаритам и массе, простоте и удобству управления, возможности осуществления движения по заданной программе и бесступенчатого регулирования скорости, плавности работы. К недостаткам относятся: утечки рабочей жидкости, снижающие точность работы и КПД системы, необходимость сбора и отвода наружных утечек во избежание загрязнения водотока, технологическая сложность изготовления узлов, необходимость применения высококачественной термически обработанной стали.
Основным элементом гидропривода (рис. 2.6) является гидроцнлнндр, предназначенный для создания усилий на подъем и удерживание затвора при спуске и в верхнем положении. Он состоит из цельнокованого цилиндра 1 с фланцами, штока 2 с поршнем 3 и соединительной гайкой 4, уплотнений поршня н штока 5 и б, верхней и нижней головок 7 и 8 и ряда других деталей. Ннжняя поверхность верхнего опорного фланца 9 выполняется сферической, что позволяет цилиндру са- моустанавливаться на опоре /б. Подвод рабочей жидкости в штоковую полость гидроцилиндра // производится через фланец нижней головки. Встроенный во фланец регулируемый дроссель 12 служит для ограничения скорости опускания затвора при обрыве гидролянии. Положение затвора при его перемещении в пазах определяется с помощью канатной передачи. Канат, закрепленный на штоке, сначала наматывается на барабаны, размешенные в верхней головке цилиндра, а затем на барабан колонки управления. Поршневая полость гидроцилнндра соединяется с распределительной гидропанелью через отверстие в верхнем фланце гидроцилиндра и с гидробаком через отверстие в верхней головке. Соединение гидроцилиндра со штангой затвора осуществляется с помощью проушины 13 и муфты 14. Шток по всей длине хромируется.
Основные параметры вертикального гидроцилиндра с односторонним восприятием нагрузки приведены в табл. 2.1.
В состав гидропривода также входят: насосная установка; колонка управления, служащая для получения заданной последовательности срабатывания элементов гидропривода и указания положения затвора; распределительная гидропансль, обеспечивающая перераспределение потоков рабочей жидкости; гидропанель, предназначенная для защиты насосной установки от перегрузки; насос шестеренный, служащий для подпитки поршневой полости гидроцилиндра при опускании затвора;
Диа- поршня.Предельныйпоршня.Дна-нальное давление в штоко-полости, МПаТеоретическое тяговое ус ИЛ ИС, МИ3207,512510160,68 1,09140201.340010,6160101620 .251,061,692,212,64180202450141802002202520323,342,553,875001525020322,954,7256025020253,944,92280325,9630280203258320327.471025020286,959,723203210,136020325,889,48003603212,540020327.5-112Диа- поршня.Предельныйпоршня.Дна-нальное давление в штоко-полости, МПаТеоретическое тяговое ус ИЛ ИС, МИ3207,512510160,68 1,09140201.340010,6160101620 .251,061,692,212,64180202450141802002202520323,342,553,875001525020322,954,7256025020253,944,92280325,9630280203258320327.471025020286,959,723203210,136020325,889,48003603212,540020327.5-112Таблица 2.1. Параметры вертикальных гидроцилиндров с односторонним восприятием нагрузкиТаблица 2.1. Параметры вертикальных гидроцилиндров с односторонним восприятием нагрузки2424Рис. 2.6. Гидроцилиндр гидропривода 2000—5500—0—11,5Рис. 2.6. Гидроцилиндр гидропривода 2000—5500—0—11,5
Диа- поршня.
Предельный
поршня.
Дна-
нальное давление в штоко-
полости, МПа
Теоретическое тяговое ус ИЛ ИС, МИ
320
7,5
125
10
16
0,68 1,09
140
20
1.3
400
10,6
160
10
16
20 .25
1,06
1,69
2,21
2,64
180
20
2
450
14
180
200
220
25
20
32
3,34
2,55
3,87
500
15
250
20
32
2,95
4,72
560
250
20
25
3,94
4,92
280
32
5,9
630
280
20
32
5
8
320
32
7.4
710
250
20
28
6,95
9,72
320
32
10,1
360
20
32
5,88
9,4
800
360
32
12,5
400
20
32
7.5-1
12
Диа- поршня.
Предельный
поршня.
Дна-
нальное давление в штоко-
полости, МПа
Теоретическое тяговое ус ИЛ ИС, МИ
320
7,5
125
10
16
0,68 1,09
140
20
1.3
400
10,6
160
10
16
20 .25
1,06
1,69
2,21
2,64
180
20
2
450
14
180
200
220
25
20
32
3,34
2,55
3,87
500
15
250
20
32
2,95
4,72
560
250
20
25
3,94
4,92
280
32
5,9
630
280
20
32
5
8
320
32
7.4
710
250
20
28
6,95
9,72
320
32
10,1
360
20
32
5,88
9,4
800
360
32
12,5
400
20
32
7.5-1
12
Таблица 2.1. Параметры вертикальных гидроцилиндров с односторонним восприятием нагрузки
Таблица 2.1. Параметры вертикальных гидроцилиндров с односторонним восприятием нагрузки
24
24
Рис. 2.6. Гидроцилиндр гидропривода 2000—5500—0—11,5
Рис. 2.6. Гидроцилиндр гидропривода 2000—5500—0—11,5
гндролинни, обеспечивающие подвод рабочей жидкости в узлы гидропривода и управление гидроприводом.
Гидроприводом выполняются операции: открытие байпаса, подъем и опускание затвора в спокойную воду, опускание затвора в текучую воду, удерживание затвора в поднятом положении.
КОНСТРУКЦИИ РЕМОНТНЫХЗАТВОРОВ ОТСАСЫВАЮЩИХ ТРУБ
И МЕХАНИЗМЫ ДЛЯ ИХОБСЛУЖИВАНИЯ
Затворы, устанавливаемые в пазы, получили наибольшее распространение. Они выполняются плоскими скользящими, ригельной конструкции. Обшивка располагается со стороны нижнего бьефа (с напорной стороны), контур уплотнений имеется со стороны верхнего бьефа. Для уплотнения применяется Р-образный резиновый элемент. Пролетное строение затвора снабжается боковыми и обратными упорами, выдвижными подхватами, в отдельных случаях байпасами, подвесом для сцепления с захватной балкой. В качестве опорноходовых частей применяют стальные полозья с запрессованным в них древесно- слоистым пластиком ДСП-Err. Рабочий путь состоит из стальной плиты, заделанной в бетон, с приваренным к ней квадратом из нержавеющей стали с отшлифованной рабочей поверхностью.
На рис. 2.7 изображен затвор, устанавливаемый в прорезь диффузора отсасывающей трубы. Для предохранения прорези от засорения затвор выполнен с надстройкой, высота которой назначается равной толщине перекрытия отсасывающей трубы. Для уменьшения фильтрации воды через уплотнения затвора осуществляется прижатие контура уплотнений к закладным частям за счет прокатки колес на нижней кромке затвора по наклонным плоскостям. При расположении колес в пролете такой плоскостью является пол отсасывающей трубы, при недостаточном уклоне пола — стальные направляющие в пазах. Вертикальные части уплотняются за счет поворота затвора относительно колес в сторону верхнего бьефа, происходящего за счет несовпадения центра массы затвора с осью колес.
Вместо колес могут быть применены наклонные рычаги, шарнирно прикрепленные к нижней кромке затвора \ создающие прижимающую уплотнения силу, примерно в 1,5 раза большую, чем при колесах.
В качестве механизмов для маневрирования затворами применяются мостовые, полукозловые и козловые краны, стационарные канатные механизмы (для малоагрегатных ГЭС), а при ограниченном габарите сооружения над отсасывающими трубами — подвесные тележки, перелвн- г.аюшнеся по монорельсам.
Плавучие затворы работают как стоечная конструкция. Нижней опорой затвора служит порог, верхней — перекрытие отсасывающей трубы. На рис. 2.8 показан за-
А. с. 791836 СССР. Затвор гидротехнических Сооружений/Д. М. Савин. БИ. 1980. № 48.
Рис. 2.7. Ремонтный затвор 7—5—27,2:
/ — обшивка: 2 — контур уплотнений: 3 — резиновый элемент уплотнения; 4 — боковые упоры; л — обратные упоры (распорки): 6 — выдвижной подхват; 7 — подвес для сцепления с захватной балкой;
8 — опорно-ходовые части (опорные полозья с вкладышами нз ДСП-Бгт); 9 —ригели; 10 — рабочий путь; // — надстройка; 12— колеса: 13—/5— закладные части
твор, плавучесть которого обеспечивается коробчатой формой пролетного строения и двумя цилиндрическими поплавками. Затвор имеет систему затопления и продувки поплавков (водяные и воздушные краны) и задвижку затопления пролетного строения. К верхней обвязке затвора на двух шарнирах крепится поворотная рама. Положение рамы в пространстве при транспортировке затвора на плаву фиксируется двумя цепями. Затвор имеет резиновое уплотнение, причем верхний и нижний его участки одновременно служат опорными частями пролетного строения.
Установка затвора в рабочее положение состоит нз следующих операций:
Затвор катером транспортируют на
плаву к месту установки. Все задвижки и краны на затворе закрыты.
Проушины поворотной рамы совмещают с проушинами закладных частей и соединяют с ними осями, при этом поворот рамы на нужный угол производят с помощью ручных лебедок, монтируемых на сооружении перед установкой затвора (положение f):
Открывают задвижки затопления коробчатого пролетного строения.
Открывают воздушные и водяные краны переднего поплавка, и после его затопления верхняя часть затвора висит на раме, нижняя часть плавает на воде, поддерживаемая незатопленным задним поплавком (положение 11\.
Открывают воздушные я водяные краны заднего поплавка, и затвор, поворачиваясь относительно проушин рамы, сам устанавливается в рабочее положение. Уплотнения прижимаются к закладным частям по всему контуру (положение ///).
Удаление затвора осуществляется в следующей последовательности:
Продувают сжатым воздухом задний поплавок (давление сжатого воздуха 0,2 МПа) и после всплытия нижней части затвора закрывают водяные крапы заднего поплавка для предотвращения его само- затопления после отключения сжатого воздуха.
Продувают сжатым воздухом передний поплавок и после всплытия верхней части затвора закрывают водяные краны переднего поплавка. Затвор плавает с затопленной коробкой, поддерживаемом опорожненными поплавками.
Насосы удаляют воду из коробки затвора, и он полностью всплывает.
Затвор катером буксируют к месту хранения. Хранение затвора осуществляется на специальной стреле на высоте 0,8 м над максимальным уровнем нижнего бьефа.
Z5. ОПРЕДЕЛЕНИЕ МАССЫПЛОСКИХ ЗАТВОРОВ И УСИЛИЙПРИ МАНЕВРИРОВАНИИ ЗАТВОРАМИ
Определение массы затворов. Для технико-экономических обоснований вариантов компоновок механического оборудования и оценки экономичности выбранной конструкции затвора масса затвора может быть определена по эмпирическим формулам или по графику, построенному на основании ранее выполненных проектов (рис. 2.9). График относится к затворам сварной конструкции со сплошными ригелями, изготавливаемыми из углеродистой стали марок ВСтЗ, Гпс5, ВСтЗспб (ГОСТ 380—71*), В18Гпс (ГОСТ 23570—79), сталь 16Д (ГОСТ 6713—75) с пределом текучести от = = 220 4-240 МПа. Для затворов, изготавливаемых из низколегированных сталей 09Г2-12,09Г2С-12,09Г2С-15 (ГОСТ
19282—73), 09Г2 и 09Г2С (ГОСТ 5521—86) и ряда других с пределом текучести от = = 300 4-370 МПа, найденная по графику масса умножается на коэффициент, равный 0,87. На стадии проекта масса кон-
Воздух
Положение!
Вода
Вода
воротная рама:
цепь для
фиксации положения рамы;
4 — проушина закладной части
Рис. 2.8. Установка плавучего затвора в рабочее положение:
/ — ремонтный плавучий затвор 13,7!—6,25—10,7; 2 — цилиндрические поплавки диаметром 1630 мм; 3 — по-
6
..•о ‘.о.**;
Положение Ш
оздух
Положение!!
Рис. 2.9. График для определения веса G плоских поверхностных и глубинных затворов:1 — колесный поверхностный; 2 — скользящий поверхностный;S —колесный глубинный: 4 — скользящий глубинный: Q — нагрузка на затвор: LoT™ "Ро' лет отверстия в светуРис. 2.9. График для определения веса G плоских поверхностных и глубинных затворов:1 — колесный поверхностный; 2 — скользящий поверхностный;S —колесный глубинный: 4 — скользящий глубинный: Q — нагрузка на затвор: LoT™ "Ро' лет отверстия в светуилиилиМатериалКоэффициенты тренияпокояМЗЛЫ1ЫЙ ТУдвижения мзльныА 'л. уРезина но нержавеющей стали при твердости резины по Шору:0.70.185 ед.70 ед.0.80.155 ед.0.90.1МатериалКоэффициенты тренияпокояМЗЛЫ1ЫЙ ТУдвижения мзльныА 'л. уРезина но нержавеющей стали при твердости резины по Шору:0.70.185 ед.70 ед.0.80.155 ед.0.90.1Таблица 2.4. Коэффициенты трения резиновых уплотнений по нержавеющей сталиТаблица 2.4. Коэффициенты трения резиновых уплотнений по нержавеющей сталиГлава 3ПРЕДТУРБИННЫЕ ЗАТВОРЫГлава 3ПРЕДТУРБИННЫЕ ЗАТВОРЫ
Рис. 2.9. График для определения веса G плоских поверхностных и глубинных затворов:
1 — колесный поверхностный; 2 — скользящий поверхностный;
S —колесный глубинный: 4 — скользящий глубинный: Q — нагрузка на затвор: LoT™ "Ро' лет отверстия в свету
Рис. 2.9. График для определения веса G плоских поверхностных и глубинных затворов:
1 — колесный поверхностный; 2 — скользящий поверхностный;
S —колесный глубинный: 4 — скользящий глубинный: Q — нагрузка на затвор: LoT™ "Ро' лет отверстия в свету
или
или
Материал
Коэффициенты трения
покоя
МЗЛЫ1ЫЙ ТУ
движения мзльныА 'л. у
Резина но нержавеющей стали при твердости резины по Шору:
0.7
0.1
85 ед.
70 ед.
0.8
0.1
55 ед.
0.9
0.1
Материал
Коэффициенты трения
покоя
МЗЛЫ1ЫЙ ТУ
движения мзльныА 'л. у
Резина но нержавеющей стали при твердости резины по Шору:
0.7
0.1
85 ед.
70 ед.
0.8
0.1
55 ед.
0.9
0.1
Таблица 2.4. Коэффициенты трения резиновых уплотнений по нержавеющей стали
Таблица 2.4. Коэффициенты трения резиновых уплотнений по нержавеющей стали
Глава 3
ПРЕДТУРБИННЫЕ ЗАТВОРЫ
Глава 3
ПРЕДТУРБИННЫЕ ЗАТВОРЫ
струкнин определяется по чертежам с добавлением 10—20 % на неучтенные элементы, а на стадии рабочих чертежей — по спецификациям.
Определение усилий при маневрировании плоскими скользящими затворами под напором воды. Тяговое усилие при подъеме затвора в вертикальных пазах определяется по формулам
Р^тДС + Б) +п,(Тмакс 4" ^у- макс) 4"
+ <,кс(2.1)
Рх>тАО + Б) +
+ л| (Гиакс + Ту.ыакс) ^мин (22)
Проверка на посадку при опускании в вертикальных пазах производится по формуле
^2 ^ Л1 (^макс "Г" Гу. макс) ^иакс
— пч (О + Б),(2.3)
Т а 6 л и ц а 2.2. Коэффициенты трения пластика ДСП-Бгт по рельсу из нержавеющей стали
Удельная нагрузка на полоз, кН/м
Коэффициент трения
покоя максимальный.
f
движения мннималь- Т
До 500
0,3
0,065
501 — 1000
0.26
0,055
1001 — 1500
0,23
0,045
1501—2000
0,19
0,045
2001 -2500
0,18
0,04
Более 2500
0.17
0.04
Примечание. При работе опор сколь ження в водной среде с содержанием наносов более 1.2 кг/м1 (например, реки Средней Азии На рын. Вахш и др.) коэффициент трения покоя максимальный принимается равным 1.5: коэффициент трения движения максимальный (,3.
Pj ^ П] (Тмакс 4" Ту накс) Гмн„
— tm (G 4- Б).(2.4)
Проверка на удержание при опускании производится по формуле
Ра > Wi (G 4- 5) —
- л2(^мип + Гу. мин) + ^макс- <2'5) или
Ра>т, (G + Б)—
~ п> (Гмнн + Ту. мни) — ^КИН- <2-6) где mi = 1,1 — коэффициент перегрузки; G — вес затвора, кН: Б — вес балласта, кН; п, = 1,2; л2 = 1 —коэффициенты перегрузки; Т — сила трения в опорно-ходовых частях, кН: Гмакс = /г"акс. Гмин = = /дГмин: / — максимальный коэффициент трения покоя опорного полоза затвора по
Таблица 2.3. Коэффициенты трения стали и дерева по стали
Материал
Коэффициенты трения
ПОКОЯ макси мальный f
движения мальный G
Сталь по стали
0.5
0.15
Дерево по стали вдоль волокон
0 45
0.2
Дерево по стали поперек волокон
0.55
0,2
рельсу; /, — минимальный коэффициент трения движения опорного полоза по рельсу (расчетные значения коэффициентов трения древеснослоистого пластика ДСП-Бгт по рельсу из нержавеющей стали
3.1. НАЗНАЧЕНИЕ И ТИПЫ ЗАТВОРОВ
Предтурбинные затворы на турбинных водоводах устанавливают для выполнения следующих функций:
прекращения доступа воды к гидротурбине при нормальных условиях эксплуатации, а также для проведения ревизий и ремонта ее узлов; закрытие затвора при этом происходит в практически неподвижной воде (при закрытом направляющем аппарате) и осуществляется автоматически в общем цикле пуска и остановки гидроагрегата или вручную с местного поста управления.
прекращения доступа воды к гидротурбине или в турбинный водовод в аварийных случаях (при -разгоне турбины и выходе из строя направляющего аппарата, разрыве турбинного водовода или падения давления масла в котле МНУ ниже допустимого); закрытие затвора при этом производится в потоке воды автоматически от импульса соответствующих устройств;
прекращения доступа воды к гидроагрегату ГАЭС при необходимости изменения направления вращения ротора в процессе перевода из одного режима в другой.
При напорной деривации перед турбинным водоводом могут устанавливаться два затвора: аварийно-ремонтный, обычно дисковый, и перед ним ремонтный затвор плоский или дисковый. Если через один водовод подается вода для нескольких
для вычисления сил трения в опорно-ходовых частях приведены в табл. 2.2. прочих материалов — в табл. 2.3); Смакс. Г Ин—
гидравлические нагрузки, нормальные к направлению движения (передающиеся на опорно-ходовые части затвора), кН: ^макс ^мин — гидравлические нагрузки, параллельные направлению движения, кН (совпадают с направлением движения или могут быть направлены в противоположную сторону); Т, — сила трения в уплотнениях, кН: Т, ...с = P,f„ Ту. „,« = Priya: Р,—давление воды на уплотнение, кН: /у — максимальный коэффициент трения покоя уплотнения по закладной части; 1уХ — минимальный коэффициент трения движения уплотнения по закладной части: т2 = 0,9 — коэффициент перегрузки при определении минимальных расчетных значений.
Расчетные значения коэффициентов трения резиновых уплотнений по нержавеющей стали (закладным частям) приведены в табл. 2.4.
турбин, то на каждом ответвлении ставят затвор. Необходимость установки такого затвора определяется требованием продолжения работы остальных турбин при отключении одной турбины. При индивидуальном водоводе гидротурбины согласно [2] предтурбинный затвор ставится при напорах больше 300 м для предохранения направляющего аппарата от щелевой кавитации н чрезмерных протечек, а также при напорах от 200 до 300 м при числе часов использования агрегата менее 3000 в год.
Предтурбинный затвор в аварийных ситуациях позволяет быстрее прекратить подачу воды к турбине, чем затвор, установленный в начале водовода. Кроме того, он позволяет проводить ремонт турбины без опорожнения водовода.
Предтурбинные затворы подразделяются на две группы: шаровые и дисковые. Затворы маркируют тремя индексами, которые обозначают группу затворов, размер проходного сечения в сантиметрах, статический максимальный напор в метрах водяного столба.
Группу затворов обозначают двумя прописными буквами: ЗШ —затвор шаровой; ЗД — затвор дисковый; ЗК — затвор кольцевой и одной или двумя строчными буквами, обозначающими тип клапана или диска: с — плоскоскошеннын диск; б — бипланный диск; бс — бипланный симметричный диск; пс — проточный плоскоскошенный диск; т — тарельчатый клапан; кр —
Таблица 3.1. Схема и характеристика шарового затвора
Продолжение табл. 3.2
Тип и схема затвора
Характеристика затвора
Параметры применения
Напор статический, м
Диаметр проходного сечения, мм
Корпус затвора / имеет сфериче-
170; 230;
800; 900;
скую поверхность, ротор 2 вы-
310; 400;
1000; 1250;
полнен в виде трубы диаметром.
500; 600;
1400; 1600;
равным диаметру турбинного во-
710; 800;
1800; 2000;
довода в эоне затвора. В открытом положении затвора ротор является продолжением водовода и не оказывает дополнительного сопротивления потоку. Клапан 3 выполнен в виде сферической тарелки. Перекрытие потока осуществляется поворотом ротора на 90° и прижатием клапана к выходной кромке корпуса затвора. Передвижение клапана в роторе осуществляется автоматически от давления воды турбинного водовода
Затвор имеет оперативное уплотнение на выходе и ремонтное на входе
Уровень протечек через оперативное уплотнение составляет 0,005 л/с на 1 м длины уплотнения
и выше
2240; 2500;
2800, 3150;
3550; 4000; 4500
Затвор шаровой с тарельчатым клапаном типа ЗШт
Таблица 3.2. Схемы и характеристики дисковых затворов
Параметры применения
Гм и схема затвора
Затвор дисковый с плоскоскошенным диском
30
Тиа м схема затвора
Характеристика затвора
Напорстатический.
Диаметрпроходногосечения, мм
Затвор дисковый би- планпый симметричный типа ЗДбс
Диск затвора 1 состоит из двух пластин, равных диаметру затвора, связанных ребрами. Пластины и ребра образуют каналы, свободные для прохода потока. Обе пластины имеют уплотнения. Корпус 2— цилиндр с ребрами. Для уменьшения протечек в полости между уплотнениями предусматривается дренаж. Уровень протечек через уплотнение при открытом дренаже не более 0,05 л/с на 1 м уплотнения
115; 170;230
2800; 3150;
3550; 4000;
4500; 5000
Характеристика затвора
Параметры применения
Напор статический, м
Диаметр проходного сечения, мм
Ротор затвора / выполняется в
45; 75; 115;
1600; 1800;
виде диска плоскоскошенной
170
2000; 2240;
формы, корпус 2 представляет со-
2500; 2800;
бой цилиндр с фланцами. Пере-
3150; 3550;
крытие потока осуществляется
400U; 4500;
поворотом диска на 90°. Уплот-
5000; 5600;
нение затвора производится различными по конструкции резиновыми уплотнителями, которые могут располагаться как в корпусе затвора, так и на диске. Уровень протечек через уплотнение не более 0,2 л на 1 м уплотнения
6300; 7100;
7600
Диск затвора 1 состоит из двух
45; 75; 115;
2800; 3150;
пластин, связанных ребрами и
170
3550; 4000;
образующих решетку-ферму, свободную для прохода потока, корпус 2— цилиндр с фланцами. Одна из пластин, равная диаметру затвора, перекрывает поток и несет уплотнение, вторая срезана по краям для уменьшения гидравлического сопротивления. Уплотнение затвора по всей периферии диска. Уровень протечек через уплотнение не более 0,1 л/с на 1 м уплотнения
4500; 5000
Затвор дисковый би- планнын типа ЗДб
кольцевой клапан на роторе: кк — кольцевой клапан в корпусе затвора. Размер диаметра проходного сечения затвора в сантиметрах вписывается после индекса группы затворов. Напор статический максимальный в метрах водяного столба вписывается после дефиса за размером затвора.
Пример условного обозначения затвора: Зшт300-500 (затвор шаровой с тарельчатым клапаном с размером проходного сечения 300 см на напор максимальный статический 500 м).
Шаровые затворы отличаются конструкцией корпуса, ротора, запорных органов (рабочего и ремонтного уплотнений) или приводом затвора (см. § 3.3). Шаровые затворы применяют обычно на статические напоры свыше 200 м и устанавливают перед спиральной камерой турбины, насос-турбины высоконапорных ГЭС, ГАЭС. Схемы, параметры применения шаровых затворов приведены в табл. 3.1.
Дисковые затворы отличаются (см. § 3.2) формой диска, конструкцией уплотнения, расположением оси поворота (вертикальное или горизонтальное). Дисковые затворы с плоскоскошенным диском или с бипланным диском однорядного уплотнения применяют на статические напоры до 170 м, с симметричным бипланным диском двухрядного уплотнения — на статические напоры до 230 м.
Характеристики дисковых затворов приведены в табл. 3.2.
Технические требования к затворам. Гидравлические затворы, как орган аварийной и ремонтной защиты гидроагрегата (турбинного водовода), т. е. очень дорогостоящих конструкций, должны обладать высокой степенью надежности н достаточной плотностью при закрытом положении, чтобы гарантировать безаварийную работу гидроагрегатов, а также обеспечивать возможность производства ремонтных работ.
ревизий на турбинах, турбинных водоводах и в то же время создавать (в открытом положении) наименьшее гидравлическое сопротивление потоку воды.
Затворы должны закрываться при скоростях воды, имеющих место в аварийных случаях (разрыв турбинного водовода, разгон гидроагрегата).
Максимальное время аварийного закрытия оперативного затвора устанавливается в пределах 30—120 с, минимальное — определяется по допустимому значению гидравлического удара в турбинном водоводе.
Время закрытия и открытия затворов, имеющих только ремонтное назначение, маневрирование которыми производится в условиях уравновешенного давления воды, определяется эксплуатационными требованиями и составляет 120—300 с.
Наиболее широкое применение получили дисковые и шаровые затворы различных модификаций.
3.2. КОНСТРУКЦИИ ДИСКОВЫХЗАТВОРОВ
Дисковые затворы с плоскоскошенным диском. Дисковые затворы с плоскоскошенным диском показаны на рис. 3.1. Параметры и размеры затворов приведены в табл. 3.3 и 3.4.
Дисковые затворы состоят из корпуса 1, диска 2, узла уплотнения 3, подшипников 4, рычагов 5, сервомоторов 6, фундаментных болтов 7, стопорного устройства 8.
Корпус затвора выполняется литым, сварно-литым или сварным. Затворы диаметром 2600 мм и более имеют разъемный корпус (из двух или более частей). Корпус имеет лапы для установки на фундамент, фланцы для соединения с турбинным водоводом и спиральной камерой турбины,
31
Рис. 3.1. Затвор дисковый с плоскоскошенным диском типа ЗДсРис. 3.1. Затвор дисковый с плоскоскошенным диском типа ЗДсТип затвораДиаметр затвора.Напор статиче-Расход расчет mVc’Диаметр сервомотора.Число сервомоторовВремя тия-отИры тия.Масса затвора.ЗДс 120-25 •1200251,8——602.7ЗДс130-1201300120133501454,4ЗДс160-П51600115740011205,7ЗДс220-7522007510350118012,2ЗДс240-6024006032350218017,1ЗДс260-12026001202960019020,5ЗДс320-8032008082500212033ЗДс360-4636004658400212018.2ЗДс550-75550075144600218082ЗДс600-12060001201808002120135Тип затвораДиаметр затвора.Напор статиче-Расход расчет mVc’Диаметр сервомотора.Число сервомоторовВремя тия-отИры тия.Масса затвора.ЗДс 120-25 •1200251,8——602.7ЗДс130-1201300120133501454,4ЗДс160-П51600115740011205,7ЗДс220-7522007510350118012,2ЗДс240-6024006032350218017,1ЗДс260-12026001202960019020,5ЗДс320-8032008082500212033ЗДс360-4636004658400212018.2ЗДс550-75550075144600218082ЗДс600-12060001201808002120135• С электроприводом.• С электроприводом.Тип затвораВхНхнLиС,КЗДс 120-25137522701200500ЗДс130-12016506501800225014501200900ЗДс160-11519158001920281517201425900ЗДс220-752530100017953650235018001100ЗДс240-602730110025554135247020651200ЗДс320-803740140028705370350025001500ЗДс360-46418015554860330033001000ЗДс550-756500300035657800400036751800ЗДс600-1207000280038008380600044102000Тип затвораВхНхнLиС,КЗДс 120-25137522701200500ЗДс130-12016506501800225014501200900ЗДс160-11519158001920281517201425900ЗДс220-752530100017953650235018001100ЗДс240-602730110025554135247020651200ЗДс320-803740140028705370350025001500ЗДс360-46418015554860330033001000ЗДс550-756500300035657800400036751800ЗДс600-1207000280038008380600044102000Таблица 3.4. Основные размеры дисковых затворов с плоскоскошенным диском, ммТаблица 3.4. Основные размеры дисковых затворов с плоскоскошенным диском, ммРис. 3.3. Затвор дисковый с биплаиным диском типа ЗДб3 Под ред. К). С. -Васильеве33Рис. 3.3. Затвор дисковый с биплаиным диском типа ЗДб3 Под ред. К). С. -Васильеве33Рис. 3.2. Подшипник цапф дискового затвораРис. 3.2. Подшипник цапф дискового затвора
Рис. 3.1. Затвор дисковый с плоскоскошенным диском типа ЗДс
Рис. 3.1. Затвор дисковый с плоскоскошенным диском типа ЗДс
Тип затвора
Диаметр затвора.
Напор статиче-
Расход расчет mVc’
Диаметр сервомотора.
Число сервомоторов
Время тия-отИры тия.
Масса затвора.
ЗДс 120-25 •
1200
25
1,8
—
—
60
2.7
ЗДс130-120
1300
120
13
350
1
45
4,4
ЗДс160-П5
1600
115
7
400
1
120
5,7
ЗДс220-75
2200
75
10
350
1
180
12,2
ЗДс240-60
2400
60
32
350
2
180
17,1
ЗДс260-120
2600
120
29
600
1
90
20,5
ЗДс320-80
3200
80
82
500
2
120
33
ЗДс360-46
3600
46
58
400
2
120
18.2
ЗДс550-75
5500
75
144
600
2
180
82
ЗДс600-120
6000
120
180
800
2
120
135
Тип затвора
Диаметр затвора.
Напор статиче-
Расход расчет mVc’
Диаметр сервомотора.
Число сервомоторов
Время тия-отИры тия.
Масса затвора.
ЗДс 120-25 •
1200
25
1,8
—
—
60
2.7
ЗДс130-120
1300
120
13
350
1
45
4,4
ЗДс160-П5
1600
115
7
400
1
120
5,7
ЗДс220-75
2200
75
10
350
1
180
12,2
ЗДс240-60
2400
60
32
350
2
180
17,1
ЗДс260-120
2600
120
29
600
1
90
20,5
ЗДс320-80
3200
80
82
500
2
120
33
ЗДс360-46
3600
46
58
400
2
120
18.2
ЗДс550-75
5500
75
144
600
2
180
82
ЗДс600-120
6000
120
180
800
2
120
135
• С электроприводом.
• С электроприводом.
Тип затвора
Вх
Нх
н
L
и
С,
К
ЗДс 120-25
1375
2270
1200
500
ЗДс130-120
1650
650
1800
2250
1450
1200
900
ЗДс160-115
1915
800
1920
2815
1720
1425
900
ЗДс220-75
2530
1000
1795
3650
2350
1800
1100
ЗДс240-60
2730
1100
2555
4135
2470
2065
1200
ЗДс320-80
3740
1400
2870
5370
3500
2500
1500
ЗДс360-46
4180
1555
4860
3300
3300
1000
ЗДс550-75
6500
3000
3565
7800
4000
3675
1800
ЗДс600-120
7000
2800
3800
8380
6000
4410
2000
Тип затвора
Вх
Нх
н
L
и
С,
К
ЗДс 120-25
1375
2270
1200
500
ЗДс130-120
1650
650
1800
2250
1450
1200
900
ЗДс160-115
1915
800
1920
2815
1720
1425
900
ЗДс220-75
2530
1000
1795
3650
2350
1800
1100
ЗДс240-60
2730
1100
2555
4135
2470
2065
1200
ЗДс320-80
3740
1400
2870
5370
3500
2500
1500
ЗДс360-46
4180
1555
4860
3300
3300
1000
ЗДс550-75
6500
3000
3565
7800
4000
3675
1800
ЗДс600-120
7000
2800
3800
8380
6000
4410
2000
Таблица 3.4. Основные размеры дисковых затворов с плоскоскошенным диском, мм
Таблица 3.4. Основные размеры дисковых затворов с плоскоскошенным диском, мм
Рис. 3.3. Затвор дисковый с биплаиным диском типа ЗДб
3 Под ред. К). С. -Васильеве33
Рис. 3.3. Затвор дисковый с биплаиным диском типа ЗДб
3 Под ред. К). С. -Васильеве33
Рис. 3.2. Подшипник цапф дискового затвора
Рис. 3.2. Подшипник цапф дискового затвора
втулки для установки подшипников, патрубки для подсоединения байпаса и клапанов. Диск затвора литой, сварной или сварно-литой конструкции, имеет плоскоскошенную форму, благодаря чему потери напора в открытом положении затвора могут быть сведены к минимуму. Диски затворов диаметром 4 м н более делаются разъемными из трех частей: центральной и двух боковых из условия транспортировки и технологии производства. Цапфы диска могут быть выполнены в виде
Таблица 3.3. Параметры дисковых
32
сплошного вала, на который насаживается диск и который фиксируется на валу штифтами, либо сварными с корпусом диска, либо отлитыми заодно целое с диском. На рис. 3.1 показаны варианты сварных и цельнолитых цапф. Периферийная часть диска выполняется из нержавеющей стали во избежание коррозионного и кавитационного износа.
Конструкция подшипника с уплотнением, вынесенным за ось поворота диска, показана на рис. 3.2. Подшипник состоит
затворов с плоскоскошенным диском
из бронзовой, смазываемой густой смазкой втулки 7, запрессованной в корпус 6 В настоящее время разработана и внедряется конструкция самосмазывающихся втулок из слоистого пластика типа СП-ПФ. состоящего из антифрикционного слоя — полиамида-фторопласта (ПФ) и арматурного слоя—стеклопластика (СП).
Зона цапфы 1, сопрягаемая с втулкой 7, облицовывается слоем нержавеющей стали. Подшипник изолируется от попадания в него воды на входе резиновой манжетой 8 и на выходе такой же манжетой 4. Манжеты распираются кольцами 9 и 5. Для ограничения передвижения ротора (диска) вдоль оси подшипников на крышке 3 устанавливается дистанционное кольцо 2 с зазором 0,2—0,4 мм.
Дисковые затворы уплотняются рези новыми профильными шнурами.
Поворот диска производится сервомоторами 6 (рис. 3.1) через рычаг 5 Диск
стопорится в закрытом и открытом положении или только в закрытом положении в зависимости от схемы управления и конструкции затвора. При работе схемы управления от давления масла МНУ стопорение диска производится только в закрытом положении затвора для обеспечения безопасности производства ремонтных работ в спиральной камере гидротурбин без осушения турбинного водовода. При работе схемы управления от маслонасосного агрегата стопорение диска производится как в закрытом, так и в открытом положении затвора. При закрытии затвора грузовым приводом стопорение диска производится только в открытом положении затвора.
Дисковые затворы с бипланным (решетчатым) диском. В настоящее время широкое применение находят так называемые (по их первичной разработке и применению) бипланные или решетчатые дисковые затворы. Название произошло от формы диска. представляющего собой пространствен-
Таблица 3.5. Параметры проточных дисковых бипланных затворовТаблица 3.5. Параметры проточных дисковых бипланных затворовТип затвораДиаметр затвора.Напор статнче-Расход расчет-м*/сДиаметр сервомотора.Число сервомоторовВремя закры- тмя-откры- тиа. сзатвора.ЗДбс260-115260011532500212025ЗДбс400-23040002301409002120140ЗД6с450-126 *4500125133—1120105ЗДпс760-757600753099002120195Тип затвораДиаметр затвора.Напор статнче-Расход расчет-м*/сДиаметр сервомотора.Число сервомоторовВремя закры- тмя-откры- тиа. сзатвора.ЗДбс260-115260011532500212025ЗДбс400-23040002301409002120140ЗД6с450-126 *4500125133—1120105ЗДпс760-757600753099002120195• С грузовым приводом.• С грузовым приводом.Тиа затвораD,ЯLL.иьRЗДбс260-1152 8701 5004 3402 00019501 400700ЗДбс400-2304 4002 7007 4003 4003 30017501 300ЗДбс450-1254 7702 7006 93534003 3601 4001 300ЗДпс760-757 9004 250105006 5004 8501 8001 200Тиа затвораD,ЯLL.иьRЗДбс260-1152 8701 5004 3402 00019501 400700ЗДбс400-2304 4002 7007 4003 4003 30017501 300ЗДбс450-1254 7702 7006 93534003 3601 4001 300ЗДпс760-757 9004 250105006 5004 8501 8001 200Таблица 3.6. Основные размеры проточных дисковых бипланных затворов, ммТаблица 3.6. Основные размеры проточных дисковых бипланных затворов, ммную решетку в виде двух пластин, соединенных ребрами.
Таблица 3.5. Параметры проточных дисковых бипланных затворов
Таблица 3.5. Параметры проточных дисковых бипланных затворов
Тип затвора
Диаметр затвора.
Напор статнче-
Расход расчет-
м*/с
Диаметр сервомотора.
Число сервомоторов
Время закры- тмя-откры- тиа. с
затвора.
ЗДбс260-115
2600
115
32
500
2
120
25
ЗДбс400-230
4000
230
140
900
2
120
140
ЗД6с450-126 *
4500
125
133
—
1
120
105
ЗДпс760-75
7600
75
309
900
2
120
195
Тип затвора
Диаметр затвора.
Напор статнче-
Расход расчет-
м*/с
Диаметр сервомотора.
Число сервомоторов
Время закры- тмя-откры- тиа. с
затвора.
ЗДбс260-115
2600
115
32
500
2
120
25
ЗДбс400-230
4000
230
140
900
2
120
140
ЗД6с450-126 *
4500
125
133
—
1
120
105
ЗДпс760-75
7600
75
309
900
2
120
195
• С грузовым приводом.
• С грузовым приводом.
Тиа затвора
D,
Я
L
L.
и
ь
R
ЗДбс260-115
2 870
1 500
4 340
2 000
1950
1 400
700
ЗДбс400-230
4 400
2 700
7 400
3 400
3 300
1750
1 300
ЗДбс450-125
4 770
2 700
6 935
3400
3 360
1 400
1 300
ЗДпс760-75
7 900
4 250
10500
6 500
4 850
1 800
1 200
Тиа затвора
D,
Я
L
L.
и
ь
R
ЗДбс260-115
2 870
1 500
4 340
2 000
1950
1 400
700
ЗДбс400-230
4 400
2 700
7 400
3 400
3 300
1750
1 300
ЗДбс450-125
4 770
2 700
6 935
3400
3 360
1 400
1 300
ЗДпс760-75
7 900
4 250
10500
6 500
4 850
1 800
1 200
Таблица 3.6. Основные размеры проточных дисковых бипланных затворов, мм
Таблица 3.6. Основные размеры проточных дисковых бипланных затворов, мм
Проточные дисковые бнпланные затворы показаны на рис. 3.3 и 3.4, параметры и размеры, освоенные производством, приведены в табл. 3.5 и 3.6.
Эти затворы можно разделить на две группы: с одной силовой пластиной и одним рядом уплотнений (рис. 3.3), применяются на напоры до 170 м, обозначаются ЗДб: с двумя силовыми пластинами и двумя рядами уплотнении (рис. 3.4), применяются на напоры до 230 м, обозначаются ЗДбс.
Затворы первой группы обладают меньшим гидравлическим сопротивлением. Коэффициент гидравлического сопротивления затворов первой группы в пределах 0,06—0,09, второй группы в пределах 0,09—0,12.
Затворы второй группы имеют преимущество, заключающееся в герметичности
закрытого затвора, так как их конструкция предусматривает наличие второго (резервного) уплотнения и дренажа между уплотнениями. При включении обоих рядов уплотнения и открытом дренаже протечки через затвор второй группы в 2— 3 раза меньше, чем через затвор первой группы. При выборе типа затвора учитываются оба фактора.
При расчете бипланного затвора необходимо учитывать, что на диск биплан- ной формы действует гидравлический момент, увеличенный в 1,5—2 раза по сравнению с диском плоскоскошенной формы. Это объясняется тем, что поток, проходя через диск бипланной формы, действует на две пластины, а через диск плоскоскошенной формы — на одну пластину.
Дисковые затворы типов ЗДб и ЗДбс (рис. 3.3 и 3.4) состоят из диска 1, ребер 2 иежку пластинами 5 и 7, корпуса 3, подшипников 4, рабочего уплотне-
ния 6, сервомотора 8, резервного уплотнения 9 (для ЗДбс). Конструкция корпуса затвора, подшипников, рычагов, сервомоторов, уплотнений подобна конструкциям одноименных узлов затвора с плоскоскошенным диском.
Исследования проточных дисковых бипланных затворов показали следующее: гидравлические потери в бипланном затворе составляют 70—80 % потерь в дисковых затворах с плоскоскошенным диском; проточные затворы оказывают меньшее возмущающее воздействие на стационарность потока за затвором; возможность уплотнения затвора по всей периферии диска; равноскоростные затворы (выполнены по принципу постоянной скорости в турбинном водоводе и затворе) и обычные затворы (имеют один и тот же диаметр с турбинным водоводом) имеют одно значение коэффициента гидравлического сопротивления; коэффициент гидравлического сопротивлёния в режиме обратного потока (ГАЭС, насосные станции) на 5— 10 % больше, чем при прямом потоке; ко
эффициент гидравлического сопротивления проточного затвора с обтекателями цапф на 10 % меньше коэффициента сопротивления затвора без обтекателей.
Минимальный размер проточных затворов ограничивается технологией сварки вертикальных ребер к двум параллельным плитам.
Максимальный размер затворов ограничивается производственным оборудованием, возникающими при транспортировке проблемами деления диска на части, его жесткости и гидродинамическими условиями работы диска.
КОНСТРУКЦИИ ШАРОВЫХЗАТВОРОВ
Шаровые затворы с тарельчатым клапаном типа ЗШт показаны на рис. 3.5, их размеры и параметры приведены в табл. 3 7 и 3.8.
Рнс. 3.4. Затвор дисковый с бипланным диском типа ЗДбсРнс. 3.4. Затвор дисковый с бипланным диском типа ЗДбсРис. 3.5. Затвор шаровой типа ЗШтРис. 3.5. Затвор шаровой типа ЗШтШаровой затвор состоит из корпуса /. ротора с цапфами 2, клапана рабочего
Рнс. 3.4. Затвор дисковый с бипланным диском типа ЗДбс
Рнс. 3.4. Затвор дисковый с бипланным диском типа ЗДбс
Рис. 3.5. Затвор шаровой типа ЗШт
Рис. 3.5. Затвор шаровой типа ЗШт
Тип затво} 1Днам тр эагио*;а.Напор,расчет-м 7сДиаметр мотора.Число сервомоторовВремя закры- тия-откры-Масса затвора.ЗШт130-950130095040026043ЗШт 180-375180037541500212064ЗШт260-2802600280716002120128ЗШт300-5503000550908002120270ЗШт420-40042004001 ".01 002120570Тип затво} 1Днам тр эагио*;а.Напор,расчет-м 7сДиаметр мотора.Число сервомоторовВремя закры- тия-откры-Масса затвора.ЗШт130-950130095040026043ЗШт 180-375180037541500212064ЗШт260-2802600280716002120128ЗШт300-5503000550908002120270ЗШт420-40042004001 ".01 002120570Таблица 3,7. Параметры шаровых затворов с тарельчатым клапаномТаблица 3,7. Параметры шаровых затворов с тарельчатым клапаномуплотнения со сменным кольцом 3, обводного трубопровода разгрузки ремонтного уплотнения 4, узла ремонтного уплотнения 5, гидроклапана 6, байпаса 7, рычагов 8, сервомоторов 9 и подшипников скольжения 10.
Тип затво} 1
Днам тр эагио*;а.
Напор,
расчет-
м 7с
Диаметр мотора.
Число сервомоторов
Время закры- тия-откры-
Масса затвора.
ЗШт130-950
1300
950
400
2
60
43
ЗШт 180-375
1800
375
41
500
2
120
64
ЗШт260-280
2600
280
71
600
2
120
128
ЗШт300-550
3000
550
90
800
2
120
270
ЗШт420-400
4200
400
1 ".0
1 00
2
120
570
Тип затво} 1
Днам тр эагио*;а.
Напор,
расчет-
м 7с
Диаметр мотора.
Число сервомоторов
Время закры- тия-откры-
Масса затвора.
ЗШт130-950
1300
950
400
2
60
43
ЗШт 180-375
1800
375
41
500
2
120
64
ЗШт260-280
2600
280
71
600
2
120
128
ЗШт300-550
3000
550
90
800
2
120
270
ЗШт420-400
4200
400
1 ".0
1 00
2
120
570
Таблица 3,7. Параметры шаровых затворов с тарельчатым клапаном
Таблица 3,7. Параметры шаровых затворов с тарельчатым клапаном
Корпус затвора выполняется, как правило, литым и имеет вертикальный или горизонтальный разъем. Затворы диаметром свыше 3 м имеют разъем корпуса в двух взаимно перпендикулярных плоскостях из условий технологии сборки и транспортировки. На нижней части корпуса выполняются четыре лапы для установки затвора на фундамент. В корпусе выполняются расточки под подшипник по оси вращения ротора, с входной стороны — под подвижное кольцо ремонтного уплотнения, с выходной стороны — для установки седла (кольца) рабочего уплотнения. На корпусе выполняются три прилива с отверстиями: один с входной стороны вверху (для присоединения обвода разгрузки ремонтного уплотнения): два с выходной стороны (вверху — для присоединения байпаса, внизу — для выпуска воды из корпуса затвора).
Тип затвораО,DiDtD.DiHH,H,LUиЗШт130-950278010010010040167015402500120016151760ЗШт 180-3753700200200100802100220022302655200021002300ЗШт260-280—20020015015029502300——250026752975ЗШт300-5505220200200150150349027003125488032403500387031IIT420-4007750180180300200470039004165634040004500Тип затвораО,DiDtD.DiHH,H,LUиЗШт130-950278010010010040167015402500120016151760ЗШт 180-3753700200200100802100220022302655200021002300ЗШт260-280—20020015015029502300——250026752975ЗШт300-5505220200200150150349027003125488032403500387031IIT420-4007750180180300200470039004165634040004500Та блица 3.8. Основные размеры шаровых затворов с тарельчаТа блица 3.8. Основные размеры шаровых затворов с тарельча-RdВBvB;Z650M642445460142036650M802700.4601400361000—35407051760—1200M10041408502070401650M14056001165280056-RdВBvB;Z650M642445460142036650M802700.4601400361000—35407051760—1200M10041408502070401650M14056001165280056Ротор затвора состоит из корпуса и цапф. Корпус ротора может быть литым или сварным. Цапфы (кованые) крепятся к корпусу ротора с помощью резьбовых шпилек (на затворах иаметром более 2 м) или сварки (на затворах диаметром менее 2 м). На корпусе ротора выполняются две расточки: вверху — для установки клапана рабочего уплотнения, внизу — для крепления уплотнительного кольца ремонтного уплотнения. Ротор затвора диаметром более 3 м выполняется разъем
Тип затвора
О,
Di
Dt
D.
Di
H
H,
H,
L
U
и
ЗШт130-950
2780
100
100
100
40
1670
1540
2500
1200
1615
1760
ЗШт 180-375
3700
200
200
100
80
2100
2200
2230
2655
2000
2100
2300
ЗШт260-280
—
200
200
150
150
2950
2300
—
—
2500
2675
2975
ЗШт300-550
5220
200
200
150
150
3490
2700
3125
4880
3240
3500
3870
31IIT420-400
7750
180
180
300
200
4700
3900
4165
6340
4000
4500
Тип затвора
О,
Di
Dt
D.
Di
H
H,
H,
L
U
и
ЗШт130-950
2780
100
100
100
40
1670
1540
2500
1200
1615
1760
ЗШт 180-375
3700
200
200
100
80
2100
2200
2230
2655
2000
2100
2300
ЗШт260-280
—
200
200
150
150
2950
2300
—
—
2500
2675
2975
ЗШт300-550
5220
200
200
150
150
3490
2700
3125
4880
3240
3500
3870
31IIT420-400
7750
180
180
300
200
4700
3900
4165
6340
4000
4500
Та блица 3.8. Основные размеры шаровых затворов с тарельча
Та блица 3.8. Основные размеры шаровых затворов с тарельча
-
R
d
В
Bv
B;
Z
650
M64
2445
460
1420
36
650
M80
2700.
460
1400
36
1000
—
3540
705
1760
—
1200
M100
4140
850
2070
40
1650
M140
5600
1165
2800
56
-
R
d
В
Bv
B;
Z
650
M64
2445
460
1420
36
650
M80
2700.
460
1400
36
1000
—
3540
705
1760
—
1200
M100
4140
850
2070
40
1650
M140
5600
1165
2800
56
ным по условиям транспортировки. Разъем выполняется в горизонтальной плоскости, части ротора соединяются между собой резьбовым крепежом.
Цапфы ротора на участке сопряжения с подшипником облицовываются листами из нержавеющей стали. На наружные концы цапф насаживаются рычаги 8, закрепляемые цилиндрическими шпонками. Поворот ротора осуществляется сервомоторами 9, которые соединяются с рычагами пальцами.
Рабочее уплотнение состоит из тарельчатого клапана 3 и уплотнительного кольца (седла). На клапане располагается сменное кольцо из нержавеющей стали. Клапан располагается в цилиндрической расточке верхнего прилива ротора.
Ремонтное уплотнение 5 состоит из подвижного и неподвижного колец и винтового механизма передвижения кольца. Подвижное кольцо перемещается в расточке входного фланца корпуса затвора в осевом направлении при вращении винтового механизма до упора в кольцо на роторе и тем самым создается необходимое уплотнение.
Зазор в месте сопряжения подвижного кольца с корпусом затвора уплотняется резиновым шнуром. При закрытом ремонтном уплотнении к подвижному кольцу приложено усилие от давления воды, препятствующее его отжатию. Поэтому для перемещения кольца в направлении открытия уплотнения предусматривается обводной трубопровод 4 для гидравлической разгрузки ремонтного уплотнения. Шаровые затворы с ремонтным уплотнением устанавливаются, как правило, перед агре-
гзтями, которые располагаются па двух* ниточном коллекторе турбинного водовода. В этом случае при смене рабочего уплотнения под защитой ремонтного уплотнения возможна остановка одного агрегата при работающих остальных агрегатах, питающихся от того же коллектора турбинного водовода. В других случаях необходимость установки ремонтного уплотнения решается при проектировании затвора.
В закрытом положении затвора клапан рабочего уплотнения прижимается к седлу давлением воды, подаваемой через щелевой зазор в полость между ротором и клапаном. При открытии затвора вода из подклапанной полости сливается через канал в роторе и специальной сливной магистрали, управляемой гидроклапаном 6.
Для выравнивания давления воды с обеих сторон ротора перед открытием затвора устанавливается байпас.
Подшипники 10 шаровых затворов подобны по конструкции подшипникам дисковых затворов. Разъемы между корпусом подшипника и1 корпусом затвора уплотняются резиновыми шнурами.
УСТАНОВКА ЗАТВОРОВНА ТУРБИННОМ ВОДОВОДЕ
Месторасположение затворов на турбинных водоводах определяется требованиями надежности эксплуатации гидротурбин и турбинного водовода в условиях их нормальной работы и аварийной ситуации, а также экономическими факторами компоновки здания ГЭС и гидроузла в целом.
Минимальное расстояние затвора до гидротурбины обусловливается длиной зоны нарушения поля скоростей ротором (диском) затвора и характером влияния этой зоны на стационарность потока в спиральной камере гидротурбины, водоводе. Длина этой зоны для дисковых затворов равна примерно двум диаметрам проходного сечения затвора, для шаровых затворов такой зоны нет, для остальных типов затворов зона нарушения стационарности потока устанавливается при испытании модели.
Оптимальный вариант места установки затвора перед турбиной достигается расчетом экономической эффективности капитальных затрат на строительство помеще-
тым клапаном, мм
Рис. 3.6. Установка шарового затвора перед спиральной камерой гидротурбиныРис. 3.6. Установка шарового затвора перед спиральной камерой гидротурбиныния затворов и снижения КПД турбины от установки затвора перед спиральной камерой.
Рис. 3.6. Установка шарового затвора перед спиральной камерой гидротурбины
Рис. 3.6. Установка шарового затвора перед спиральной камерой гидротурбины
На рис. 3.6 показана установка шарового затвора перед спиральной камерой турбины и приведен примерный перечень оборудования, соответствующий схеме уппавления затвором от давления масла МНУ.
Затвор 3 расположен в здании ГЭС и примыкает через выходной патрубок 6 с компенсатором 5 к входному патрубку спиральной камеры турбины. К трубопроводу затвор присоединяется через входной патрубок 12. Затвор оборудуется сервомотором 8, гидроклапаном 9 отвода воды из подклапанной полости рабочего уплотнения, обводным трубопроводом 13 для разгрузки ремонтного уплотнения. Трубопровод 7 предназначен для опорожнения затвора при ремонте.
Перед открытием затвора давление перед затвором и за ним выравнивается через клапан рабочего уплотнения затвора, воздух из спиральной камеры выпускается через воздушный клапан 4. Для обслуживания механизмов затвора предусматриваются площадки и лестницы 11. Закрытие и открытие затвора осуществляется подачей масла под давлением от МНУ гидротурбины или автономной МНУ затвора 2. Трубопроводы 14 связывают МНУ с сервомотором 8 и колонкой управления /. Протечки масла от механизмов управления и сервомотора перекачиваются в бак МНУ лекажным агрегатом 10.
Монтаж и обслуживание затвора ве дется краном машинного зала ГЭС. для чего над затвором предусматриваются необходимые проемы, либо автономным краном в помещении затворов. Для отвода
Рис. 3.7. Установка дискового затвора на головном сооружении деривационной ГЭС
воды через гидроклапан 9 уплотнения предусматривается закладной трубопровод.
На рис. 3.7 показаны установка дискового затвора 7 в начале турбинного трубопровода деривационной ГЭС н примерный состав оборудования, соответствующий схеме управления закрытием затвора грузовым приводом 10 и открытием — подачей давления масла от маслонасосного агрегата 3 в сервомотор 4.
Затвор располагается в специальном помещении перед анкерной опорой турбинного водовода, на которую передается осевое усилие, возникающее от давления воды на закрытый затвор.
С турбинным водоводом затвор соединяется со стороны верхнего бьефа через входной патрубок с компенсатором 8, с другой стороны — через выходной патрубок 13.
Затвор комплектуется байпасом 5 для заполнения водой нижележащего участка водовода перед открытием затвора. Байпас управляется задвижкой 2 с электроприводом; ручная задвижка 6 имеет ремонтное назначение. При заполнении водовода водой через байпас воздух из него выпускается через клапан 11.
Автоматическое аварийное закрытие затвора при разрыве турбинного водовода осуществляется от импульса датчика 9 типа дифференциального реле. Срыв вакуума при аварийном закрытии затвора в потоке производится клапаном 12. Руч 38
ное управление затвором производится от колонки управления /. На механизмах управления предусматривается сигнализация крайних положений ротора и байпаса.
В помещении затвора предусматриваются соответствующие грузоподъемные средства (мостовой кран или кран-балка) для монтажа и эксплуатации затвора. Затвор крепится к фундаменту болтами таким образом, чтобы была свобода перемещения в осевом направлении с целью разгрузки фундаментных болтов от осевого давления воды па закрытый затвор. Эти силы воспринимаются трубопроводом или бетонным массивом здания ГЭС или анкерной опорой.
КОМПЕНСАТОРЫ. ВОЗДУШНЫЕКЛАПАНЫ, БАЙПАСЫ
Компенсаторы предназначены для устранения напряжений в турбинном водоводе и корпусе затвора от удлинения или укорачивания водовода, обусловленных суточным или сезонным перепадом температуры, осевыми нагрузками на затвор от давления воды, а также для возможности монтажа и демонтажа затвора и секций водовода.
Компенсатор устанавливается перед или за затвором в зависимости от расположения анкерных опор и соединяется с затвором или спиральной камерой турбины через входной или выходной патрубок.
Компенсатор затвора (рис. 3.8) состоит из корпуса 1, входного (выходного) патрубка 6 я уплотняется резиновым шнуром 3 круглого сечения. Этот шнур прижимается к дистанционному кольцу 5 нажимным кольцом 4 и резьбовыми шпильками 2. Корпус компенсатора имеет осевую свободу передвижения относительно патрубка 6. Свободный ход компенсатора равен 20—40 мм.
Компенсатор турбинного водовода (рис. 3.9) уплотняется, как правило, сальниковой набивкой или резиновыми шнурами квадратного сечения. В процессе монтажа и эксплуатации набивка" 4 из четырех — шести колец подтягивается резьбовыми шпилькан / через нажимное кольцо (буксу) 2 для устранения зазоров и протечек
Рис. 3.8. Компенсатор затвора
воды. Корпус компенсатора 3 может быть сварным или литым в зависимости от диаметра турбинного водовода и действующего напора. Компенсатор соединяется сваркой с водоводом через присоединительное звено 5 и корпус 3.
Компенсатор этого типа имеет свободный ход 150—200 мм и позволяет устранять неточности монтажа длинных секций турбинного водовода и компенсировать его температурные деформации. Сальниковая набивка позволяет уплотнять зазоры до 5—8 мм и допускает излом осей секций водовода в пределах этого зазора с учетом осевого перемещения корпуса относительно присоединительного звена. Подвижные поверхности, контактирующие с уплотнением компенсатора, как правило, выполняются или облицовываются листами из нержавеющей стали.
Входной (выходной) патрубок является концевым монтажным звеном и служит для соединения затвора с турбинным водоводом или спиральной камерой гидротурбины. Соединение входного (выходного) патрубка с затвором или компенсатором осуществляется фланцами, а с турбинным водоводом — сваркой.
Входной (выходной) патрубок состоит из фланца и обечайки. Цилиндрическая обечайка выполняется из стали подобной турбинному водоводу, исходя из условий равнопрочностн и образования качественной сварки без предварительного подогрева и последующей термообработки.
Воздушные клапаны. В состав оборудования гидрозатворов входят воздушные клапаны двух типов: для срыва вакуума и впуска воздуха.
Клапан срыва вакуума (рис. 3.10) предназначен для впуска воздуха в зону пониженного давления с целью уменьшения кавитационных явлений при закрытии затвора в потоке, а также предохранения металлического турбинного водовода от деформации (сплющивания) в случае понижения давления ниже расчетного значения в нижележащем за затвором участке трубопровода.
Клапаны срыва вакуума, как правило, устанавливаются за дисковым затвором, находящимся в начале турбинного водовода с большим объемом воды. Рациональными местами впуска воздуха в об-
Рис. 3.9. Компенсатор турбинного водовода
ласть пониженного давления за затвором являются:
стенка корпуса выходного патрубка ближе к оси затвора (впускные отверстия при этом рекомендуется располагать под углом 30° к вертикальной оси затвора);
полый вал затвора и отверстия, расположенные на выходной стороне полого диска затвора, которая первой встречает поток.
Проходное сечение клапана выбирается соразмерным площади трубопровода и расхода воды через него в аварийном режиме, т. е. при его разрыве.
Клапан срыва вакуума состоит из корпуса /, клапана 2, пружинного узла 4 регулирования силы прижатия клапана к седлу 3, гидравлического демпфера 5—7. Клапан срыва вакуума нормально закрыт при избыточном давлении воды и атмосферном давлении воздуха в водоводе. Клапан открывается только в случае понижения давления ниже атмосферного (вакуума) в турбинном водоводе за счет разницы давлений нал и под клапаном. Величина вакуума при нестационарных процессах аварийного закрытия затвора неустойчивая, поэтому во избежание колебательного движения клапан оборудован гидравлическим демпфером. Демпфер состоит из цилиндра 5, залитого маслом, поршня 6, связанного с тягой клапана, и дросселя 7. Полости цилиндра над и под поршнем соединены маслопроводом. Скорость перетекания масла регулируется дросселем. При плавном движении клапана масло перетекает из одной полости в другую через дроссель с малой скоростью. Резкие колебания движения клапана гасятся за счет потерь энергии быстрого перетекания масла через дроссель.
Клапан выпуска воздуха (рис. 3.11) предназначен для выпуска воздуха из спиральной камеры гидротурбины 39
Рис. 3.11. Клапан выпуска воздухаРис. 3.11. Клапан выпуска воздуха
Рис. 3.11. Клапан выпуска воздуха
Рис. 3.11. Клапан выпуска воздуха
(трубопровода) при заполнении их вод^й через байпас затвора.
Клапан выпуска воздуха состоит из корпуса /, клапана-поплавка 2 н пружинного узла 3 регулирования усилия закрытия клапана. При опорожнении спиральной камеры (трубопровода) от воды клапан-поплавок под действием силы тяжести открывается я соединяет спиральную камеру (трубопровод) с атмосферой. При заполнении спиральной камеры (трубопровода) водой через байпас воздух вытесняется через открытый клапан. При достижении водой седла клапана последний всплывает и избыточным давлением воды прижимается к седлу 4.
Клапан выпуска воздуха устанавливается за затворами в верхней точке турбинного водовода.
Байпас (обводной трубопровод) предназначен для заполнения нижележащего участка трубопровода перед открытием за-
2
Рис. 3.12. Байпас с тарельчатым клапаном 40
Рис. 3.13. Байпас с игольчатым клапаном
твора и выравнивания давления воды по обе стороны ротора (диска) затвора. Конструктивно байпас выполняется в виде стандартной задвижки с электроприводом или в виде гидроклапана удобообтекаемой формы, управляемого гидроприводом. Задвижка и гидроклапан снабжаются указателями крайних положений. Байпас в виде стандартной задвижки обычно применяется на напоры до 100 м. Байпас с гидроприводом конструируется на заводе — изготовителе затвора к выполняется по двум схемам. На рис 3.12 показана конструктивная схема байпаса с тарельчатым клапаном, на рис. 3.13 — схема запаса с игольчатым клапаном. Байпас с тарельчатым клапаном применяется на напоры до 200 м, с игольчатым—до 1000 м.
Конструкция байпаса (рис. 3.12 и 3.13) состоит из корпуса 2, блока конечных выключателей 2, гидропривода 3, втулок направляющих 4, клапана 5 соответствующей формы.
СХЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ ЗАТВОРАМИ
Схема управления затворами выполняется в нескольких вариантах в зависимости от целевого назначения затвора и имеют блокировки различных типов (гидравлические, электрические, электрогидрав- лические, механические).
Приводы затворов могут действовать от следующих источников энергии: давления масла, давления воды, грузовых аккумуляторов, электричества.
Гидромеханическая схема управления шаровым затвором давлением масла от
Рис. 3.14. Гидромеханическая схема управления шаровым затворомРис. 3.14. Гидромеханическая схема управления шаровым затвороммаслонапорпой установки, показанная на рис. 3.14, осуществляет следующие операции:
Рис. 3.14. Гидромеханическая схема управления шаровым затвором
Рис. 3.14. Гидромеханическая схема управления шаровым затвором
дистанционное открытие и закрытие затвора с центрального пульта ГЭС;
ручное открытие и закрытие с местного поста управления;
автоматическое аварийное закрытие при выходе гидротурбины в разгонный режим при сбросе нагрузки и отказе в работе направляющего аппарата.
Дистанционное открытие затвора производится по импульсу от ключа управления или от реле пуска турбины. Срабатывает реле «Открытие затвора», его контактами включается электромагнит золотника гидропривода байпаса 5. Масло через дроссель 8 поступает в гидропривод 9 байпаса. Байпас открывается. Вода заполняет водовод за затвором. Воздух из спиральной камеры выходит через воздушный клапан 7. После выравнивания давления до и после затвора срабатывает электроконтактный манометр 6. В начале хода гидропривода байпаса 9 срабатывает конечный переключатель //, от конечного переключателя 10 включается сигнал «Байпас открыт». Контактами электроконтакт- ного манометра 6 включается промежуточное реле, которое включает электромагнит золотника 4. Масло от МНУ поступает в гидропривод 19 гндроклапана. клапан уплотнения смещается на открытие. В начале хода гидроклапана на открытие срабатывает переключатель 16. Включается сигнал «Гндроклапан открыт». В конце хода срабатывает конечный переключатель 17, который включает реле времени. Через определенный промежуток времени, необходимый для сброса давления в подклапанной полости и прижатия
клапана 21 к ротору 13 контактами манометра 2, отключается сигнальная лампа «Гндроклапан закрыт» н включается электромагнит золотника управления 3, переставляющий его в положение «Затвор открыт». Масло от МНУ через золотник блокировки 19 поступает в главный золотник Д тело золотника перемешается на открытие затвора и масло через дроссель 13 поступает в сервомоторы 12. Затвор открывается. В начале хода сервомотора срабатывает конечный переключатель 14, включающий сигнальную лампу «Затвор открыт». Промежуточное реле отключается. В конце хода сервомотора срабатывает конечный переключатель 15, отключающий сигнальную лампу «Затвор закрыт», промежуточное реле включается и своими контактами отключает электромагниты золотников 4 н 5. Байпас и гидроклапан закрываются, после чего включается сигнальная лампа «Байпас и гндроклапан закрыты».
IIДистанционное закрытие затвора производится ключом с пульта управления ГЭС. Включается реле «Закрытие затвора», его контактами включается электромагнит золотника гидроклапана 4 Тело золотника смещается, масло под давлением через дроссель 20 поступает в гидропривод 19. В начале хода срабатывает переключатель 16, включается сигнальная лампа «Гндроклапан открыт». В конце хода гидроклапана уплотнения срабатывает переключатель 17. который включает реле времени. Контактами реле времени отключается сигнальная лампа «Гндроклапан закрыт» и включается электромагнит золотника управления 3. Давлением масла (через золотник блокировки 18 и золотник 3) перемещается 41
I
I
рис. 3.15. Гидромеханическаярис. 3.15. Гидромеханическаясхема управления дисковым затворомсхема управления дисковым затворомглавный золотник /. Масло под давлением поступает в сервомоторы (2 па закрытие. Затвор закрывается. В начале хода затвора на закрытие срабатывает конечный переключатель /5, включающий сигнал «Затвор закрыт»; промежуточное реле отключается. В конце хода на закрытие срабатывает переключатель 14» сигнальная лампа «Затвор открыт» отключается. Промежуточное реле включается. Контактами промежуточного реле включается электромагнит золотника 4 гндроклапана уплотнения. Гидроклапан закрывается. В начале хода гндроклапана уплотнения на закрытие срабатывает конечный переключатель 14 к отключает реле времени. Включается сигнальная лампа <Гндроклапан закрыт». Уплотнение закрывается. В конце хода гндроклапана на закрытие срабатывает конечный переключатель /5. отключающий сигнальную лампу «Гидроклапан
рис. 3.15. Гидромеханическая
рис. 3.15. Гидромеханическая
схема управления дисковым затвором
схема управления дисковым затвором
открыт*.открыт*.открытие затвораоткрытие затвораРучное производится в следующей последователь-
открыт*.
открыт*.
открытие затвора
открытие затвора
НОСТпукоятку золотника управления бай- гЗ J _#п9ипяс
в положение «Байпасв положение «Байпаспаса устанавливаютпаса устанавливаютоткрыт»;
в положение «Байпас
в положение «Байпас
паса устанавливают
паса устанавливают
после выравнивания давления до и после затвора (по манометрам б) устанавливают рукоятку золотника 4 гидроклапана в положение «Гидроклапан открыт»;
после сброса давления в подклапанной полости (по манометру 2) устанавливают рукоятку золотника управления 3 в положение «Затвор закрыт»:
после полного открытия затвора устанавливают золотники 4 и 5 в положение «Гидроклапан закрыт» и «Байлас закрыт»;
клапан байпаса и гндроклапана закрываются.
Ручное закрытие затвора производится в случае отсутствия постоянного тока в следующей последовательности:
рукоятку золотника 4 гндроклапана уплотнения устанавливают в положение «гидроклапан открыт»;
нажимают кнопку электромагнита золотника 3; игла золотника под действием пружины переместится вниз, при этом рукоятка золотника ставится в положение «Закрыто»; масло поступает в сервомоторы 12 н затвор закрывается;
после закрытия затвора нажимают на кнопку электромагнита золотника гидроклапана уплотнения 4; клапан уплотнения закрывается, затвор уплотняется.
Автоматическое аварийное закрытие затвора производится в следующих случаях:
при сбросе нагрузки с гидроагрегата и выходе его в разгонный режим вследствие отказа в работе направляющего аппарата импульс на закрытие подается от реле частоты вращения агрегата через реле аварийного закрытия затвора;
при понижении давления масла в котле МНУ до аварийной уставки импульс на закрытие подается от реле давления МНУ.
Дальнейшие операции по автоматическому закрытию затвора такие же, как и при дистанционном управлении.
Гидромеханическая схема управления дисковым затвором с грузовым приводом и подачей масла от маслонасосного агрегата (рис. 3.15) применяется при установке дискового затвора в начале турбинного во-
довода деривационной ГЭС с напорной деривацией. Схема имеет определенные преимущества по сравнению с другими схемами, так как не требует размещения сложных механизмов маслонапорной установки и компрессорного оборудования, а также позволяет закрывать затвор в случае отсутствия электропитания двигателей маслонасосной установки.
Дистанционное открытие затвора осуществляется ключом с пульта управления ГЭС. Реле открытия затвора включает электропривод байпаса /2, байпас открывается и вода заполняет трубопровод, воздух удаляется через клапан 13. По достижении в трубопроводе расчетного давления срабатывает электро- контактный манометр 14 и включает электродвигатель 6. Электродвигатель разворачивает насос 5, масло под давлением через золотник 3 и дроссель 2 поступает в нижнюю полость сервомотора 1. Затвор открывается. В начале хода сервомотора срабатывает конечный выключатель 16, лампа сигнальная «Затвор открыт» включается. В конец хода сервомотора срабатывает конечный выключатель 19 и сигнальная лампа «Затвор закрыт» отключается. Импульсом от промежуточного реле включается электромагнитные приводы вентилей 9 и 10. Вентиль 9 открывается, вентиль 10 закрывается. Вода из тур- блнного водовода через фильтр 7, обратный клапан 8, дроссель 11 поступает в полость управления гидравлическим стопором 20. Под действием давления воды шток стопора перемещается до упора в рычаг диска затвора, диск стопорится в открытом положении. В начале хода штока стопора срабатывает конечный выключатель 22, подается импульс на электропривод байпаса, байпас закрывается. В конце хода штока стопора срабатывает конечный выключатель 21, электродвигатель 6 мае- лонасоса 5 отключается. Возможное повышение давления масла в конце хода сервомотора на открытие ограничивается предохранительным клапаном 4.
Ручное откр ытие (при заполнении водой трубопровода) осуществляется при пусконаладочных работах и после ремонтных работ в турбинном водоводе, т. е. в случаях, когда диск затвора стопорится ручным стопором 17 с электроблокировкой 18. В первую очередь стопор выводится из зацепления с диском. В крайнем открытом положении стопор включает конечный выключатель 18, который подготавливает электрические цепи к проведению дальнейших операций. Открывается задвижка байпаса 12, вода заполняет трубопровод. После достижения расчетного давления срабатывает электроконтактный манометр 14. Дальнейшие операции осуществляются так же, как и при дистанционном открытии затвора.
Дистанционное закрытие затвора производится ключом с пульта управления ГЭС. Реле закрытия затвора включает электромагнитный привод вентиля 10. Вентиль открывается, полость управления стопора 20 соединяется со сливом. Под действием пружины шток стопора перемещается и выходит из зацепления с рычагом. Под действием силы тяжести груза 15 затвор закрывается. В начале хода сервомотора 1 на закрытие срабатывает конечный выключатель 16 н включает сигнальную лампу «Затвор закрыт». В конце хода сервомотора на закрытие срабатывает конечный выключатель 19, лампа сигнальная «Затвор открыт» отключается, электромагнитный привод 9 включается и вентиль закрывается.
При производстве ремонтных работ в нижележащем участке турбинного водовода диск затвора фиксируется стопором 17.
Ручное закрытие затвора осуществляется с помощью ручного привода вентиля 10. Полость управления стопора 20 соединяется со сливом. Затвор пол действием силы тяжести груза 15 закрывается. При полностью закрытом затворе вентиль 9 закрывается.
Автоматическое аварийное закрытие затвора происходит при разрыве турбинного трубопровода и увеличении расхода воды на 20—30 % выше наибольшего расчетного. Прибор обнаружения разрыва трубопровода своими контактами подает электрический импульс на реле «Закрытие затвора», и затвор закрывается. Порядок операций такой же, как и при дистанционном закрытии затвора.
ПОТЕРИ НАПОРА В ЗАТВОРАХИ ВЫБОР МОЩНОСТИ ПРИВОДАЗАТВОРА (ОБЪЕМА СЕРВОМОТОРОВ)
Потери напора в открытом затворе (нормальный эксплуатационный режим) представляются выражением
ДЯ» = в (0) t^/(2g) = е (0)Q^/(2g^)_ где е(0)—коэффициент гидравлического сопротивления открытого затвора; и,— скорость воды в выходном сечении затвора; Ст — расход воды через гидротурбину; Г» — площадь перекрываемого затвором отверстия.
Коэффициент е(а), характеризующий гидравлическое сопротивление затвора при любом положении его запорного органа, в том числе и открытого затвора, безразмерный н зависит от формы ротора, корпуса затвора и условий формирования потока за затвором: течет ли вода в закрытом трубопроводе или на этом участке имеется клапан для выпуска воздуха, выливается ли /вода под уровень нлн в ат-
Коэффициентыа. градU102030405060708090е (а)0,0650,251,022.967,8223663323620ОО0,15X (а)0.0130,3680,8732,0374,50311,429,73138,61436—т (а)/У00,06150,1010.1290,1690,2500,3070,8326,0350е (а)0,0960.28012,967,8222,46583323620ОО0,2X (а)0,0130,3770,8612,0374,50311,1229,64138,61436—т (a)/Y00,05970,1070,1450,1840 2540,3340,8336,0350е (а)0,1470,3601,073,058,222471,53323620ОО0,25X (а)0,0140,4010,8942,084,70711,8832,17138,61436—т (а)/у00,060,1130,1570,2040,2710,3630,8336,0350Коэффициентыа. градU102030405060708090е (а)0,0650,251,022.967,8223663323620ОО0,15X (а)0.0130,3680,8732,0374,50311,429,73138,61436—т (а)/У00,06150,1010.1290,1690,2500,3070,8326,0350е (а)0,0960.28012,967,8222,46583323620ОО0,2X (а)0,0130,3770,8612,0374,50311,1229,64138,61436—т (a)/Y00,05970,1070,1450,1840 2540,3340,8336,0350е (а)0,1470,3601,073,058,222471,53323620ОО0,25X (а)0,0140,4010,8942,084,70711,8832,17138,61436—т (а)/у00,060,1130,1570,2040,2710,3630,8336,0350Таблица 3.9. Коэффициенты гидравлического сопротивления г силы X и момента т дискового затвора с плоскоскошенным диском при 6 = 0,02 D (6 — толщина периферийной кромки диска)Таблица 3.9. Коэффициенты гидравлического сопротивления г силы X и момента т дискового затвора с плоскоскошенным диском при 6 = 0,02 D (6 — толщина периферийной кромки диска)Тип затвораКоэффициентыа, град010203040506070 .8090ЗДбе (а)0,080,3941,1883,065,8617,8846,6137,4624ОО(//.т —75 м)X (а)0,0830.5551,1522,243,629,4822,862,8275—•m (а)0,0240,0960,1490,1920,2210,3820,6541,212,60ЗДбсе (а)0 120 7222,054.86211,4325,2555,2152,81110ОО(//ст — 230 М)X (а)0,0350,8212,023,7507,1413,827,669,6479—т (а)00,1310,2590,4300,721.141,712,769,720Тип затвораКоэффициентыа, град010203040506070 .8090ЗДбе (а)0,080,3941,1883,065,8617,8846,6137,4624ОО(//.т —75 м)X (а)0,0830.5551,1522,243,629,4822,862,8275—•m (а)0,0240,0960,1490,1920,2210,3820,6541,212,60ЗДбсе (а)0 120 7222,054.86211,4325,2555,2152,81110ОО(//ст — 230 М)X (а)0,0350,8212,023,7507,1413,827,669,6479—т (а)00,1310,2590,4300,721.141,712,769,720Таблица 3.10. Коэффициенты гидравлического сопротивления е силы X и момента m дискового бипланного затвораТаблица 3.10. Коэффициенты гидравлического сопротивления е силы X и момента m дискового бипланного затвораAfr±AfTpzRp cos Op 'Afr±AfTpzRp cos Op 'Исполнение затвораКоэф- фнци-а, град0102030405060708090С двусторонним уплотнениеме (а) Х(а) m (а)0,02 000 290,2540,0741,11,2 0,0733,5 3,06 0,1859,57,130,32521.714,20,61369,033,61,41278142.64,4610 0004 680500С односторонним уплотнением на выходее (а) X (а) т (а)0,02 0 00,230,2640.0660,98 1,093 0,072,7 2,5250,146,45,040,2414,810 020,40835,721,6 "0,8411661,21,548153902,230С односторонним уплотнением на входее (а) Х(а) m (а)0,020 00,2150,23!0,0710,9250,8110,0572.31,7570,1056 3.66 0,22813,57,140,3483013,50,5774.529,51,09288102,41,440Исполнение затвораКоэф- фнци-а, град0102030405060708090С двусторонним уплотнениеме (а) Х(а) m (а)0,02 000 290,2540,0741,11,2 0,0733,5 3,06 0,1859,57,130,32521.714,20,61369,033,61,41278142.64,4610 0004 680500С односторонним уплотнением на выходее (а) X (а) т (а)0,02 0 00,230,2640.0660,98 1,093 0,072,7 2,5250,146,45,040,2414,810 020,40835,721,6 "0,8411661,21,548153902,230С односторонним уплотнением на входее (а) Х(а) m (а)0,020 00,2150,23!0,0710,9250,8110,0572.31,7570,1056 3.66 0,22813,57,140,3483013,50,5774.529,51,09288102,41,4403.11. Коэффициенты гидравлического сопротивления е силы X и момента т шарового затвора3.11. Коэффициенты гидравлического сопротивления е силы X и момента т шарового затвора4444
Коэффициенты
а. град
U
10
20
30
40
50
60
70
80
90
е (а)
0,065
0,25
1,02
2.96
7,82
23
66
332
3620
ОО
0,15
X (а)
0.013
0,368
0,873
2,037
4,503
11,4
29,73
138,6
1436
—
т (а)/У
0
0,0615
0,101
0.129
0,169
0,250
0,307
0,832
6,035
0
е (а)
0,096
0.280
1
2,96
7,82
22,4
658
332
3620
ОО
0,2
X (а)
0,013
0,377
0,861
2,037
4,503
11,12
29,64
138,6
1436
—
т (a)/Y
0
0,0597
0,107
0,145
0,184
0 254
0,334
0,833
6,035
0
е (а)
0,147
0,360
1,07
3,05
8,22
24
71,5
332
3620
ОО
0,25
X (а)
0,014
0,401
0,894
2,08
4,707
11,88
32,17
138,6
1436
—
т (а)/у
0
0,06
0,113
0,157
0,204
0,271
0,363
0,833
6,035
0
Коэффициенты
а. град
U
10
20
30
40
50
60
70
80
90
е (а)
0,065
0,25
1,02
2.96
7,82
23
66
332
3620
ОО
0,15
X (а)
0.013
0,368
0,873
2,037
4,503
11,4
29,73
138,6
1436
—
т (а)/У
0
0,0615
0,101
0.129
0,169
0,250
0,307
0,832
6,035
0
е (а)
0,096
0.280
1
2,96
7,82
22,4
658
332
3620
ОО
0,2
X (а)
0,013
0,377
0,861
2,037
4,503
11,12
29,64
138,6
1436
—
т (a)/Y
0
0,0597
0,107
0,145
0,184
0 254
0,334
0,833
6,035
0
е (а)
0,147
0,360
1,07
3,05
8,22
24
71,5
332
3620
ОО
0,25
X (а)
0,014
0,401
0,894
2,08
4,707
11,88
32,17
138,6
1436
—
т (а)/у
0
0,06
0,113
0,157
0,204
0,271
0,363
0,833
6,035
0
Таблица 3.9. Коэффициенты гидравлического сопротивления г силы X и момента т дискового затвора с плоскоскошенным диском при 6 = 0,02 D (6 — толщина периферийной кромки диска)
Таблица 3.9. Коэффициенты гидравлического сопротивления г силы X и момента т дискового затвора с плоскоскошенным диском при 6 = 0,02 D (6 — толщина периферийной кромки диска)
Тип затвора
Коэффициенты
а, град
0
10
20
30
40
50
60
70 .
80
90
ЗДб
е (а)
0,08
0,394
1,188
3,06
5,86
17,88
46,6
137,4
624
ОО
(//.т —75 м)
X (а)
0,083
0.555
1,152
2,24
3,62
9,48
22,8
62,8
275
—•
m (а)
0,024
0,096
0,149
0,192
0,221
0,382
0,654
1,21
2,6
0
ЗДбс
е (а)
0 12
0 722
2,05
4.862
11,43
25,25
55,2
152,8
1110
ОО
(//ст — 230 М)
X (а)
0,035
0,821
2,02
3,750
7,14
13,8
27,6
69,6
479
—
т (а)
0
0,131
0,259
0,430
0,72
1.14
1,71
2,76
9,72
0
Тип затвора
Коэффициенты
а, град
0
10
20
30
40
50
60
70 .
80
90
ЗДб
е (а)
0,08
0,394
1,188
3,06
5,86
17,88
46,6
137,4
624
ОО
(//.т —75 м)
X (а)
0,083
0.555
1,152
2,24
3,62
9,48
22,8
62,8
275
—•
m (а)
0,024
0,096
0,149
0,192
0,221
0,382
0,654
1,21
2,6
0
ЗДбс
е (а)
0 12
0 722
2,05
4.862
11,43
25,25
55,2
152,8
1110
ОО
(//ст — 230 М)
X (а)
0,035
0,821
2,02
3,750
7,14
13,8
27,6
69,6
479
—
т (а)
0
0,131
0,259
0,430
0,72
1.14
1,71
2,76
9,72
0
Таблица 3.10. Коэффициенты гидравлического сопротивления е силы X и момента m дискового бипланного затвора
Таблица 3.10. Коэффициенты гидравлического сопротивления е силы X и момента m дискового бипланного затвора
Afr±AfTpzRp cos Op '
Afr±AfTpzRp cos Op '
Исполнение затвора
Коэф- фнци-
а, град
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
С двусторонним уплотнением
е (а) Х(а) m (а)
0,02 0
0
0 29
0,254
0,074
1,1
1,2 0,073
3,5 3,06 0,185
9,5
7,13
0,325
21.7
14,2
0,613
69,0
33,6
1,41
278
142.6
4,46
10 000
4 680
50
0
С односторонним уплотнением на выходе
е (а) X (а) т (а)
0,02 0 0
0,23
0,264
0.066
0,98 1,093 0,07
2,7 2,525
0,14
6,4
5,04
0,24
14,8
10 02
0,408
35,7
21,6 "0,84
116
61,2
1,54
815
390
2,23
0
С односторонним уплотнением на входе
е (а) Х(а) m (а)
0,02
0 0
0,215
0,23!
0,071
0,925
0,811
0,057
2.3
1,757
0,105
6 3.66 0,228
13,5
7,14
0,348
30
13,5
0,57
74.5
29,5
1,09
288
102,4
1,44
0
Исполнение затвора
Коэф- фнци-
а, град
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
С двусторонним уплотнением
е (а) Х(а) m (а)
0,02 0
0
0 29
0,254
0,074
1,1
1,2 0,073
3,5 3,06 0,185
9,5
7,13
0,325
21.7
14,2
0,613
69,0
33,6
1,41
278
142.6
4,46
10 000
4 680
50
0
С односторонним уплотнением на выходе
е (а) X (а) т (а)
0,02 0 0
0,23
0,264
0.066
0,98 1,093 0,07
2,7 2,525
0,14
6,4
5,04
0,24
14,8
10 02
0,408
35,7
21,6 "0,84
116
61,2
1,54
815
390
2,23
0
С односторонним уплотнением на входе
е (а) Х(а) m (а)
0,02
0 0
0,215
0,23!
0,071
0,925
0,811
0,057
2.3
1,757
0,105
6 3.66 0,228
13,5
7,14
0,348
30
13,5
0,57
74.5
29,5
1,09
288
102,4
1,44
0
3.11. Коэффициенты гидравлического сопротивления е силы X и момента т шарового затвора
3.11. Коэффициенты гидравлического сопротивления е силы X и момента т шарового затвора
44
44
мосфсру. конфигурации трубопровода за затвором и т. д. Значение е(а) определяют при гидравлических испытаниях модели затвора.
При гидравлических испытаниях модели затвора определяют также коэффициенты силы Х(а) и коэффициент момента zn(a). действующих на ротор (диск) затвора гидравлических сил Р, и моментов Мг для расчета затвора на прочность и расчета мощности гидропривода и его объема. Значение коэффициентов е(а), Х(а), т(а) для Дисковых н шаровых затворов приведены в табл. 3.9, 3.10 и 3.11.
Из условия равновесия суммы моментов сил, действующих на ротор, и сил со стороны гидропривода имеем (при положении ротора близком к закрытию затвора):
Мг ± Л4тр + zPc cos ap^p = 0.
где Мг— момент гидравлический; Мгр— суммарный коэффициент трения; z— число сервомоторов; Pt — осевое усилие, развиваемое сервомотором; а, —угол установки рычага сервомотора в закрытом положении затвора; Rp— длина рычага сервомотора.
Удовлетворяющее условию равновесия усилие на сервомоторе определяется уравнением
где знак <—> — при закрытии затвора, знак «+> —при открытии затвора.
Исходя из этого уравнения и минимального потребного давления масла в системе управления Р», определяется рабочая площадь сервомотора: Рс = Рс/Р».
Полный ход поршня сервомотора определяется уравнением
^(7 + sin2ap) + 4ac/?pX■*X
X (sin ap + cos ap) + ac —— ac 4- Rp (sin ap + cos ap):3
где a< — конструктивный размер, представляющий собой разность расстояний от осн качания до оси шарнирного соединения рычаг — тяга при полностью втянутом в цилиндр поршне и полном ходе поршня сервомотора; ас ~ L8Z)C, Z?c—диаметр сервомотора.
Расчет деталей затвора на прочность, методика определения потерь напора в затворе для любого промежуточного положения запорного органа и полный расчет привода (сервомотора) приводятся в (4|.
кольцевой турбинный затвор
Относительно высокая стоимость производства шаровых н дисковых затворов, значительные капитальные затраты на сооружение помещений и фундаментов под затворы, определенные технические трудности, не нашедшие в настоящее время разрешения при проектировании и производстве шаровых затворов диаметром более 4,5 м, привели к разработке конструкции оригинального водозапорного органа — кольцевого турбинного затвора.
Кольцевой турбинный затвор (рис. 3.16) выполняется в виде свободно движущегося в осевом направлении кольца 2, охватывающего направляющий аппарат гидротурбины 3 со стороны входных кромок лопаток и перекрывающего проходное сечение направляющего аппарата при закрытии затвора.
В отличие от затворов других типов как автономных механизмов кольцевой турбинный затвор непосредственно связан с конструкцией статора затвора. Конструктивные элементы гидротурбины являются в то же время и конструктивными элементами затвора.
Верхнее расположение привода затвора, показанное на рис. 3.16, предпочтительнее из-за свободы доступа к оборудованию, ведения монтажа и ремонта при
Рнс. 3.16. Конструктивная схема кольцевого турбинного затвора
45
условии достаточно свободной площади на крышке турбины для размещения привода, а также механизмов управления н устройств, синхронизирующих его работу.
При отсутствии свободных площадей на крышке турбины принимается нижнее расположение привода на нижнем кольце статора турбины.
Основные конструктивные решения элементов затвора, его привода, механизмов управления с синхронизирующим устройством одинаковы для затворов обоях вариантов. Основным элементом конструкции затвора является кольцо 2, перекрывающее поток. При открытии затвора кольцо поднимается вверх внутрь кольцевой полости крышки турбины заподлицо с внутренней be поверхностью (в случае верхнего расположения привода затвора) или опускается вниз внутрь кольцевой полости между статором и нижним кольцом направляющего аппарата (в случае нижнего расположения привода затвора).
Кольцо центрируется на механически обработанные кромки колонн статора / или иным способом, предохраняющим кольцо от заклинивания при его перекосе. Приводом кольца служат низкооборотные гндромото- ры или прямоосные сервомоторы. Для устранения перекоса кольца во время его
движения в управление затвором вводится синхронизация приводов. Система синхронизации может выполняться гибкой связью (цепью), электрогидравлической блокировкой и другими способами синхронизации.
В состав гидромоторного привода входит винтовая передача (винт 5, гайка 4), опорный подшипник 6, звездочка синхронизатора 9. Гидромотор 8 вращает винт 5 через гайку 4 и приводят в движение кольцо 2. Синхронизация скорости вращения гидромоторов осуществляется цепью 7.
Для устранения протечек закрытии затвор уплотняется резиновыми или иного рода уплотнителями 10, 11.
В результате гидравлических исследований выявились следующие качества затворов:
кольцевой турбинный затвор в открытом положении не влияет на энергетические характеристики турбины в отличие от дисковых затворов;
отсутствие гидравлических потерь в кольцевом затворе и турбулентности потока повышает КПД установки от 0,25 до 1,5 % в зависимости от того, какой тип классического затвора или схемы турбинного водовода заменяет кольцевой затвор.
Глава 4
КРАНОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ МАШИННОГО ЗАЛА ГЭС
ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
Все грузоподъемные машины и съемные грузозахватные приспособления должны быть изготовлены и эксплуатироваться в полном соответствии с [9].
В соответствии с ГОСТ 25546—82 группы режимов работы кранов определяются в зависимости от числа часов работы за срок службы и коэффициента нагружений.
Для машинных залов ГЭС краны с лебедочными грузовыми тележками, в том числе с навесными захватами, рекомендуются группы режимов не ниже 2 К. Мостовые электрические краны общего назначения (ГОСТ 6711—81), устанавливаемые обычно в машинных залах гидроэлектростанций, имеют группу режимов работы ЗК (легкий режим работы). Кроме режимов работы при заказе должны оговариваться климатические условия в месте установки кранов (ГОСТ 15150—69). Краны, работающие в условиях умеренного климата в закрытом помещении 3-и категории размещения, имеют обозначение УЗ. Для этой категории значения рабочей температуры воздуха могут колебаться в пределах от 4-40 до —45 °C при среднем значении 10°С; предельные значения рабочей 46
температуры от 4-45 до —50 °C. Помещение, где эксплуатируются такие краны, может отапливаться нерегулярно и иметь естественную вентиляцию.
Краны, работающие в таких же условиях умеренного климата на открытом воздухе (1-я категория размещения), имеют обозначение У1. Значение среднемесячной относительной влажности в наиболее теплый и влажный период продолжительностью 6 мес допускается 80 % при температуре 20 °C. Верхнее предельное значение скорости ветра 50 м/с. При необходимости применения машин для работы в более суровых условиях они должны заказываться в специальном северном исполнении. За расчетную температуру принимается зимняя температура наружного воздуха в районе эксплуатации крана по наиболее холодной пятидневке согласно указаниям СНиП 2.01.01-82 «Строительная климатология и геофизика». В паспорте крана указывается минимальная температура, при которой допускается его работа.
Для кранов, используемых на монтажных работах и требующих точности и осторожности при опускании грузов, предусматриваются малые скорости механизмов подъема и перемещения.
Кабины управления кранами должны располагаться так. чтобы кранов-
шик. управляя краном, мог наблюдать за зацепкой грузов, а также за грузозахватным органом и грузом в течение всего цикла работы крана. Для входа в кабину требуется посадочная площадка со стационарной лестницей. Пол посадочной площадки располагается на одном уровне с полом кабины. Зазор между краем площадки и порогом двери должен быть в пределах от 60 до 150 мм. Расстояние от пола посадочной площадки до нижних частей вышерасположенных конструкций должно быть не менее 1800 мм. В случае необходимости для обеспечения этого размера допускается опускание пола посадочной площадки до 250 мм ниже уровня пола кабины. Расстояние от выступающих частей кабины управления, а также кабины для обслуживания троллеев до оборудования, стен, колонн, трубопроводов и других препятствий на пути движения должно быть не менее 400 мм.
Вход в кабину через мост допускается, как исключение, в специально отведенном месте, через дверь в перилах моста, оборудованную электрической блокировкой по снятию электрического напряжения с крана.
Лестницы для доступа на площадки должны быть наклонными (угол к горизонту не более 60е), иметь -ширину не менее 600 мм, расстояние между ступенями должно быть равномерным и не более 300 мм. Лестницы должны иметь перила и плоские ступени шириной не менее 120 мм из рифленой стали. При высоте лестницы более 10 м необходимо предусматривать площадки через каждые 6—8 м.
Площадки и лестницы для посадки в кабины кранов машинного зала обычно располагают в торце монтажной площадки и противоположном конце машинного зала. Целесообразно выполнять удлиненные площадки для посадки сразу в кабины двух кранов. Ширина площадки принимается не менее 700 мм. По длине машинного зала более 300 м рекомендуется предусматривать площадки н лестницы для посадки в кабины кранов через 200—300 м.
Для ремонта кранов, с каждой стороны подкрановых путей необходимо предусматривать ниши для съема ходовых колес. Глубину ниши выполняют 1,5 м от оси рельса, в потолке закладывают раму для подвешивания полиспаста при опускании на пол машинного зала ходовых колес. Для ремонта механизмов тележки рекомендуется над монтажной площадкой (если достаточна прочность перекрытия) предусматривать подвеску полиспаста. В противном случае используют перекосную конструкцию, опирающуюся на мост крана.
При установке крана необходимо учитывать, что подтаскивание грузов при наклонном положении грузовых канатов не допускается. При перемещении грузов вертикальный зазор между ним и установлен
ным оборудованием или другим препятствием по пути движения допускается не менее 500 мм, зазор в горизонтальной плоскости требуется не менее 1000 мм Г2Ь
Ширина прохода между выступающими частями крана, передвигающегося по наземным рельсовым путям, к строительными конструкциями на высоте не менее 2 м от уровня поля или рабочих площадок, необходима не менее 700 мм, а выше 2 м зазор должен быть не менее 400 мм. Для мостовых кранов легкого режима работы галереи для прохода вдоль подкрановых путей не обязательны. Если же проход предусматривается, то ширина его должна быть не менее 500 мм, а высота— не менее 1800 мм. Проход ограждают перилами, выход на лестницы предусматривают не реже чем через 200 м. Должна исключаться возможность зажатия людей, находящихся на лестницах, площадках, галереях, движущимся краном или его кабиной.
Собранный и установленный на подкрановых путях кран должен быть подвергнут статическому, а потом динамическому испытаниям. При статическом испытании тележка крана устанавливается в середине пролета, а сам кран — над опорами подкрановых путей.
Траверсы для редкого использования испытывают увеличенным грузом только на заводе — изготовителе. В процессе эксплуатации траверсы осматривают перед сдачей в работу и испытывают рабочим грузом.
МОСТОВЫЕ И КОЗЛОВЫЕЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ КРАНЫ
Мостовые электрические краны общего назначения грузоподъемностью от 80 до 500 т имеют основные параметры, установленные ГОСТ 6711—81. Эти краны работают на трехфазпом токе напряжением 380 В и предназначены для эксплуатации в районах с умеренным климатом при температуре не выше 4-40 и не ниже —40 °C.
Кран имеет главный и вспомогательный крюки. Ход вспомогательного крюка несколько больше, режим его работы независимо от режима самого крана всегда устанавливается средний.
На дне. 4.1, 4.2 и в табл. 4.1 приведены параметры и размеры мостовых кранов для легкого режима работы с высотой подъема главного крюка 25 м и вспомогательного крюка 27 м в соответствии с ГОСТ 6711-81.
При необходимости могут быть применены краны с большей высотой подъема (соответственно 32 и 34 м), но габариты и .масса их несколько выше, чем указано в таблице. По соласованию с заводом-изготовителем допускается изготовление кранов с меньшими, чем в таблице, проло-
ыеммыымьиайиг^
Рис. 4.1. Мостовой электрический кран для легкого режима работы грузоподъемностью от 80 до 500 т
Таблица 4.1. Параметры мостовых электрических кранов для легкого режима работы грузоподъемностью 80—500 т
подъем-
крюка.
С
Скорость, м/мин
Размеры крана, мм
Положение крюков, мм
Нагрузка на колесо, кН
Масса, т
О X о
подъема
передан жемня
Л
Л'
Ai
Л,
Ai
А.
в
в,
Bi
н
Я,
h
А,
/1
z,
/«
Р
Р,
*
в
3
S
h И 8g
8
5
80
20
10
13
16
19
22
25
28
31
34
1.92
12
12
30
100
0
275
4 350
900
9 100
4 750
400
3 700
1 200
1 450
-125
2 700
1 400
1 900
3 200
290
305
316
335
345
355
365
310
315
335
385
365
375
390
32
78
81
85
91
97
104
109
4 000
375
385
400
410
117
122
37
40
9 600
4 500
700
-800
420
440
450
470
148
160
100
20
10
13
16
19
22
25
28
31
34
37
40
1.5
12
12
30
100
0
500
4 600
900
9 600
5 350
400
4 000
1 200
1 600
-180
2 700
1 400
1 900
3 200
336
343
372
392
402
422
440
451
460
366
373
392
412
431
451
460
471
480
36
81
89
95
102
107
112
117
126
131
10 100
4 500
490
511
510
540
163
178
Под ред. Ю. С. Васильева
200
32
9,5
0.75
7,5
12
30
0
0
0
5 700
900
—-
10 500
5 500
400
4 300
1 200
2 100
460
3 200
1 800
2500
3 900
559
569
55
112
12,5
15,5
18.5
21,5
24.5
27.5
30.5
33.5
1 900
1 900
10 800
500
4 400
1 700
100
297
323
333 354
371
380
390
303
333
343
364
387
390
400
138
145
153
160
168
176
188
196
250
32
9.5
12,5
155
18.5
0.63
8
12.5
32
50
0
500
1 600
900
1 900
10 500
5 300
500
4 800
I 200
I 750
-100
3 200
1 800
2 500
3 900
343
361
371
380
353
371
390
410
64
145
158
157
165
21,5
24,5
27,5
30.5
20
400
415
420
430
420
429
439
450
172
182
192
200
33,5
5 100
450
460
210
320
32
9,5
12,5
15,5
0,48
7.5
12
19.2
0
1
0
900
2 300
900
1 900
11 200
5 800
500
5 200
1 200
2 330
—500
3 400
1 800
3 100
4 700
393
442
471
403
452
500
84.
174
182
189
18,5
21.5
24.5
27.5
30,5
33 5
5 500
490
500
520
531
550
550
500
514
530
530
558
570
197
204
214
224
237
249
Vie»--Vie»---явег"' •«*-'-явег"' •«*-'ggГ РУ 30 подъем ность крюка,ЕСкорость, м/минРа:меры крана, ммПоложениекрюкок ММ1 Н1Г1УЭК»Масса, тна колесо.кНоО5УподъемапередвиженияАД'А,А,Л)4.fl3в>иЯ,hН\/1,11гРр,Ж87 92 97105 НО 115 122 131 141175 18825;2® ?“ 0 05 о1251602010131619222528313437401212123010005004 6009009 4005 1004004 0001 2001 700—2302 7001 4001 9003 200392 412 431462 471490 500 515 525422 441461 490500 520 530 550 560389 9004 500566586596616329,512,515,5 18,5 21,, 24,.27,30, 33.0.9657.51230002105 40090010 2005 4004004 0001 2001 95065031001 8002 5003 800449498 518537557577469528547567 58660746961041111191261311621701773053153253153343441 60С1 ЭОС10 50€50С4 БОС1111 .1111111111111111111Г РУ 30 подъем ность крюка,ЕСкорость, м/минРа:меры крана, ммПоложениекрюкок ММ1 Н1Г1УЭК»Масса, тна колесо.кНоО5УподъемапередвиженияАД'А,А,Л)4.fl3в>иЯ,hН\/1,11гРр,Ж87 92 97105 НО 115 122 131 141175 18825;2® ?“ 0 05 о1251602010131619222528313437401212123010005004 6009009 4005 1004004 0001 2001 700—2302 7001 4001 9003 200392 412 431462 471490 500 515 525422 441461 490500 520 530 550 560389 9004 500566586596616329,512,515,5 18,5 21,, 24,.27,30, 33.0.9657.51230002105 40090010 2005 4004004 0001 2001 95065031001 8002 5003 800449498 518537557577469528547567 58660746961041111191261311621701773053153253153343441 60С1 ЭОС10 50€50С4 БОС1111 .1111111111111111111Продолжение табл 4 /Продолжение табл 4 /
Vie»--
Vie»--
-явег"' •«*-'
-явег"' •«*-'
g
g
Г РУ 30 подъем ность крюка,
Е
Скорость, м/мин
Ра:
меры крана, мм
Положение
крюкок ММ
1 Н1Г1УЭК»
Масса, т
на колесо.
кН
о
О
5
У
подъема
передвижения
А
Д'
А,
А,
Л)
4.
fl
3
в>
и
Я,
h
Н\
/
1,
11
г
Р
р,
Ж
87 92 97
105 НО 115 122 131 141
175 188
2
5;
2® ?“ 0 0
5 о
125
160
20
10
13
16
19
22
25
28
31
34
37
40
12
12
12
30
100
0
500
4 600
900
9 400
5 100
400
4 000
1 200
1 700
—230
2 700
1 400
1 900
3 200
392 412 431
462 471
490 500 515 525
422 441
461 490
500 520 530 550 560
38
9 900
4 500
566
586
596
616
32
9,5
12,5
15,5 18,5 21,, 24,.
27,
30, 33.
0.96
5
7.5
12
30
0
0
210
5 400
900
10 200
5 400
400
4 000
1 200
1 950
650
3100
1 800
2 500
3 800
449
498 518
537
557
577
469
528
547
567 586
607
46
96
104
111
119
126
131
162
170
177
305
315
325
315
334
344
1 60С
1 ЭОС
10 50€
50С
4 БОС
1
1
1
1 .
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
Г РУ 30 подъем ность крюка,
Е
Скорость, м/мин
Ра:
меры крана, мм
Положение
крюкок ММ
1 Н1Г1УЭК»
Масса, т
на колесо.
кН
о
О
5
У
подъема
передвижения
А
Д'
А,
А,
Л)
4.
fl
3
в>
и
Я,
h
Н\
/
1,
11
г
Р
р,
Ж
87 92 97
105 НО 115 122 131 141
175 188
2
5;
2® ?“ 0 0
5 о
125
160
20
10
13
16
19
22
25
28
31
34
37
40
12
12
12
30
100
0
500
4 600
900
9 400
5 100
400
4 000
1 200
1 700
—230
2 700
1 400
1 900
3 200
392 412 431
462 471
490 500 515 525
422 441
461 490
500 520 530 550 560
38
9 900
4 500
566
586
596
616
32
9,5
12,5
15,5 18,5 21,, 24,.
27,
30, 33.
0.96
5
7.5
12
30
0
0
210
5 400
900
10 200
5 400
400
4 000
1 200
1 950
650
3100
1 800
2 500
3 800
449
498 518
537
557
577
469
528
547
567 586
607
46
96
104
111
119
126
131
162
170
177
305
315
325
315
334
344
1 60С
1 ЭОС
10 50€
50С
4 БОС
1
1
1
1 .
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
Продолжение табл 4 /
Продолжение табл 4 /
Продолжение табл. 4.!
подъем- крюка
Я
с
Скорость м/мкн
Размеры крана, мм
Положение крюков, мм
Нагрузка колесо. кН
Масса.
£
подъема
передвижения
А
А’
А.
At
Ах
А,
fl
В,
в>
Н
н
а.
1
L
1,
Р
Pt
Xе
2
Л
2 2 V 0 о 5 о
*
400
80
15,5
18,5 21,5 24,5 27,5 30,5
33,5
0,378
7,5
12
20
100
0
0
3 400
900
1 900
■14 000
7 000
500
5 900
1 200
2 100
100
4 300
2 300
4 000
6 000
544
565
125
242
267
282
292
302
312
322
3 250
950
1 950
6 200
1 300
583
613
642
662
672
691
610 640 662 685 700
715
Б00
80
15,5
18.5
21,5
24,5
27.5
30,5
33.5
0.378
7.5
12
19,2
0
0
0
3 25С
950
1 950
14 000
7 000
550
6 800
•1 400
2 700
700
5 200
2 200
3 800
6 800
758
794
826
853
869
768
804
836
863
879
175
336
3 46
366
376
386
396
405
2 750
1 15С
2 050
1 50С
882
898
892
908
Ппи мена пня I Прочерк в графе А, означает, что кран имеет только по четыре колеса с каждой стороны.
£ КрайннеИверхниш^ложе^и” ^ГоГЛ ^'Х^^ "™Г° “’" Ра6°Т2Ю0'"е "= "0W*'
4. Подходы I. U. It и h соответствуют положению тележки у упоров при несжатых oytpepax.
X
б
2 к X
X
X
§1-4
к X
Е а
Sg
оX
% го о о х х * 2 5 о
Е а о
Е
g а”
5 х
X о
я
X
о л X Е
X
в»
к
го
Е б
Е
о
Е
28
X
Е го
го
О
Я
о )Я
S
X
X
8
X
Е
Q ж х
2 5 о
See
Е
ГО
2
Е Е
Е
X g
ч К-
S^o
S -,=
о
о1
Z
9 5
5 го
К
а
х
X ъ
х X к ы к
а ь о Е
X в?
X
О ГО
S
*
X X
h
а о X о
S X X о
X о
X X
к
Е
о
ж
о >
8
X
X
*oh СУ Ь к *
X о
о
Рис. 4.3. Концевой упор крана грузоподъемностью 500 т
Рис. 4.5. Двурогий пластинчатый крюк для кранов грузоподъемностью от 80 до 320 т
буферов крана к упорам с учетом тормозного пути.
Тормозной путь, м, для кранов, работающих в помещениях, предварительно можно определить по формуле
о где о — скорость передвижения крана, м/мин; к = 8400 при всех приводных колесах, 4200 при половине приводных колес, 2100 при четверти приводных колес.
Полукозловые и козловые краны как модификация обычных мостовых электрических кранов находят применение в машинных залах гидроэлектрических станций как для внутренней, так и для наружной установки.
Горизонтальное пролетное строение (мост) козлового крана опирается на две
опоры, перемещающиеся по наземным рельсовым путям. Полукозловой кран имеет только одну такую опору. Опоры либо жестко соединены с мостом, либо одна из них для снижения напряжении в металлоконструкциях крана скрепляется с мостом шарнирно.
Подвод тока к козловым кранам осуществляется с помощью гибкого кабеля или жестких троллеев.
Козловые и полукозловые краны для гидроэлектрических станций не стандартизованы и изготавливаются по индивидуальным проектам (см. также § 2Л).
На рис. 4.4 показан полукозловой кран грузоподъемностью 500/100 + 10 т с пролетом 3155 м. Ширина крана по буферам составляет 13 600 мм.
Грузовые крюки и петли для кранов изготавливаются ковкой или штамповкой
Рис. 4.4. Полукозловой кран грузоподъемностью 500/100 + 10 т
либо из отдельных пластин, соединенных заклепками. На рис. 4.5 и в табл. 4.2 даны размеры пластинчатых двурогих крюков (ГОСТ 6619—75), применяемых на электрических кранах грузоподъемностью от 80 до 320 т. Грузовые петли изготавливаются по индивидуальным чертежам.
Мостовые электрические краны грузоподъемностью от 5 до 50 т (ГОСТ 25711—83) на ГЭС применяются только облегченного типа с пролетом от 10,5 до 34,5 м. Кран управляется с пола или из кабины. Эти краны в зависимости от исполнения могут иметь один или два (главный и вспомогательный) механизма подъема.
Спаренная работа кранов разрешается только как редкая операция, предусмотренная специальным проектом и. как правило, с использованием траверсы, масса которой входит в массу поднимаемого груза. При этом канаты крана должны сохранять вертикальное, а сама траверса — горизонтальное положение. Разрешается при соблюдении условия вертикальности канатов спаренная работа кранов и без траверсы, при этом постоянное горизонтальное положение должен сохранять груз.
Размеры крюка, мм
Масса крюка
А
В
St
Н
А
к.
J
Таблица 4.2. Размеры пластинчатых двурогих крюков грузоподъемностью 80—320 т
Грузо- подъ-
крюка.
54
80 100 125 160 200 250 320
1250
1300
1400
1500
1800
2000
2250
270
270
300
320
320
345
360
170
170
200
220
220
245
260
1170 1300
1410 1545 1830 2080
2330
375
425
450
495
620
675
805
575
625
690
750
865
1025
1075
150
160
180
200
220
250
300
1060
1230
1680
2150
3170
4200
5600
Рис. 4.6. Установка унифицированного гидродинамометра
Испытания кранов большой грузоподъем ности на гидроэлектрических станциях обычно производится с помощью переносного гидродинамометра. При этом испытание под нагрузкой механизмов передвижения не производится. Краны грузоподъемностью менее 80 т испытываются контрольным грузом.
На рис. 4.6 показана установка унифицированного гидродинамометра ДГ-630 (Новокраматорский машиностроительный завод), имеющая следующие характеристики:
Нагрузка динамического ис
пытания, т 88—550
Максимальное рабочее давление, МПа 25
Хор поршня, мм: полный 2150
рабочий 2000
55
Рабочая жидкость . . . . Масло индустриальное 3)
Рабочий объем масла в системе, м3 0,75
Масса установки, т . . .18
Давление в гидролина мометре, соответствующее необходимому усилию, создастся ручным поршневым насосом производительностью 6,1 л/мин при низком давлении и 0.25 л/мин при высоком давлении. Усилие на рукоятке насоса составляет 200 Н.
Гндродинамометр 4 крепится нижней петлей 5 цилиндра к анкеру 6, заделанному в основание ГЭС. Верхняя петля 3 на штоке поршня с помощью переходных звеньев 2 крепится к петле или крюку / крана. При динамическом испытании барабан грузоподъемного механизма должен
провернуться не менее чем на один полный оборот. При проведении статического испытания крана с помощью насоса 7 и блока клапанов создается необходимое давление, соответствующее нагрузке, равной 1,25 номинальной. Под испытательной нагрузкой кран находится 10 мин.
При динамическом испытании шток устнавливается в крайнее нижнее положение и с помощью насоса и блока клапанов создается установочное давление, которое уточняется по инструкциям завода-изготовителя (табл. 4.3). Включается механизм подъема и с помощью блока клапаиов в цилиндре поддерживается давление, соответствующее динамической нагрузке, равной 1,1 номинальной. За рабочий ход штока 2 м барабан механизма подъема делает более одного оборота, поэтому все звенья этого механизма будут испытаны.
Грузоподъ- емкость
Давление, соответствующее номинальной грузоподъ емкости.
МПа
Устаногоч
давление в цилиндре , МПа
Статическое испытание
Динамическое испытание
Давление. МПа
Нагрузка. кН
Давление. МПа
Нагрузка, кН
80
3,2
2,6
4,25
1000
3,7
880
100
4
3
5
1250
4,5
1100
125
5
4
6,5
1560
5.5
1375
160
6,4
5,2
8.5
2000
6,9
1760
200
8
6,5
10
2500
9
2200
250
10,5
8
13
3125
11,5
2750
320
13,2
10,5
17
4000
14,4
3520
400
16,5
13
20,5
5000
18
4400
500
20,5
16
25
6250
22,5
5500
Таблица 4.3. Давление и нагрузка в цилиндре гидродинамометра при испытании кранов
Грузоподъем- ность крана, т
Пролет £к.
н
Л
и
Номер профиля пути (по ГОСТ 19425—74 •)
0.5
3,6—9,3 10.2-11,4
690
730
220
280
150
18м: 24м; 30м
1
3.6-6.6
7,2-п;4
690
780
220
280
150
18м: 24м; 30м
2
3,6-7,2
8,1-11,4
1020
1080
280
340
200
24м; 30м; 36м; 45м
3.2
3,6-5,7 6,6—9,3 10,2-11,4
1020
1080
1110
280
340
400
200
24м; 30м; 36м; 45м
5
3,6-5,7
6,6-9,3 10,2—10,8
1240
1270
1316
340
400
440
220
30м: 36м; 45м
Таблица 4.4. Параметры однобалочных ручных кранов грузоподъемностью 0,5—5 т
4.3. ПОДЪЕМНЫЕ СРЕДСТВАМАЛОЙ механизации
Подвесные однобалочные мостовые краны общего назначения грузоподъемностью 0,5—5 т (ГОСТ 7413—80) имеют ручные приводы механизмов подъема и передвижения. Они могут эксплуатироваться при температуре окружающей среды от —40 до +40 °C. Тяговое усилие на цепи меха
низма передвижения крана не превышает 245 Н. Краны грузоподъемностью 0,5 т с несущей балкой обшей длиной не более 6,5 м могут изготавливаться без привода механизма передвижения. Высота подъема крана 3, 6, 9 и 12 м. Механизм подъема снабжен грузовым тормозом. Для крайних положений грузовой тележки на мосту имеются тупиковые упоры.
Размеры крана принимаются следующими:
Пролет Z-K, м . . . .34,5(
Длина L, м . . . .3,6; 4,25,1; 5,76,6;
Ширина В м ....1,31.31
)7,59
7,28.1; 8,7; 9.310 2; 10,8; 11,4
,81,82,1
Гнп тале
Грузо-
Высота подъ ема.
Размеры, мм
Скорость, м/мин
b
н
Н,
L
и
1
и
подъема
двнже-
ТЭС50—СП
С.5 । 3 * 450 1 470
2400
360
735
310
310
8
20; 32
13100—611
1
4
325
530
3400
656
790
330
360
ТЭ100-621
9
8400
870
440
ТЭ200—611
2
3
370
680
2500
800
900
4'00
450
ТЭ200-621
6
5500
1020
500
8
40
ТЭ320—611
3,2
3
390
800
2700
915
1055
480
500
20; 32
ТЭ320-621
6
5700
1145
600
ТЭ500-611
5
3
400
840
2700
1040
1150
530
600
ТЭ500—621
6
5700
1240
630
Таблица 4.5. Параметры электрических канатных талей грузоп
56
Мощность электродвигателя. кВт
Номер профиля пути (по ГОСТ 19425-74 •)
Нан-
ший радиус пути.
м
Масса
подъ-
двнже-
0,75
0,12
18м; 24м
0.5
100
1,7
0,18
18м; 24м; 30м; 36м
1
190
210
3
0,4
24м; 30м; 36м
300
3
0,37
330
5
0,6
30м; 36м; 45м
1,5
495
535
7,5
1.2
2
775
825
одъемностью 0,5—5 з
Для крана грузоподъемностью 5 т наибольшая длина составляет 10,8 м.
Основные размеры кранов даны на рис. 4.7 и в табл. 4.4.
Электрические тали грузоподъемностью от 0,5 до 5 т (ГОСТ 22584—77) перемещаются по монорельсу (рис. 4.8, табл. 4.5).
При монтаже н капитальных ремонтах оборудования ГЭС находят применение передвижные грузоподъемные средства; автомобильные, пневмоколесные и гусеничные краны.
Автомобильные краны отечественной промышленностью выпускаются следующих типов:
КС-1562 . . .
4
КС-2561 . . .
6.3
КС-3562 . . .
10
К-162 . . . .
16
Грузоподъем- Типкость.
К-4в4
стрелы, м
2,5-5,5
3,5-10
3,3-11
1,8-10
3,9-6
кран грузоподъемностью 0,5—5 ткран грузоподъемностью 0,5—5 тРис. 4.7. Однобалочный ручнойРис. 4.7. Однобалочный ручной
кран грузоподъемностью 0,5—5 т
кран грузоподъемностью 0,5—5 т
Рис. 4.7. Однобалочный ручной
Рис. 4.7. Однобалочный ручной
Пневмоколесные краны выпускаются грузоподъемностью 16,. 25, 40 н 63 т со стрелой длиной 8—38 м.
Гусеничные краны выпускаются двух типов: Э-2508 грузоподъемностью до 60 т и КС-8161 грузоподъемностью до 100 т.
Длина стрелы этих кранов 15.30,40 м, наименьшая длина стрелы крана КС-8161 20 м.
Рис. 4.8. Электрическая таль грузоподъем-ностью 0,5—5 т
Раздел 2
ВСПОМОГАТЕЛЬНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ
Глава 5
МАСЛЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО ГИДРОАГРЕГАТОВИ ТРАНСФОРМАТОРНАЯ МАСТЕРСКАЯ
НАЗНАЧЕНИЕ МАСЛЯНОГОХОЗЯЙСТВА. СОРТА МАСЕЛ
Масляное хозяйство на гидроэлектростанциях предназначено для снабжения я обслуживания маслом турбин, генераторов, трансформаторе, масляных выключателей и другого оборудования.
Станционное масляное хозяйство должно обеспечивать: прием, очистку и сушку свежего масла; хранение запаса чистого масла; прием, очистку, сушку и частичное восстановление масла, бывшего в употреб леннк; сбор отработанного масла я его отправку; заполнение оборудования чистым маслом и периодическую доливку его; де- 58
газацию масла; контроль аа качеством и химическим составом масла; мойку тары из-под масла я смазочных материалов; восстановление адсорбентов и сушку фильтровальной бумаги.
Для выполнения перечисленных функций станционное масляное хозяйство (СМХ) должно включать: склад масла (баковые помещения); аппаратную с комплексом стационарно установленного оборудования (маслоочистительные машины, насосы, фильтры, устройства для регенерации и дегазации масла, арматура и трубопроводы); маслохимическую лабораторию; транспортные и грузоподъемные средства (ручные тележки, электрокары, электро-
тали); кладовую для инвентаря с комнатой мастера; верстак с комплектом инструментов; шкаф с набором аппаратуры (манометры н т. д.); тарную и моечную; установку для восстановления адсорбентов; шкаф для сушки фильтровальной бумаги.
При наличии в энергосистеме центрального масляного хозяйства (ЦМХ) или имеющегося в каскаде склада масла в стационарном масляном хозяйстве вновь проектируемой ГЭС можно предусматривать маслохимическую лабораторию, регенерационную установку, установку для вакуумирования и дегазации масел, а также установку для восстановления адсорбента.
Масляное хозяйство должно быть рассчитано на хранение н обработку разных сортов масла с учетом их разной эксплуатационной готовности.
Поступающее с заводов смазочное масло, соответствующее по качеству требованиям ГОСТ, называется свежим сырым маслом. Масло, бывшее в употреблении, но восстановленное до соответствующих норм ГОСТ, называется регенерированным маслом. Свежее и регенерированное масло, не содержащее влаги н механических примесей и отвечающее ГОСТ, называется чистым сухим маслом.
Масло, залитое в оборудование, называется эксплуатационным, а масло, хотя бы по одному показателю не соответствующее эксплуатационным нормам, называется отработанным маслом.
В случае применения нового сорта масла, отличного от использовавшегося ранее и не допускающего смешивания со старым, баки следует опорожнить, вычистить и вытереть насухо, аппаратуру и соответствующие трубопроводы промыть н ополоснуть вновь заливаемым маслом.
На ГЭС находит применение масло в основном сортов, перечисленных ниже.
Турбинное масло марок Тп-3 и Тп-46 применяется для заливки системы регулирования гидротурбин, а также для смазки подпятников и подшипников гидрогенераторов и гидротурбин. К турбинному маслу предъявляются высокие требования. Оно должно содержать присадки, улучшающие антнокислительные, деэмульгирующие, противокоррозионные в противопенные свойства. Йо время работы в системе смазки при повышенной температуре (до 80 °C) масло постоянно соприкасается с воздухом, поэтому выбирается масло, которое не окисляется. Масло должно быстро отделяться от воды, случайно попадающей в систему смазки.
Чистое сухое масло по своим физикохимическим показателям должно соответствовать требованиям ГОСТ 9972—74. в частности температура вспышки должна быть не ниже 186 °C.
Компрессорное масло марок К-12 и К-19 по своим физико-химическим свойствам должно соответствовать требованиям ГОСТ 1861—73. Оно применяется для смазки воздушных компрессоров высокого и низкого давлений. При работе компрессора масло нагревается до высокой температуры (160°C) н подвергается высокому давлению (до 23 МПа), поэтому оно должно быть очень устойчивым против окисления н иметь высокую температуру вспышки — не ниже 216еС
Индустриальное масло применяется для смазки подшипников скольжения электродвигателей, насосов, мостовых кранов, лебедок, металлообрабатывающих станков и т. п. По своим физико-химическим свойствам индустриальное масло должно соответствовать требованиям ГОСТ 20799—75.
Индустриальное масло взрывобезопасно, температура вспышки выше 250 °C.
Консистентная смазка имеет универсальное назначение, например солидол и кон- сталин применяются для смазки шарниров, подшипников качения. Консервационная смазка используется для антикоррозийной защиты металла. Смазку можно применять и при низкой температуре — до —50 °C.
Смазки эти не пожароопасны н взрывобезопасны, температура вспышки выше 200 °C.
Рабочие жидкости для гидросистем. В гидроприводах плоских и сегментных затворов водоприемников и водосбросов в северных районах в качестве рабочей жидкости применяется масло типа ВМГЗ, которое обладает хорошими антиокислитель- ными, антикоррозионными, протнвопенными свойствами. Это масло работает при высоких рабочих давлениях (до 20—25 МПа). Нанлучшнй температурный режим его работы находится в широких пределах — от —40 и до 4-20 °C, при которых его вязкость мало изменяется, что обеспечивает надежную работу перекачивающих насосов и гидроприводов затворов.
В диапазоне рабочих температур от —20 °C до 4-50 'С лучше применять веретенное масло, вязкость которого в этом диапазоне температуры меняется меньше.
Изоляционное масло. Основными достоинствами масла являются устойчивость против окисления, отсутствие механических примесей н воды. Для заливки масла в трансформаторы, масляные выключатели и другое высоковольтное оборудование в условиях умеренного климата используется трансформаторное масло марки ТК.
Для электротехнического оборудования, устанавливаемого в северных районах с суровым климатом, применяется специальное арктическое масло марки АТМ-65. Это масло я при низкой температуре обладает хорошими диэлектрическими свойствами, температура застывания масла -65 °C.
Марке масле млн смазки
Обозначение нормативного документа
Вид оборудовании
Смазочные масла
Турбинное Т-22
Турбинное Тп-22
Турбинное Тп-30
Турбинное Т-30
Компрессорное К-12,
К-19
МГ15В
Индустриальное
ГОСТ 32—74
Ст. СЭВ 2880—81
ГОСТ 9972—74
ГОСТ 32—74 ГОСТ 1861—73
ТУ 38-101479-74 ГОСТ 20799—75
Смазочные системы гидротурбин и генераторов, системы регулирования гидротурбин, компрессоры, нагнетатели
'То же
»
Компрессоры, нагнетатели, дымососы Компрессоры
Гидроподъемники
Подшипники насосов, электродвигателей, мостовых кранов, лебедки, металлообрабатывающие станки
Изоляционные масла
Трансформаторное
Арктическое АТМ-65
ГОСТ 982—80
ТУ 38.101-169—71
Трансформаторы
Смазки пластичные, антифрикционные
Солидол Ж
Солидол С Литол-24 Графитная УССА ГОИ-54в
ЦИАТИМ-201
Униол-1 Лимол
ГОСТ 1033—79
ГОСТ 4366—76
ГОСТ 21150—75
ГОСТ 3333—80
ГОСТ 3276—74
ГОСТ 6267—74
ТУ 38.УССР-201-150-78
ТУ 38.УССР-201148-81
Грузоподъемные механизмы, дистанционные приводы и т. д.
То же
»
Механизмы маслонапорных установок гидротурбин
Компрессоры, нагнетатели, вентиляторы, подъемники, насосы
Арматура трубопроводная
То же
Таблица 5.1. Масла и смазки, используемые при эксплуатации энергетического оборудования
Узлы турбины
Количество масла и узлах турбины, М3
радиально-осевой с рабочим колесом диаметром, м
поворотно-лопастной с рабочим колесом диаметром, м
1’
<5
6 1
7.5
5 1
6 1
7.5 |
8.5
III
Масловоздушный котел
Сливной бак
Трубопроводы, сервомоторы
2
2,8
5.2
2,8
2,8
8.4
5,6
5,6
8.8
7
7
8
3.2
3.2
8
6,4
8
8
14,4
12,8
12
12,8
направляющего аппарата Сервомоторы, трубопроводы и
—
—
—
—
4,6
10
11
12,8
25,2
маслоприемник Всего
10
15
20
22
11
24.4
27
40
50
Таблица 5.2. Количество масла в системе регулирования турбины
Ориентировочно количество заливаемого масла можно определить по табл. 5.2—5.4, а также графикам на рис. 5.1 и 5.2.
Г а б л и ц а 5.3. Количество маслав системе смазки некоторыхгидроагрегатов. мэ
Для кабелей высокого и низкого давлений применяются масло марок С-220 и МН-4. Масло этих марок характеризуется высокой вязкостью и хорошими диэлектрическими свойствами.
Масла и смазки, используемые при эксплуатации энергетического оборудования, приведены в табл. 5.1.
При консервации оборудования используются масла и смазки следующих марок: К-17 (ГОСТ 10877 —76*), ПВК (ГОСТ 19537-82), НГ-203 (ГОСТ 12328-77*), НГ-208 (ГОСТ 22523-77*), АМС (ГОСТ 2712-75).
5.2. РАСХОД. ОБЪЕМ
И СРОК СЛУЖБЫ МАСЛА
Расход и объем масла. В процессе эксплуатации масло в системах и оборудовании частично расходуется в результате испарений его с поверхности негерметнзи- рованных емкостей, утечки через неплотности в аппаратах и соединениях трубо- 60
проводов, удаления из масла выделяющейся воды и грязи, взятия проб. Потерн масла в процессе эксплуатации пополняются доливкой чистого сухого масла, а для трансформаторов — и дегазированного.
Наибольшее количество масла теряется в агрегатах действующих ГЭС чер'ез неплотности, особенно через уплотнения цапф лопастей рабочего колеса поворотно-лопастных гидротурбин.
Количество масла, расходуемое ежегодно на доливку, составляет для агрегатов с радиально-осевыми турбинами от 4 до 10 %, а с поворотно-лопастными 14— 15 % общей емкости масляной системы агрегата. В настоящее время освоена новая оригинальная конструкция корпуса рабочего колеса, так называемая безмасляная, что позволило снизить протечки масла в несколько раз.
Количество масла, заливаемого в маслонаполненные узлы оборудования, и расход его в процессе эксплуатации определяются их проектами и инструкциями.
КОСТЬ гидроагрегата, МВт
Частота вращения.
Нагрузка на подпятник, кН
Количество масла. м1
р под пятнике
шипнике генератора
шипнике турбины
9,3
93.7
3 500
6
—
27,2
150
5 350
5
1.3
46,5
136,4
6 500
7
—
88
136.4
5 520
10.5
—
113
125
15 850
11
1,3
138
75
26 200
29
2
178
71,5
27 000
23
—-
205
214,3
7 250
13.7
—
256
200
8 000
13.7
—
342
125
20 000
12
—
500
93,8
14 000
25
—
720
142,8
20 000
25
Рис. 5.1. Зависимость количества заливаемого в гидроагрегат масла, м’, от мощности, МВт, и типа турбин: /-поворотно-лопастные турбины: У—радиальноосевые турбины
Диаметр вала, им
Расход, г/ч
масла
консистентной смазки
10-15
1.5
0.5
25-50
2.5
0,9
50—75
3.3
1 2
75—100
4.5
2
Таблица 5.4. Расход смазки в лодшипииках в зависимости от диаметра вала
Рис. 5.2. Годовой расход масла в электрических аппаратах с учетом восстановления масла
В картеры компрессоров, применяемых на ГЭС. заливается компрессорное масло в объеме от 15 до 35 л и его максимальный расход составляет примерно 0,01 л/ч.
В подшипники скольжения, применяемые в насосах, электродвигателях и других механизмах гидроэлектростанций, заливается от 0,1 до 5 л масла, срок его службы около 2—4 мес, в подшипниках качения — до 12 мес.
Расход смазки в подшипниках в зависимости от диаметра вала можно определить по табл. 5.4, расход масла в электрических аппаратах (с учетом восстановления масла) —по рис. 5.2.
Срок службы масла определяется его качеством я температурным режимом работы оборудойання. Гарантийный срок хранения масла составляет 5 лет со дня изготовления. По истечении гарантийного срока хранения масло перед употреблением должно быть проверено на соответствие требованиям ГОСТ. Для обеспечения длительной работы масляных систем необходимо вести постоянный контроль за их состоянием, перед заливкой масла в оборудование тщательно очищать и промывать системы, своевременно удалять из масла воду и механические примеси. В системе регулирования турбины срок эксплуатации масла в среднем составляет 1,5—2 года, но при правильной его эксплуатации может превысить и 10 лет. В системе смазки гидроагрегата срок службы масла значительно меньше. В некоторых подшипниках масло приходится менять после 500—1000 ч работы. Для увеличения срока службы масла к нему добавляют присадки.
БЛ. ОБРАБОТКА МАСЛА
Очистка масла. Прием в слив свежего масла в баки производится непосредственно из железнодорожных цистерн, автоцистерн и бочек самотеком или с помощью насосов. Свежее масло подлежит очистке.
Значительную часть механических примесей, воды в продуктов старения масла можно удалить после продолжительного отстаивания масла в баках. Скорость осаждения посторонних примесей в масле зависит от удельного веса, формы и размера частиц, а также от удельного веса и вязкости масла.
Скорость осаждения частиц примесей, м/с, можно определить по формуле Стокса
V * где d— диаметр частиц, м; уч — плотность частиц, Н/м3; yN — плотность масла, Н/м3; v — кинематическая вязкость масла, Н-с/м: к— эмпирическая постоянная (для частно шаровидной формы А «= 2,25).
Отстой масла желательно производить при температуре не выше 80 еС. На рис 5.3 приведены кривые, показывающие процесс распределения механических примесей в масле у дна бака в зависимости от времени отстаивания. Отстаивание масла, даже с подогревом для ускорения процесса, пролсходит очень медленно и не всегда обеспечивает надлежащую степень очистки, но все же весьма полезно, так 62
Рис 5.3. Распределение механических при-месей в масле при отстаивании/ — через 6ч;? — через 8 ч
как значительно сокращает и удешевляет окончательную очистку масла специальными установками, фильтр-прессами или центрифугами. Обычно применяются отстойники вместимостью до 500 л.
В фильтр-прессах очастка производится пропусканием масла под давлением 0,4—0,7 МПа через фильтровальную бумагу, сукно или холст. Масло фильтруют при температуре 70—80 °C.
Отделение из масла механических примесей а воды осуществляется также в центрифуге (барабане-сепараторе) под действием центробежной силы двумя способами:
очисткой (пурнфикацией), при которой непрерывно происходит отбор из барабана-сепаратора очищенного масла и удаление из него воды с примесями; этот способ применяется в тех случаях, когда масло содержит более 0,1 % воды и прочих примесей;
осветлением (кларификацией), при котором отделяемые от масла примеси остаются в барабане-сепараторе я их удаление производится периодически; этот способ применяется для малозагрязненно- го масла при содержании воды в нем менее 0,1 %.
Широкое применение при обработке масла находят цеолитовые установки. Сушка масла в них осуществляется путем фильтрования масла через молекулярные сита — искусственные цеолиты, в которых производится адсорбция воды. Цеолиты загружают в адсорберы, и при температуре 20 °C через них прогоняют масло. За один цикл содержание воды снижается с 0,01 % до 0,001 %, т. е. в 10 раз. Производительность такой установки около 2,5 м3/ч. Расход цеолита на сушку 1 т масла составляет 2 кг. Сушка масла с
помощью цеолитов ориентировочно в 4— 5 раз дешевле, чем в сепараторе. Перед обработкой масла в цеолитовой установке его желательно пропустить через сетчатый фильтр для предварительной очистки масла от механических примесей.
Очлетку масла любым из способов рационально производить путем перекачки масла из одного бака в другой через мас- лоочнетительную аппаратуру. Очистка масла в одном баке требует большего времени и дает худшие результаты. Турбинное масло достаточно пропустить через очистные установки 1—2 раза. Для ускорения сушки масла применяют вакуум-сепараторы, в которых очистка масла производится при пониженном давлении.
Для обработки смазочного, турбинного и изоляционного трансформаторного ма
сел масляное хозяйство необходимо оснастить соответствующим оборудованием (табл. 5.5).
Очистку масла обычно производят в масляном хозяйстве, но возможна очистка масла я поузловая вблизи оборудования. Поэтому маслоочистительное оборудование должно быть как стационарным, так и передвижным.
Хранение масла производится, как правило, в металлических баках, предназначенных для установки как внутри помещений, так и на открытом воздухе или под землей. В обоснованных случаях возможно применение железобетонных емкостей, облицованных изнутри сталью, а также аварийных емкостей, установленных в бетонном массиве и обработанных эпоксидным составом.
Таблица 5.5. Технические характеристики маслоочистнтельного оборудования
Оборудование
Тип. марк.*
Подача. М ’ ’ч
Давление. МПа
Мощ ность. кВт
Маслоочистительная установка ком-
ПСМ1-3000
3
—
44,6
плектно с сепаратором, фильтрпрессом, масляными насосами, вакуум-насосом, электроподогревателем и вакуумным бачком
Маслоочистительная машина ком-
СМ 1-3000
3
44.5
плектно с сепаратором, электроподогревателем и насосами
Фильтр-пресс комплектно с насосом
ФП2-3000
3
—
1 7
и фильтром Установка передвижная вакуумной
УВМ-1
2
—
100
обработки и азотирования трансформаторного масла
Установка передвижная для осушки
«Суховей-СВ-3/50>
0.05
—
42
воздуха
Установка для низкотемпературной
<Иней-1»
—
350
обработки изоляции силовых трансформаторов *
Регенерационная установка ком-
1.4
1.6
14,5
плектно с насосом и электроподогревателем
Передвижная цеолитовая установка
МОО2
2,5
—
50
для сушки трансформаторного масла
Вакуум-насос с электродвигателем •*
НВЗ-50Д
3.5
7,5
Насос шестеренчатый с электродви-
Ш40-6
18
0,4
5
гателем
Насос шестеренчатый с электродви-
Ш8-25-5.8/2.5
5,8
0.25
2.2
гателем
Насос центробежный с электродви-
2КМ-66
10
0.22
2.2
гателем
Маслонасос ручной
БКФ-2
1^
0,3
Нагреватель масла электрический
УНМ-80
3
—
82.4
с насосом
Нагреватель мала электрический
ТЭН-140Б13/1,25И220
—
1,25
Фильтр механический
Ф1 Н-ЗОМ
30
• Остаточное давление 13.3 Па.
•♦ Вакуум 0.65 Па-
Рис. 5.4. Вертикальный цилиндрический бак, устанавливаемый внутри помещенияРис. 5.4. Вертикальный цилиндрический бак, устанавливаемый внутри помещенияiIiIВместимость бак»,Размеры, ммМассаоhн*/Ц4.4,161100027017001707040406342752120030018003009040100250342031200335280018090401002503480б16003352500250904010025035686200033519001909070150300359482000335260026090701503003687102200405220027090701003004102512220040532003209070150300411161622003004200300120701003004146020280040533003309070100300416782532504503000150100701003004183530310045044003301408010030042100353250.45045002501007020030042253403550450400035012070200300429354532603005450300120701003004271050390030042003001507010030063800603900300510030012070100300640566539003005404300140651003006455075390030062543001406510030065050Вместимость бак»,Размеры, ммМассаоhн*/Ц4.4,161100027017001707040406342752120030018003009040100250342031200335280018090401002503480б16003352500250904010025035686200033519001909070150300359482000335260026090701503003687102200405220027090701003004102512220040532003209070150300411161622003004200300120701003004146020280040533003309070100300416782532504503000150100701003004183530310045044003301408010030042100353250.45045002501007020030042253403550450400035012070200300429354532603005450300120701003004271050390030042003001507010030063800603900300510030012070100300640566539003005404300140651003006455075390030062543001406510030065050Таблица 5.6. Размеры и масса вертикальных цилиндрических баков, устанавливаемых внутри помещенийТаблица 5.6. Размеры и масса вертикальных цилиндрических баков, устанавливаемых внутри помещенийВмести* мость бака, м*Размеры, ммдестнниы.в• лнА.4.4»' 1 452000160038003321007020040300457082000260048003321007020040300477010200032005400332100702004030048901225002600480061210070200403004104016250033005500612100702004030041210202500410063006121007020040300414102530003600580068510070300703504165030300043006500685100703007035041865403250500072007801007030070350423055032506100830078010070300703504■26556039005100730085210070300703505367080390068009000852100703007035054500Вмести* мость бака, м*Размеры, ммдестнниы.в• лнА.4.4»' 1 452000160038003321007020040300457082000260048003321007020040300477010200032005400332100702004030048901225002600480061210070200403004104016250033005500612100702004030041210202500410063006121007020040300414102530003600580068510070300703504165030300043006500685100703007035041865403250500072007801007030070350423055032506100830078010070300703504■26556039005100730085210070300703505367080390068009000852100703007035054500Таблица 5.7* Размеры и масса вертикальных цилиндрических баков, устанавливаемых вне помещенияТаблица 5.7* Размеры и масса вертикальных цилиндрических баков, устанавливаемых вне помещенияРис. 5.5. Вертикальный цилиндрический бак, устанавливаемый вне помещенияРис. 5.5. Вертикальный цилиндрический бак, устанавливаемый вне помещенияВместимостьРазмеры, ммбез лестницы.DАБВdd.d,d616003 160801 10010040705100081 6004 160801 100704070512601016005 160801 100 .7040705- 1516122 2004 4401001 35070407051500162 2004 4401001 35070407051875202 2005 4901001 35070407052243252 5005 3501201 350704015062953302 5006 3701201 350704015063434402 5008 4101201 350704015064290502 50010 4501201 350704015065236803 9007 0001501 3507040100668305 Подред. Ю.С. Васильева65ВместимостьРазмеры, ммбез лестницы.DАБВdd.d,d616003 160801 10010040705100081 6004 160801 100704070512601016005 160801 100 .7040705- 1516122 2004 4401001 35070407051500162 2004 4401001 35070407051875202 2005 4901001 35070407052243252 5005 3501201 350704015062953302 5006 3701201 350704015063434402 5008 4101201 350704015064290502 50010 4501201 350704015065236803 9007 0001501 3507040100668305 Подред. Ю.С. Васильева65Таблица 5.8. Размеры и масса горизонтальных цилиндрических баков, устанавливаемых под землейТаблица 5.8. Размеры и масса горизонтальных цилиндрических баков, устанавливаемых под землей
Рис. 5.4. Вертикальный цилиндрический бак, устанавливаемый внутри помещения
Рис. 5.4. Вертикальный цилиндрический бак, устанавливаемый внутри помещения
i
I
i
I
Вместимость бак»,
Размеры, мм
Масса
о
h
н
*
/Ц
4.
4,
1
6
1
1000
270
1700
170
70
40
40
63
4
275
2
1200
300
1800
300
90
40
100
250
3
420
3
1200
335
2800
180
90
40
100
250
3
480
б
1600
335
2500
250
90
40
100
250
3
568
6
2000
335
1900
190
90
70
150
300
3
594
8
2000
335
2600
260
90
70
150
300
3
687
10
2200
405
2200
270
90
70
100
300
4
1025
12
2200
405
3200
320
90
70
150
300
4
1116
16
2200
300
4200
300
120
70
100
300
4
1460
20
2800
405
3300
330
90
70
100
300
4
1678
25
3250
450
3000
150
100
70
100
300
4
1835
30
3100
450
4400
330
140
80
100
300
4
2100
35
3250
.450
4500
250
100
70
200
300
4
2253
40
3550
450
4000
350
120
70
200
300
4
2935
45
3260
300
5450
300
120
70
100
300
4
2710
50
3900
300
4200
300
150
70
100
300
6
3800
60
3900
300
5100
300
120
70
100
300
6
4056
65
3900
300
5404
300
140
65
100
300
6
4550
75
3900
300
6254
300
140
65
100
300
6
5050
Вместимость бак»,
Размеры, мм
Масса
о
h
н
*
/Ц
4.
4,
1
6
1
1000
270
1700
170
70
40
40
63
4
275
2
1200
300
1800
300
90
40
100
250
3
420
3
1200
335
2800
180
90
40
100
250
3
480
б
1600
335
2500
250
90
40
100
250
3
568
6
2000
335
1900
190
90
70
150
300
3
594
8
2000
335
2600
260
90
70
150
300
3
687
10
2200
405
2200
270
90
70
100
300
4
1025
12
2200
405
3200
320
90
70
150
300
4
1116
16
2200
300
4200
300
120
70
100
300
4
1460
20
2800
405
3300
330
90
70
100
300
4
1678
25
3250
450
3000
150
100
70
100
300
4
1835
30
3100
450
4400
330
140
80
100
300
4
2100
35
3250
.450
4500
250
100
70
200
300
4
2253
40
3550
450
4000
350
120
70
200
300
4
2935
45
3260
300
5450
300
120
70
100
300
4
2710
50
3900
300
4200
300
150
70
100
300
6
3800
60
3900
300
5100
300
120
70
100
300
6
4056
65
3900
300
5404
300
140
65
100
300
6
4550
75
3900
300
6254
300
140
65
100
300
6
5050
Таблица 5.6. Размеры и масса вертикальных цилиндрических баков, устанавливаемых внутри помещений
Таблица 5.6. Размеры и масса вертикальных цилиндрических баков, устанавливаемых внутри помещений
Вмести* мость бака, м*
Размеры, мм
дестнниы.
в
• л
н
А.
4.
4»
' 1 4
5
2000
1600
3800
332
100
70
200
40
300
4
570
8
2000
2600
4800
332
100
70
200
40
300
4
770
10
2000
3200
5400
332
100
70
200
40
300
4
890
12
2500
2600
4800
612
100
70
200
40
300
4
1040
16
2500
3300
5500
612
100
70
200
40
300
4
1210
20
2500
4100
6300
612
100
70
200
40
300
4
1410
25
3000
3600
5800
685
100
70
300
70
350
4
1650
30
3000
4300
6500
685
100
70
300
70
350
4
1865
40
3250
5000
7200
780
100
70
300
70
350
4
2305
50
3250
6100
8300
780
100
70
300
70
350
4
■2655
60
3900
5100
7300
852
100
70
300
70
350
5
3670
80
3900
6800
9000
852
100
70
300
70
350
5
4500
Вмести* мость бака, м*
Размеры, мм
дестнниы.
в
• л
н
А.
4.
4»
' 1 4
5
2000
1600
3800
332
100
70
200
40
300
4
570
8
2000
2600
4800
332
100
70
200
40
300
4
770
10
2000
3200
5400
332
100
70
200
40
300
4
890
12
2500
2600
4800
612
100
70
200
40
300
4
1040
16
2500
3300
5500
612
100
70
200
40
300
4
1210
20
2500
4100
6300
612
100
70
200
40
300
4
1410
25
3000
3600
5800
685
100
70
300
70
350
4
1650
30
3000
4300
6500
685
100
70
300
70
350
4
1865
40
3250
5000
7200
780
100
70
300
70
350
4
2305
50
3250
6100
8300
780
100
70
300
70
350
4
■2655
60
3900
5100
7300
852
100
70
300
70
350
5
3670
80
3900
6800
9000
852
100
70
300
70
350
5
4500
Таблица 5.7* Размеры и масса вертикальных цилиндрических баков, устанавливаемых вне помещения
Таблица 5.7* Размеры и масса вертикальных цилиндрических баков, устанавливаемых вне помещения
Рис. 5.5. Вертикальный цилиндрический бак, устанавливаемый вне помещения
Рис. 5.5. Вертикальный цилиндрический бак, устанавливаемый вне помещения
Вместимость
Размеры, мм
без лестницы.
D
А
Б
В
d
d.
d,
d
6
1600
3 160
80
1 100
100
40
70
5
1000
8
1 600
4 160
80
1 100
70
40
70
5
1260
10
1600
5 160
80
1 100 .
70
40
70
5
- 1516
12
2 200
4 440
100
1 350
70
40
70
5
1500
16
2 200
4 440
100
1 350
70
40
70
5
1875
20
2 200
5 490
100
1 350
70
40
70
5
2243
25
2 500
5 350
120
1 350
70
40
150
6
2953
30
2 500
6 370
120
1 350
70
40
150
6
3434
40
2 500
8 410
120
1 350
70
40
150
6
4290
50
2 500
10 450
120
1 350
70
40
150
6
5236
80
3 900
7 000
150
1 350
70
40
100
6
6830
5 Под
ред. Ю.
С. Васильева
65
Вместимость
Размеры, мм
без лестницы.
D
А
Б
В
d
d.
d,
d
6
1600
3 160
80
1 100
100
40
70
5
1000
8
1 600
4 160
80
1 100
70
40
70
5
1260
10
1600
5 160
80
1 100 .
70
40
70
5
- 1516
12
2 200
4 440
100
1 350
70
40
70
5
1500
16
2 200
4 440
100
1 350
70
40
70
5
1875
20
2 200
5 490
100
1 350
70
40
70
5
2243
25
2 500
5 350
120
1 350
70
40
150
6
2953
30
2 500
6 370
120
1 350
70
40
150
6
3434
40
2 500
8 410
120
1 350
70
40
150
6
4290
50
2 500
10 450
120
1 350
70
40
150
6
5236
80
3 900
7 000
150
1 350
70
40
100
6
6830
5 Под
ред. Ю.
С. Васильева
65
Таблица 5.8. Размеры и масса горизонтальных цилиндрических баков, устанавливаемых под землей
Таблица 5.8. Размеры и масса горизонтальных цилиндрических баков, устанавливаемых под землей
Необходимо предусматривать отдельные баки для свежего, чистого и эксплуатационного турбинного масла. Вместимость каждого бака должна быть не меньше 110% полного объема масла данной марки, заливаемого в один гидроагрегат.
Для изоляционного трансформаторного масла предусматриваются также три бака, вместимость не менее 110% рабочего объема наиболее крупного трансформатора.
Для масляных выключателей и маслонаполненных кабелей предусматриваются два бака для чистого и эксплуатационного изоляционного масла.
Для повышения маневренности при обработке масла целесообразно предусматривать дополнительные баки меньшей вместимости для введения порционной очистки масла.
При доставке масла на ГЭС железнодорожным транспортом вместимость баков для свежего турбинного и трансформаторного масел должна соответствовать вместимости железнодорожной цистерны.
На ГЭС, обслуживаемых центральным масляным хозяйством энергосистемы или каскада, предусматриваются баки только для доливки турбинного и трансформаторного масла. Вместимость этих баков должна обеспечить 45-дневный запас турбинио- 64
го масла на доливку емкостей всех гидроагрегатов и 10 % вместимости самого крупного трансформатора.
В зданиях ГЭС подземного типа размещают лишь доливной и эксплуатационные баки масляного хозяйства. Вместимость долявного бака принимается из расчета 45-дневного запаса масла на доливку всех гидроагрегатов, а вместимость эксплуатационного бака должна быть не меньше максимальной вместимости маслонаполненного узла гидроагрегата.
Конструктивно баки, как правило, выполняются цилиндрическими вертикального или горизонтального исполнения, в отдельных случаях, если это оправдывается компоновкой, баки могут быть прямоугольными.
Конструкция цилиндрических баков приведена на рис. 5.4—5.6, размеры — в табл. 5.6—5.8.
Все баки имеют лазы. Внутри баков во избежание скопления осадков не должно быть выступающих частей по высоте баков. Чтобы исключить вспенивание масла при наполнении баков, внутри него к трубопроводу присоединяют изогнутый патрубок, направляющий струю масла вдоль стенки бака.
При наружной установке баков необходимо предусматривать их обогрев. Для
Рнс. 5.6. Горизонтальный цилиндрическийРнс. 5.6. Горизонтальный цилиндрическийбак, устанавливаемый под землейбак, устанавливаемый под землейВязкость масла» |.|О~* М*/сСкорость, м/са трубах всасывающих и безнапорныхв напорных трубах1—10132,511-2813229—741,21,575-1111.11.2Вязкость масла» |.|О~* М*/сСкорость, м/са трубах всасывающих и безнапорныхв напорных трубах1—10132,511-2813229—741,21,575-1111.11.2Таблица 5.9. Рекомендуемая скорость перекачки масла в трубахТаблица 5.9. Рекомендуемая скорость перекачки масла в трубах/ — бак дегазационный; 2— бак буферный для улавливания масла; 3 — бак расширительный для улавливания масла; 4 — бак для слива масла; 5—азотная установка; 6— конденсатор; 7 — насос. в — вакуум-насос; У —прибор для определения объемного содержания воздуха в масле: 10 — в# куумметр; П — в баковое помещение к аппаратную трансформаторного масла; 12— подвод техии ческой воды; 13 — трансформатор; 14 — сушильная камера; 15— трансформаторная мастерская: 16 -- слив технической воды; /7 — электротермометр/ — бак дегазационный; 2— бак буферный для улавливания масла; 3 — бак расширительный для улавливания масла; 4 — бак для слива масла; 5—азотная установка; 6— конденсатор; 7 — насос. в — вакуум-насос; У —прибор для определения объемного содержания воздуха в масле: 10 — в# куумметр; П — в баковое помещение к аппаратную трансформаторного масла; 12— подвод техии ческой воды; 13 — трансформатор; 14 — сушильная камера; 15— трансформаторная мастерская: 16 -- слив технической воды; /7 — электротермометрРис. 5.9. Схема вакуумной установки для сушки трансформаторного масла:Рис. 5.9. Схема вакуумной установки для сушки трансформаторного масла:Рис. 5.7. Схема маслопроводов для подачи масла в гидроагрегат:Рис. 5.7. Схема маслопроводов для подачи масла в гидроагрегат:f — указатель уровня; 2 — фильтр-пресс; 5 —насос; 4 — ванна подшипника; 5—ванна подпятника; 6 — бак МНУ; 7 —в баковое помещение и аппаратную турбинного масла; 8 — в бак аварийного слива маслаf — указатель уровня; 2 — фильтр-пресс; 5 —насос; 4 — ванна подшипника; 5—ванна подпятника; 6 — бак МНУ; 7 —в баковое помещение и аппаратную турбинного масла; 8 — в бак аварийного слива масла
Рнс. 5.6. Горизонтальный цилиндрический
Рнс. 5.6. Горизонтальный цилиндрический
бак, устанавливаемый под землей
бак, устанавливаемый под землей
Вязкость масла» |.|О~* М*/с
Скорость, м/с
а трубах всасывающих и безнапорных
в напорных трубах
1—10
13
2,5
11-28
13
2
29—74
1,2
1,5
75-111
1.1
1.2
Вязкость масла» |.|О~* М*/с
Скорость, м/с
а трубах всасывающих и безнапорных
в напорных трубах
1—10
13
2,5
11-28
13
2
29—74
1,2
1,5
75-111
1.1
1.2
Таблица 5.9. Рекомендуемая скорость перекачки масла в трубах
Таблица 5.9. Рекомендуемая скорость перекачки масла в трубах
/ — бак дегазационный; 2— бак буферный для улавливания масла; 3 — бак расширительный для улавливания масла; 4 — бак для слива масла; 5—азотная установка; 6— конденсатор; 7 — насос. в — вакуум-насос; У —прибор для определения объемного содержания воздуха в масле: 10 — в# куумметр; П — в баковое помещение к аппаратную трансформаторного масла; 12— подвод техии ческой воды; 13 — трансформатор; 14 — сушильная камера; 15— трансформаторная мастерская: 16 -- слив технической воды; /7 — электротермометр
/ — бак дегазационный; 2— бак буферный для улавливания масла; 3 — бак расширительный для улавливания масла; 4 — бак для слива масла; 5—азотная установка; 6— конденсатор; 7 — насос. в — вакуум-насос; У —прибор для определения объемного содержания воздуха в масле: 10 — в# куумметр; П — в баковое помещение к аппаратную трансформаторного масла; 12— подвод техии ческой воды; 13 — трансформатор; 14 — сушильная камера; 15— трансформаторная мастерская: 16 -- слив технической воды; /7 — электротермометр
Рис. 5.9. Схема вакуумной установки для сушки трансформаторного масла:
Рис. 5.9. Схема вакуумной установки для сушки трансформаторного масла:
Рис. 5.7. Схема маслопроводов для подачи масла в гидроагрегат:
Рис. 5.7. Схема маслопроводов для подачи масла в гидроагрегат:
f — указатель уровня; 2 — фильтр-пресс; 5 —насос; 4 — ванна подшипника; 5—ванна подпятника; 6 — бак МНУ; 7 —в баковое помещение и аппаратную турбинного масла; 8 — в бак аварийного слива масла
f — указатель уровня; 2 — фильтр-пресс; 5 —насос; 4 — ванна подшипника; 5—ванна подпятника; 6 — бак МНУ; 7 —в баковое помещение и аппаратную турбинного масла; 8 — в бак аварийного слива масла
турбинного масла минимальная расчетная температура наружного воздуха, при которой нужен подогрев, —10°С, для трансформаторного масла —25 °C. При установке баков в местности с более низкой температурой поверхность баков покрывают тепловой изоляцией.
Уровень масла в баке определяется визуально по масломерному стеклу, изготовленному из полупрозрачной негорючей пластмассы, или с помощью другого уровнемера. Для удобства эксплуатация на баках устанавливают реле уровня, сигнализирующие о переполнении или минимальном уровне масла в баке.
Измерение уровня масла в баках рекомендуется также осуществлять уровнемерами с сигнализацией граничных уровней (см. § 9.4).
Маслопроводы для подачи и слива масла из маслонаполненных узлов оборудования, как правило, должны быть стационарными. Пример схемы маслопроводов показан на рис. 5.7.
Для каждого вида масла (чистого, эксплуатационного) и сорта масла (турбинное, трансформаторное) необходимо предусматривать отдельные трубопроводы. Маслопроводы прокладываются с уклоном в сторону их опорожнения.
Соединение труб рекомендуется производить сваркой, монтажные участки собирать на фланцах, арматуру применять фланцевую. Трубы для масла применяют стальные бесшовные. В качестве запорной арматуры на маслопроводах используют пробковые сальниковые краны и задвижки. Уплотнение сальников в арматуре и прокладки во фланцевом соединении должны быть из маслостойкой резины или парони- та. Муфтовые соединения в трубах и арматуре применять не рекомендуется, так как при этом на маслопроводах не обеспечивается герметичность. Диаметр трубопроводов следует принимать равным 50— 80 мм; рекомендуемая скорость перекачки масла различной вязкости в трубах приведена в табл. 5.9.
Рнс. 5.8. Схема установки для регенерации масла с применением адсорберов:
1 — ахо* масла на регенерацию; 2 — насос: 3 — маслоподогреватель; 4 — адсорбер: 5 —в бак ре генерированного масла
Маслопроводы, проходящие вне зданий, прокладывают ниже глубины промерзания грунта или в утепленных каналах с уклоном примерно 0,005 в сторону опорожнения. Для предотвращения попадания влаги в маслопроводы, проходящие вне зданий, их целесообразно заполнять маслом под небольшим давлением.
Аппаратная масляного хозяйства состоит из основного маслоочистительного оборудования и распределительных сборок, позволяющих выполнять все операции с маслами и раздачу масел потребителям. Для каждого сорта масла предусматриваются по два коллектора: напорный и сливной, к ним подключаются баки, при-
66
5е
67
< к # х у ^ f ^ у ^y_LJ^yxf , X J—Ь—£—К-/ s—A—i—£ S / f \ fl< к # х у ^ f ^ у ^y_LJ^yxf , X J—Ь—£—К-/ s—A—i—£ S / f \ fl
< к # х у ^ f ^ у ^y_LJ^yxf , X J—Ь—£—К-/ s—A—i—£ S / f \ fl
< к # х у ^ f ^ у ^y_LJ^yxf , X J—Ь—£—К-/ s—A—i—£ S / f \ fl
1,3 — коэффициент, учитывающий время, необходимое для смены бумаги в фильтрпрессе, для очистки барабанов-сепараторов. и т. д.
Наибольший объем масла, залитого в гидроагрегат, не превышает 100 м’, а в трансформатор—120 м1. В этом случае максимальная продолжительность работы маслоочистительной аппаратуры при двухсменной работе составит для турбинного масла около 11 дней, для трансформаторного масла — около 13 дней.
Таким образом, для обработки масла каждой марки на ГЭС достаточно установки одной машины с подачей 3 м3/ч.
Регенерацию отработанного масла можно производить силикагелем, цеолитом или алюмогелем, более глубокая регенерация (по схеме кислота—земля и др.) практически не требуется. Схема установки для регенерации масла показана на рис. 5.8. Она состоит из двух адсорберов, насоса и подогревателя. Обработке адсор
бентами может подвергаться эксплуатационное масло как в баках, так и непосредственно в оборудовании.
Силикагель и алюмогель, использованные в адсорберах, могут быть восстановлены для повторного применения продувкой их воздухом, нагретым до 200 °C. Сорбционные свойства цеолита восстанавливаются при его продувке воздухом, нагретым до 300—400 °C.
Установка для вакуум-сушки н дегазации масла. Заводы — изготовители трансформаторов предъявляют повышенные требования к маслу, в частности к его диэлектрическим свойствам. В связи с этим масло должно быть исключительно чистым, т. е. влагесодержаине должно быть не более 0,001 % первоначального объема, га- зосодержание не более 0.1 "fc. Заливка масла в бак трансформатора должна производиться с интенсивностью не более 3 т/ч. Для трансформаторов напряжением НО—150 кВ остаточное давление прч этом
Рис. 5.10. Станционное масляное хозяйство:
/ — бак порционной очистки трансформаторного масла; 2 — бак эксплуатационного трансформаторного масла; 3—бак отработанного трансформаторного масла; 4— бак чистого трансформаторного масла; 5 — бак чистого турбинного масла; 6 — бак отработанного турбинного масла; 7—бак экс- 8 — бак порционной очистки турбинного масла; 9— дегазацион- 12 —маслоочистительная установка
плуатацнонного турбинного масла; ная установка; /0 — насос;
// — фильтр-пресс;
емные колонки (штуцерная), маслоочистительная аппаратура, насосы и трубопроводы приема и выдачи масла потребителям. Оба коллектора разделены на две секции для чистого и грязного масла. Кроме стационарно установленного оборудования к коллекторам возможно подключение и передвижного оборудования.
Продолжительность подготовки масла, а следовательно, и выбор подачи маслоочистительной аппаратуры определяется продолжительностью ремонта оборудова
ния. В среднем ремонт гидроагрегата составляет 20—22 дня. трансформатора — 20—25 дней. Продолжительность подготовки масла, ч, можно определить по формуле
где V — объем масла, залитого в гидроагрегат или трансформатор, л; т — число циклов при очистке: q—производительность маслоочнстительного оборудования л/ч;
68
Рис. 5.11. Принципиальная схема турбинного масляного хозяйства:
/—бак чистого масла; 2 — бак эксплуатационного масла; 3 — бак отработанного масла;
5 — бак порционной очистки масла; 6— бак сбора протечек; 7— фильтр-пресс; " -
стительная; 9 — насос; 10— фильтр для осушки воздуха; 11, 13—баки аварийного слива 12— маслопроводы для обслуживания гидроагрегатов; 14— трубопроводы приема свежего /5 — монтажная площадка: 16 — трансформаторная мастерская; /7 — трубопроводы очистки
18 — слив из бакоа и трапов трансформаторного масла; /9 —выпуск воздуха
4 — фильтр;
5—машина маслоочи-
17
7ZZZZZ&
8
11
11
10
15
И — несос;
гидроагрегатов;
"7777777777777777777777777777
рийного слива; 20 — трубопровод откачки отрабо торная площадка; 24— трубопроводы подачи чи* трансформаторов; 26 — слив из баков трансформа
6 — фильтр; фильтр-пресс;
7 — фильтр для очистки воздуха;
77777777777777.
13 — бак для сбора 17 — слив из баков
Рис. 5.12. Принципиальная схема транс — бак отработанного масла; 2—бак свежего
XX
I
форматого масляного хозяйства:
масла; 3 — бак эксплуатационного масла; 4 — бак чистого масла; 3 — бак порцноаиой очистки масла. 8— регенерационная установка; 9— цеолитовая установка: 10 — маслоочистительная установка; и - протечек; 14 — выпуск воздуха; 15— бак аварийного слива масла; 16 — трубопровод аварийного слива турбинного масла; 18— трансформаторная площадка: 19 — трубопровод откачки масла из бака читанного масла; 21— монтажная площадка; 22 — в помещение дегазация масла; 23 — трансформа стого масла; 25 — трубопроводы приема свежего масла и слива эксплуатационного масла из торного масла
не должно превышать 52,8 кПа, для трансформаторов напряжением 220—500 кВ — 1,3 кПа. '
Сушку и дегазацию масла производят путем глубокого вакуумирования масла.
В первой ступени установки для сушки трансформаторного масла (рис. 5.9) осуществляется сушка н частичная дегазация, а во второй — окончательная дегазация масла.
Масло в дегазационных баках, находящихся под вакуумом, распыляется и стекает тонкой пленкой (0,15—0,2 мм), обеспечивается наиболее полное удаление 70
паров воды из воздуха. Процесс сушки я дегазации протекает в дегазационных баках при температуре 60—70 °C. Для улавливания легких фракций масла, испаряющихся при такой температуре, необходимо производить их последующее охлаждение, для чего через конденсатор пропускается холодная вода и охлажденные фракции задерживаются в буферных емкостях. Для повышения стабильности осушенное и дегазированное масло насыщают азотом, который подается в связующую магистраль от установки под избыточным давлением из азотного баллона.
ТРАНСФОРМАТОРНАЯМАСТЕРСКАЯ
Для монтажа и ремонта главных трансформаторов на некоторых гидроэлектростанциях, где невозможно использование для этой цели монтажной площадки, предусматривается создание трансформаторной мастерской. Обычно она располагается на уровне трансформаторной площадки, что позволяет по рельсовым путям передвигать трансформаторы с этой площадки в трансформаторную мастерскую и обратно.
Целесообразно трансформаторную мастерскую располагать вблизи монтажной площадки ГЭС, связав их между собой рельсовыми путями, по которым также возможна перекатка трансформаторов.
В трансформаторной мастерской предусматривается установка мостового электрического крана, грузоподъемность и высотное положение которого должны обеспечить подъем верхней части бака (колокола). В случае крайне редкой необходимости подъема магнитопровода желательно использовать кран машзала, если трансформатор для этой операции можно
Рис 5.13. Принципиальная схема масляного хозяйства гидроприем ников:
7 — бак эксплуатационного масла; 2 — бак отработанного масла; 3 —бак для сбора протечек; 4 —шестеренный насос; 5 —фильтр;- 6 — фильтр сушки воздуха; 7 — установка маслоочистительная; 8 —прием эксплуатационного и откачка отработанного масла; $ — напорный трубопровод; 10 — сливнойтрубопровод; // — выпуск воздуха: 12— манометр
передвигать в зоне его действия. На ряде ГЭС, расположенных в отдаленных районах страны, при трансформаторной мастерской предусматривается сооружение сушильной камеры, размеры которой позволяют поместить в нее трансформатор с высоковольтным вводом. На многих ГЭС сушка масла и обмоток трансформатора успешно осуществляется с помощью передвижных установок типа «Суховей» и «Иней», что позволяет отказаться от сооружения дорогостоящих сушильных камер.
Для дегазации масла перед заливкой его в трансформатор предусматривается специальная стационарная установка или используется передвижная установка для вакуумной обработки и азотирования трансформаторного масла типа УВМ-1 подачей 3 м’/ч. Кроме того, в трансформаторной мастерской устанавливаются передвижные маслоочистительные установки (центрифуга, фильтр-пресс, цеолитовая установка), маслонасосы, вакуум-насосы н другое оборудование.
В помещение трансформаторной мастерской подводятся маслопроводы транс- 72
форматорного масла из станционного масляного хозяйства. Здесь следует также предусматривать размещение двух дополнительных операционных баков вместимостью по 5—10 м3. Эти баки используются для промежуточного хранения масла при его дегазации.
Трансформаторная мастерская должна иметь уклон пола для стока случайных протечек масла через трап в подземный бак-уловитель. В полу необходимо предусматривать анкеры, которые используются для крепления лебедок и полиспастов при перекатке трансформаторов.
КОМПОНОВКА ПОМЕЩЕНИЙМАСЛЯНОГО ХОЗЯЙСТВА
Масляное хозяйство обычно размещается в здании ГЭС, в блоке монтажной площадки. Для ГЭС и ГАЭС в южных районах страны, а также расположенных в узких створах, оправдана компоновка отдельного здания масляного хозяйства с открытым маслохранилищем. Масляное хо-
зяйство подземных ГЭС должно располагаться в помещениях на поверхности земли.
Размещение помещений станционного масляного хозяйства над и под трансформаторами, кабельными сооружениями и другими пожаро- и взрывоопасными помещениями не допускается.
В баковых помещениях допускается размещать в одном изолированном отсеке масляные баки общей вместимостью до 150 м3.
Пример компоновки станционного масляного хозяйства приведен на рис. 5.10. Принципиальные схемы масляного хозяйства приведены на рис. 5.11—5.13.
Баковые помещения должны быть отделены друг от друга и от соседних помещений несгораемыми стенами и перекрытиями с пределом огнестойкости не менее 2,5 ч. Из каждого помещения маслоскладов предусматриваются выходы непосредственно наружу или на лестничные клетки через тамбур.
Из помещений -площадью менее 100 м1 может быть один выход, из помещений с площадью более 100 м2—не менее двух. Высота порога в маслоскладе должна быть не менее 15 см и обеспечивать удержание полного объема масла, разлившегося при повреждении одного из баков.
Двери должны Открываться наружу и быть несгораемыми с пределом огнестойкости 1,5 ч.
Каждое баковое помещение, а также помещения регенерации масла и аппаратные должны быть оборудованы приточновытяжной вентиляцией, обеспечивающей не менее чем трехкратный обмен воздуха за I ч. Масляное хозяйство в качестве пожарной защиты оборудуется внутренними пожарными кранами и первичными средствами пожаротушения (огнетушителями), а баковые помещения площадью более 500 м2— установками автоматического пожаротушения распыленной водой.
Расходные баки закрытых маслоскладов должны иметь закрытые аварийные сливы. Вместимость резервуара аварийного слива должна быть не менее 30 % суммарного объема всех расходных баков, расположенных в одном отсеке, но не меньше вместимости наибольшего бака.
При наличии нескольких отсеков предусматривается один аварийный резервуар.
Соединительные аварийные трубопроводы должны быть снабжены устройством (гидрозатвором), препятствующим возможности распространения огня.
Дренаж аппаратной должен быть выполнен с уклоном пола, поддонов под оборудованием н дренажных канавок вдоль стен помещения. Полы в баковых помещениях аппаратной, регенерационной, моечной тары и в бытовых следует выполнять из керамической плитки.
Маслохимическая лаборатория должна обеспечивать периодические анализы турбинного, изоляционного и смазочного масел. Лаборатория оснащается набором оборудования, приборами, посудой и реактивами, которые размещаются в следующих помещениях: аналитической (с окислительной); весовой; термической; моечной; кладовой.
Аналитическая комната должна быть светлой, и площадь ее определяется из расчета 10—12 м2 на одно рабочее место, а с учетом необходимого места под оборудование комната в сумме должна иметь площадь, равную 30—35 м2 В ней размещаются: вытяжные шкафы; лабораторные столы для аналитических и титровальных работ; установки для окисления масла и перегонки воды; шкафы для хранения химической посуды и материалов; мебель для персонала; огнетушитель, ящик с песком и асбестовое покрывало.
В термической комнате площадью 20—25 м2 размещаются: вытяжной шкаф; верстак под железным колпаком с тягой для установки муфельных и тигельных печей; термостаты; установки для измерения пробивного напряжения масла: стек- лодувный верстак; мебель для персонала; огнетушитель, ящик с песком и асбестовое одеяло.
Весовая комната площадью 5—6 ма оснащается аналитическими, техническими и торговыми весами.
Моечная комната площадью 8—10 м2 оснащается моечными столами, термостатом, раковиной
Кладовая для маслохимнческой лаборатории рекомендуется площадью 10- 15 м2
Глава 6
ПНЕВМАТИЧЕСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
ПОТРЕБИТЕЛИ СЖАТОГОВОЗДУХА
Сжатый воздух на ГЭС и ГАЭС получил широкое распространение благодаря большому удобству его использования, легкости аккумулирования, транспортабельности по трубам к потребителям.
Воздух представляет собой смесь газов, состоящую у поверхности земли в основном из азота (около 79 % по объему, или 76,8 % по массе) н кислорода (соответственно 21, или 23,2%). В атмосферном воздухе может содержаться некоторое количество углекислого газа (до 0,03%) и других газов (до 1 %). Обычно в воз-
Система создания -полыньи служит защитой от передачи давления льда на оперативные затворы водосбросов гидротехнических сооружений.Температура воды на глубине нескольких метров всегда выше 0°С, поэтому, если осуществить ее перемешивание с поверхностным слоем, можно обеспечить таяние образовавшейся ледяной пленки или предотвратить ее образование. ПузырькиСистема создания -полыньи служит защитой от передачи давления льда на оперативные затворы водосбросов гидротехнических сооружений.Температура воды на глубине нескольких метров всегда выше 0°С, поэтому, если осуществить ее перемешивание с поверхностным слоем, можно обеспечить таяние образовавшейся ледяной пленки или предотвратить ее образование. Пузырьки1НеименомкнеТепГехкическая характеристикаРабочее даме- ине, МПаРасход воздуха, mVmhhМасса.Машина ручная свер-ИП-1019Диаметр сверла 12 мм060,9 0.9 1 1,95 2.0 1Д1.7 1.7 28 8,3 7.55,31.9лильная пневматическаяТо же угловаяТо же по железобетонуИП-1020ИП-1024ИП-1016АИП-1103АИП-1023То жеДиаметр сверла 13 ммТо же 32 ммТо жеТо же 25 мм0,6 0,6 0,6 0.6 0,6Машина ручная шлифо-ИП-2009АГлубина сверления 220 ммДиаметр круга 63 мм0,60,91.61.2 0.6'вальная пневматиче-ИП-2203То же 125 мм0,6 0,6 0.6.скаяГайковерт ручной пневматический ударныйИП-2015 ИП-ЗИ2АТо же 150 ммДиаметр завинчиваемой резьбы 14 мм7,53.5 2.2реверсивный прямойИП-3131А ИП-3114То же 18 ммТо же 20 мм0,6 0,6 0,60,7 092,74,59,214,52,9ИП-3105АТо же 36 ммI.OsНожницы ручные пневматические ножевыеИП-3115 ИП-5401АТо же 52 ммТолщина разрезаемого металла 2,5 мм. скорость0,6 0,51.6 0.8То же вырубныеИП-5502резания 2 м/мин Толщина разрезаемого ме-0,50,93.2талла 2,5 мм. скорость;Молотокрубильныйпневматический виб- розащитныйИП-4119резания 1,2 м/мин Энергия удара 12,5 Дж, частота ударов 38 ГцОД2,55.5Лом ручной пневматическийИП-4604Энергия удара 90 Дж,ОД1.818ИП-4607частота ударов 13 Гц Энергия удара 90 Дж.од1.618ПневмопробойникИП-4603частота ударов 10 Гц Диаметр пробиваемых0,64.590скважин без расширителя 130 мм, с расти-рнтелем 200 мм11НеименомкнеТепГехкическая характеристикаРабочее даме- ине, МПаРасход воздуха, mVmhhМасса.Машина ручная свер-ИП-1019Диаметр сверла 12 мм060,9 0.9 1 1,95 2.0 1Д1.7 1.7 28 8,3 7.55,31.9лильная пневматическаяТо же угловаяТо же по железобетонуИП-1020ИП-1024ИП-1016АИП-1103АИП-1023То жеДиаметр сверла 13 ммТо же 32 ммТо жеТо же 25 мм0,6 0,6 0,6 0.6 0,6Машина ручная шлифо-ИП-2009АГлубина сверления 220 ммДиаметр круга 63 мм0,60,91.61.2 0.6'вальная пневматиче-ИП-2203То же 125 мм0,6 0,6 0.6.скаяГайковерт ручной пневматический ударныйИП-2015 ИП-ЗИ2АТо же 150 ммДиаметр завинчиваемой резьбы 14 мм7,53.5 2.2реверсивный прямойИП-3131А ИП-3114То же 18 ммТо же 20 мм0,6 0,6 0,60,7 092,74,59,214,52,9ИП-3105АТо же 36 ммI.OsНожницы ручные пневматические ножевыеИП-3115 ИП-5401АТо же 52 ммТолщина разрезаемого металла 2,5 мм. скорость0,6 0,51.6 0.8То же вырубныеИП-5502резания 2 м/мин Толщина разрезаемого ме-0,50,93.2талла 2,5 мм. скорость;Молотокрубильныйпневматический виб- розащитныйИП-4119резания 1,2 м/мин Энергия удара 12,5 Дж, частота ударов 38 ГцОД2,55.5Лом ручной пневматическийИП-4604Энергия удара 90 Дж,ОД1.818ИП-4607частота ударов 13 Гц Энергия удара 90 Дж.од1.618ПневмопробойникИП-4603частота ударов 10 Гц Диаметр пробиваемых0,64.590скважин без расширителя 130 мм, с расти-рнтелем 200 мм1Таблица 6.1. Параметры пневматических инструментовТаблица 6.1. Параметры пневматических инструментов
Система создания -полыньи служит защитой от передачи давления льда на оперативные затворы водосбросов гидротехнических сооружений.
Температура воды на глубине нескольких метров всегда выше 0°С, поэтому, если осуществить ее перемешивание с поверхностным слоем, можно обеспечить таяние образовавшейся ледяной пленки или предотвратить ее образование. Пузырьки
Система создания -полыньи служит защитой от передачи давления льда на оперативные затворы водосбросов гидротехнических сооружений.
Температура воды на глубине нескольких метров всегда выше 0°С, поэтому, если осуществить ее перемешивание с поверхностным слоем, можно обеспечить таяние образовавшейся ледяной пленки или предотвратить ее образование. Пузырьки
1
Неименомкне
Теп
Гехкическая характеристика
Рабочее даме- ине, МПа
Расход воздуха, mVmhh
Масса.
Машина ручная свер-
ИП-1019
Диаметр сверла 12 мм
06
0,9 0.9 1 1,95 2.0 1Д
1.7 1.7 28 8,3 7.5
5,3
1.9
лильная пневматическая
То же угловая
То же по железобетону
ИП-1020
ИП-1024
ИП-1016А
ИП-1103А
ИП-1023
То же
Диаметр сверла 13 мм
То же 32 мм
То же
То же 25 мм
0,6 0,6 0,6 0.6 0,6
Машина ручная шлифо-
ИП-2009А
Глубина сверления 220 мм
Диаметр круга 63 мм
0,6
0,9
1.6
1.2 0.6
'вальная пневматиче-
ИП-2203
То же 125 мм
0,6 0,6 0.6
.ская
Гайковерт ручной пневматический ударный
ИП-2015 ИП-ЗИ2А
То же 150 мм
Диаметр завинчиваемой резьбы 14 мм
7,5
3.5 2.2
реверсивный прямой
ИП-3131А ИП-3114
То же 18 мм
То же 20 мм
0,6 0,6 0,6
0,7 09
2,7
4,5
9,2
14,5
2,9
ИП-3105А
То же 36 мм
I.Os
Ножницы ручные пневматические ножевые
ИП-3115 ИП-5401А
То же 52 мм
Толщина разрезаемого металла 2,5 мм. скорость
0,6 0,5
1.6 0.8
То же вырубные
ИП-5502
резания 2 м/мин Толщина разрезаемого ме-
0,5
0,9
3.2
талла 2,5 мм. скорость
;Молотокрубильный
пневматический виб- розащитный
ИП-4119
резания 1,2 м/мин Энергия удара 12,5 Дж, частота ударов 38 Гц
ОД
2,5
5.5
Лом ручной пневматический
ИП-4604
Энергия удара 90 Дж,
ОД
1.8
18
ИП-4607
частота ударов 13 Гц Энергия удара 90 Дж.
од
1.6
18
Пневмопробойник
ИП-4603
частота ударов 10 Гц Диаметр пробиваемых
0,6
4.5
90
скважин без расширителя 130 мм, с расти-
рнтелем 200 мм
1
1
Неименомкне
Теп
Гехкическая характеристика
Рабочее даме- ине, МПа
Расход воздуха, mVmhh
Масса.
Машина ручная свер-
ИП-1019
Диаметр сверла 12 мм
06
0,9 0.9 1 1,95 2.0 1Д
1.7 1.7 28 8,3 7.5
5,3
1.9
лильная пневматическая
То же угловая
То же по железобетону
ИП-1020
ИП-1024
ИП-1016А
ИП-1103А
ИП-1023
То же
Диаметр сверла 13 мм
То же 32 мм
То же
То же 25 мм
0,6 0,6 0,6 0.6 0,6
Машина ручная шлифо-
ИП-2009А
Глубина сверления 220 мм
Диаметр круга 63 мм
0,6
0,9
1.6
1.2 0.6
'вальная пневматиче-
ИП-2203
То же 125 мм
0,6 0,6 0.6
.ская
Гайковерт ручной пневматический ударный
ИП-2015 ИП-ЗИ2А
То же 150 мм
Диаметр завинчиваемой резьбы 14 мм
7,5
3.5 2.2
реверсивный прямой
ИП-3131А ИП-3114
То же 18 мм
То же 20 мм
0,6 0,6 0,6
0,7 09
2,7
4,5
9,2
14,5
2,9
ИП-3105А
То же 36 мм
I.Os
Ножницы ручные пневматические ножевые
ИП-3115 ИП-5401А
То же 52 мм
Толщина разрезаемого металла 2,5 мм. скорость
0,6 0,5
1.6 0.8
То же вырубные
ИП-5502
резания 2 м/мин Толщина разрезаемого ме-
0,5
0,9
3.2
талла 2,5 мм. скорость
;Молотокрубильный
пневматический виб- розащитный
ИП-4119
резания 1,2 м/мин Энергия удара 12,5 Дж, частота ударов 38 Гц
ОД
2,5
5.5
Лом ручной пневматический
ИП-4604
Энергия удара 90 Дж,
ОД
1.8
18
ИП-4607
частота ударов 13 Гц Энергия удара 90 Дж.
од
1.6
18
Пневмопробойник
ИП-4603
частота ударов 10 Гц Диаметр пробиваемых
0,6
4.5
90
скважин без расширителя 130 мм, с расти-
рнтелем 200 мм
1
Таблица 6.1. Параметры пневматических инструментов
Таблица 6.1. Параметры пневматических инструментов
Рис. 6.1. Схема тормозного устройствагидроагрегата:
1 — mroeme устаяоиа для подъема ротора яа тормозах; X—тормом (уежшяо похааая только олмя); 3 —шкаф аппаратуры торможения: Ч — промежуточный узел
духе содержится до 4 % водяного пара, а также пыль и микроорганизмы.
Физические свойства воздуха: молекулярная масса М = 28,96; газовая постоянная R = 29,27; температура кипения при 0,1 МПа равна —193 гС, критическая температура —140,7 °C, критическое давление 3.72 МПа.
Давление воздуха измеряется в мегапаскалях (МПа). 1 кг/см1 равен 0,0980665 МПа. т. е. 1 МПа равен примерно 10 кг/см*. В настоящей главе давление (при отсутствии оговорок) указывается абсолютное. За единицу количества воздуха принимается 1 м* воздуха, приведенного к условиям по ГОСТ 2939—63 при температуре 20 °C и номинальном атмосферном давлении 760 мм рт. ст. (0,1 МПа).
За единицу подачи компрессора и расхода воздуха принимается 1 м’/мин воздуха, приведенного к тем же условиям.
Потребителями сжатого воздуха на ГЭС и ГАЭС являются различные механизмы и устройства, работающие при давлении от 0,4 до 6,4 МПа.
При рабочем давлении от 0,4 до 0,9 МПа действуют пневматические инструменты разного назначения, пескоструйные и окрашивающие устройства, система торможения ротора гидроагрегата при остановке, пневмогидравлические приборы, система создания полыньи перед затворами водосбросов плотины. В некоторых случаях сжатый воздух при давлении 0,9 МПа применяется для пневматических уплотнений турбины, системы отжатия воды из камеры рабочего колеса турбины при переводе гидроагрегата на работу в режиме синхронного компенсатора. Для гидроагрегатов ГАЭС отжатие воды осуществляется также перед пуском в насосном режиме.
При рабочем давлении от 2,1 до 4,1 МПа работают выключатели и разъединители высокого напряжения. При ра- 74
бочем давлении от 4,1 до 6,4 МПа работают гидроаккумуляторы маслонапорных установок системы регулирования гидроагрегатов и в некоторых случаях системы отжатия воды из камеры рабочего колеса при переводе гидроагрегата в компенсаторный режим или пуске агрегата ГАЭС в насосный режим, а также пневматические уплотнения затворов.
Тормозные устройства гидроагрегатов предусматриваются в конструкции генератора (двигателя-генератора). Они включают в себя тормозной диск, укрепленный под ротором, поршневые тормоза, опирающиеся на фундамент, шкаф с аппаратурой торможения и промежуточный узел. Схема тормозного устройства показана на рис. 6.1.
Тормозные устройства предназначаются для сокращения продолжительности цикла остановки гидроагрегата и продожитель- ности его вращения с малой частотой при недостаточной смазке подпятника и подшипников. Поршневые тормоза одновременно являются гидравлическими домкратами для периодического подъема ротора при ремонте гидроагрегата.
Расход воздуха на один цикл торможения зависит от числа установленных тормозов. Ориентировочный расход при числе тормозов до 24 равен 500 л, свыше 32 тормозов — 700 л; уточненный расход определяется проектом генератора.
Пневматические инструменты применяются при производстве ремонтных работ на агрегатах я гидротехнических сооружениях. Параметры ■ инструментов приведены в табл. 6.1.
Сжатый воздух также применяется для пескоструйной очистки металлоконструкций и каменных облицовок зданий, барботажной очистки подводных сооружений, цементации, окрасочных работ и т. п.
В зависимости от числа установленных гидроагрегатов и состава прочего оборудования одновременно в работе могут находиться от 2 до 10 потребителей.
Ориентировочно расход воздуха, м’/мин, можно принимать:
При числе агрегатов:
2-4 5
5—810
9-12 15
13-1520
Уточненный расход определяется проектом.
сжатого воздуха, выпущенного в воду через сопла на глубине 3—10 м, подымаясь на поверхность, образуют мощный поток сравнительно теплой воды. Создающаяся при этом циркуляция от одного сопла защищает от замерзания площадь на поверхности диаметром от 3 до 6 м. Размер этой площади зависит от наличия и скорости течения воды, глубины погружения сопла и расхода воздуха. Расход на одно сопло обычно 0,05—0,06 м’/мин. Расстояние между соплами принимается не более 3 м, поэтому расчетный расход воздуха на 1 м защищаемого фронта рекомендуется 0,02—0,03 м’/мин.
Заглубление сопл должно быть 3—4 м под минимальный уровень воды в зимнее время, однако при максимальном уровне заглубление не должно быть больше 10— 12 м. В случае необходимости для обеспечения указанных требований сопла' следует закладывать в бетон на разных уровнях или устанавливать их на специальной раме с подъемным приспособлением.
Пневмогидравлическая аппаратура работает на принципе измерения давления сжатого воздуха в импульсной трубке, опущенной в воду. По этой трубке пропускается сжатый воздух в небольшом количестве и после вытеснения воды из трубки в ней устанавливается давление, равное давлению вытесненного столба воды. При изменении уровня давление соответственно меняется.
На пневмогидравлическом принципе могут работать как манометрические приборы, так и дифманометры. Импульсная трубка опускается в воду на глубину не менее 1 м с учетом максимально возможных колебаний уровня. Конец трубки рекомендуется выполнять в виде воронки с диаметром на выходе 80 мм и высотой 100 мм.
Расход воздуха, подаваемого в каждую импульсную трубку, ориентировочно равен 15 л/ч, давление в импульсной трубке должно несколько превышать максимальное давление столба измеряемой жид-
Вместимость,Объем сжатого воздухав гидро-гидро- акку- масло-муля-муля. бака тора мнут°ре.Вместимость,Объем сжатого воздухав гидро-гидро- акку- масло-муля-муля. бака тора мнут°ре.Таблица 6.3. Объем воздуха в гидроаккумуляторах МНУТаблица 6.3. Объем воздуха в гидроаккумуляторах МНУМНУ 1,6/1-40-2,5-2 МНУ 2,5/1-40-4-2 МНУ 4/1-40-4-2 МНУ 6,3/1-40-8-2 МНУ 8/1-40-8-2 МНУ 10/1-40-12,5-2 МНУ 12,5/1-40-12,5-2 МНУ 16/1-40-16-2 МНУ 16/2-40-16-2 МНУ 20/2-40-16-2 МНУ 25/2-40-25-2 МНУ 30/2-40-25-2 МНУ 16/1-40-20-3 МНУ 16/2-40-20-3 МНУ 20/2-40-20-3 МНУ 25/2-40-32-3 МНУ 30/2-40-32-3 МНУ 36/2-40-32-3МНУ 1,6/1-40-2,5-2 МНУ 2,5/1-40-4-2 МНУ 4/1-40-4-2 МНУ 6,3/1-40-8-2 МНУ 8/1-40-8-2 МНУ 10/1-40-12,5-2 МНУ 12,5/1-40-12,5-2 МНУ 16/1-40-16-2 МНУ 16/2-40-16-2 МНУ 20/2-40-16-2 МНУ 25/2-40-25-2 МНУ 30/2-40-25-2 МНУ 16/1-40-20-3 МНУ 16/2-40-20-3 МНУ 20/2-40-20-3 МНУ 25/2-40-32-3 МНУ 30/2-40-32-3 МНУ 36/2-40-32-31,62.5512,54,080441286,38202882561012,532012,512,54001616512161651220166402525800302596016205121620512202064025328003032960363211521,62.5512,54,080441286,38202882561012,532012,512,5400161651216165122016640252580030259601620512162051220206402532800303296036321152Примечание. Объем воздуха указан при номинальном давлении в МНУ 4.1 МПа. при объеме масла в гидроаккумуляторе, равном 20^ его объема.Примечание. Объем воздуха указан при номинальном давлении в МНУ 4.1 МПа. при объеме масла в гидроаккумуляторе, равном 20^ его объема.Диаметр рабочего колеса турбины Д|.мОбъем сжатого воздуха о камере рабочего колеса турбины И*. м*ПЛ|РО3,5481523,755661468744,2582884,5971054,7511412351331445,31601725.618720262302506,32662886,73203467,13804127,545048685455908,565470797768409,591310106510,61270—Диаметр рабочего колеса турбины Д|.мОбъем сжатого воздуха о камере рабочего колеса турбины И*. м*ПЛ|РО3,5481523,755661468744,2582884,5971054,7511412351331445,31601725.618720262302506,32662886,73203467,13804127,545048685455908,565470797768409,591310106510,61270—Таблица 6.2. Ориентировочный объем сжатого воздуха в камере рабочего колеса при отжатии водыТаблица 6.2. Ориентировочный объем сжатого воздуха в камере рабочего колеса при отжатии водыПримечание. Ориентировочный объем указан для уровня отжатня воды, равного 0,4 D<. для ПЛ турбин —от оси поворота лопасти, для- РО турбин—от нижней плоскости обода рабочего колеса.Примечание. Ориентировочный объем указан для уровня отжатня воды, равного 0,4 D<. для ПЛ турбин —от оси поворота лопасти, для- РО турбин—от нижней плоскости обода рабочего колеса.Тип выключателяНомииальиос избыточное давление сжатого воздуха.МПаРасход воздухавключе-м1*отключение.м1на цикл антоматнче-повториого включения.вентиляцию.м*/чУ™™**’ВВУ-35А-40/2ООО,2—47.410,45ВВУ-35А-40/31504.57,810,45ВВЭ-1ЮБ-16/1600,2ВВБМ-110Б-31.5/20008,410,54,5 9151,50,72ВВУ-110Б-40/200022010,48ВВБК-1ЮБ-50/315047 810,48ВВБТ-ПОБ-31,5/1600 ВВБ-220Б-31,5/2000,22—15,61,50,75ВВБТ-220Б-31,5/160022,5 9401,20.8ВВБК-220Б-56/31504—151.50.75ВВД-220Б-31,5/20002—2418423.32ВВДМ-ЗЗОБ-40/32004—3231,5ВВД-ЗЗОБ-31,5/32002—16,518301,20,75ВВБК-330Б-40/32004—3231,5 "ВВБТ-400Б-31,5/16002—27504.52,25ВВБ-500А-35.5/20002—364212,3722.41,5ВВБК-500-50/32004—7862,7ВВБ-750-40/32002,61,3712ВНВ-220-63/315043212В НВ-330-40/3200,41,4ВНВ-500-40/3250 ВНВ-500-63/4000,42,2525.446,512,5ВНВ-330-63/32002,132,5541 •2ВНВ-750-40/3200411234ВНВ-1150-40/400044,8Тип выключателяНомииальиос избыточное давление сжатого воздуха.МПаРасход воздухавключе-м1*отключение.м1на цикл антоматнче-повториого включения.вентиляцию.м*/чУ™™**’ВВУ-35А-40/2ООО,2—47.410,45ВВУ-35А-40/31504.57,810,45ВВЭ-1ЮБ-16/1600,2ВВБМ-110Б-31.5/20008,410,54,5 9151,50,72ВВУ-110Б-40/200022010,48ВВБК-1ЮБ-50/315047 810,48ВВБТ-ПОБ-31,5/1600 ВВБ-220Б-31,5/2000,22—15,61,50,75ВВБТ-220Б-31,5/160022,5 9401,20.8ВВБК-220Б-56/31504—151.50.75ВВД-220Б-31,5/20002—2418423.32ВВДМ-ЗЗОБ-40/32004—3231,5ВВД-ЗЗОБ-31,5/32002—16,518301,20,75ВВБК-330Б-40/32004—3231,5 "ВВБТ-400Б-31,5/16002—27504.52,25ВВБ-500А-35.5/20002—364212,3722.41,5ВВБК-500-50/32004—7862,7ВВБ-750-40/32002,61,3712ВНВ-220-63/315043212В НВ-330-40/3200,41,4ВНВ-500-40/3250 ВНВ-500-63/4000,42,2525.446,512,5ВНВ-330-63/32002,132,5541 •2ВНВ-750-40/3200411234ВНВ-1150-40/400044,8Таблица 6.4. Характеристика воздушных выключателейТаблица 6.4. Характеристика воздушных выключателейТип МНУТип МНУ
Вместимость,
Объем сжатого воздуха
в гидро-
гидро- акку- масло-
муля-
муля. бака тора мну
т°ре.
Вместимость,
Объем сжатого воздуха
в гидро-
гидро- акку- масло-
муля-
муля. бака тора мну
т°ре.
Таблица 6.3. Объем воздуха в гидроаккумуляторах МНУ
Таблица 6.3. Объем воздуха в гидроаккумуляторах МНУ
МНУ 1,6/1-40-2,5-2 МНУ 2,5/1-40-4-2 МНУ 4/1-40-4-2 МНУ 6,3/1-40-8-2 МНУ 8/1-40-8-2 МНУ 10/1-40-12,5-2 МНУ 12,5/1-40-12,5-2 МНУ 16/1-40-16-2 МНУ 16/2-40-16-2 МНУ 20/2-40-16-2 МНУ 25/2-40-25-2 МНУ 30/2-40-25-2 МНУ 16/1-40-20-3 МНУ 16/2-40-20-3 МНУ 20/2-40-20-3 МНУ 25/2-40-32-3 МНУ 30/2-40-32-3 МНУ 36/2-40-32-3
МНУ 1,6/1-40-2,5-2 МНУ 2,5/1-40-4-2 МНУ 4/1-40-4-2 МНУ 6,3/1-40-8-2 МНУ 8/1-40-8-2 МНУ 10/1-40-12,5-2 МНУ 12,5/1-40-12,5-2 МНУ 16/1-40-16-2 МНУ 16/2-40-16-2 МНУ 20/2-40-16-2 МНУ 25/2-40-25-2 МНУ 30/2-40-25-2 МНУ 16/1-40-20-3 МНУ 16/2-40-20-3 МНУ 20/2-40-20-3 МНУ 25/2-40-32-3 МНУ 30/2-40-32-3 МНУ 36/2-40-32-3
1,6
2.5
51
2,5
4,0
80
4
4
128
6,3
8
202
8
8
256
10
12,5
320
12,5
12,5
400
16
16
512
16
16
512
20
16
640
25
25
800
30
25
960
16
20
512
16
20
512
20
20
640
25
32
800
30
32
960
36
32
1152
1,6
2.5
51
2,5
4,0
80
4
4
128
6,3
8
202
8
8
256
10
12,5
320
12,5
12,5
400
16
16
512
16
16
512
20
16
640
25
25
800
30
25
960
16
20
512
16
20
512
20
20
640
25
32
800
30
32
960
36
32
1152
Примечание. Объем воздуха указан при номинальном давлении в МНУ 4.1 МПа. при объеме масла в гидроаккумуляторе, равном 20^ его объема.
Примечание. Объем воздуха указан при номинальном давлении в МНУ 4.1 МПа. при объеме масла в гидроаккумуляторе, равном 20^ его объема.
Диаметр рабочего колеса турбины Д|.
м
Объем сжатого воздуха о камере рабочего колеса турбины И*. м*
ПЛ
|РО
3,5
48
152
3,75
56
61
4
68
74
4,25
82
88
4,5
97
105
4,75
114
123
5
133
144
5,3
160
172
5.6
187
202
6
230
250
6,3
266
288
6,7
320
346
7,1
380
412
7,5
450
486
8
545
590
8,5
654
707
9
776
840
9,5
913
10
1065
10,6
1270
—
Диаметр рабочего колеса турбины Д|.
м
Объем сжатого воздуха о камере рабочего колеса турбины И*. м*
ПЛ
|РО
3,5
48
152
3,75
56
61
4
68
74
4,25
82
88
4,5
97
105
4,75
114
123
5
133
144
5,3
160
172
5.6
187
202
6
230
250
6,3
266
288
6,7
320
346
7,1
380
412
7,5
450
486
8
545
590
8,5
654
707
9
776
840
9,5
913
10
1065
10,6
1270
—
Таблица 6.2. Ориентировочный объем сжатого воздуха в камере рабочего колеса при отжатии воды
Таблица 6.2. Ориентировочный объем сжатого воздуха в камере рабочего колеса при отжатии воды
Примечание. Ориентировочный объем указан для уровня отжатня воды, равного 0,4 D<. для ПЛ турбин —от оси поворота лопасти, для- РО турбин—от нижней плоскости обода рабочего колеса.
Примечание. Ориентировочный объем указан для уровня отжатня воды, равного 0,4 D<. для ПЛ турбин —от оси поворота лопасти, для- РО турбин—от нижней плоскости обода рабочего колеса.
Тип выключателя
Номииальиос избыточное давление сжатого воздуха.
МПа
Расход воздуха
включе-
м1*
отключение.
м1
на цикл антоматнче-
повториого включения.
вентиляцию.
м*/ч
У™™**’
ВВУ-35А-40/2ООО,
2
—
4
7.4
1
0,45
ВВУ-35А-40/3150
4.5
7,8
1
0,45
ВВЭ-1ЮБ-16/1600,
2
ВВБМ-110Б-31.5/2000
8,4
10,5
4,5 9
15
1,5
0,72
ВВУ-110Б-40/2000
2
20
1
0,48
ВВБК-1ЮБ-50/3150
4
7 8
1
0,48
ВВБТ-ПОБ-31,5/1600 ВВБ-220Б-31,5/2000,
2
2
—
15,6
1,5
0,75
ВВБТ-220Б-31,5/1600
22,5 9
40
1,2
0.8
ВВБК-220Б-56/3150
4
—
15
1.5
0.75
ВВД-220Б-31,5/2000
2
—
24
18
42
3.3
2
ВВДМ-ЗЗОБ-40/3200
4
—
32
3
1,5
ВВД-ЗЗОБ-31,5/3200
2
—
16,5
18
30
1,2
0,75
ВВБК-330Б-40/3200
4
—
32
3
1,5 "
ВВБТ-400Б-31,5/1600
2
—
27
50
4.5
2,25
ВВБ-500А-35.5/2000
2
—
36
42
12,3
72
2.4
1,5
ВВБК-500-50/3200
4
—
78
6
2,7
ВВБ-750-40/3200
2,6
1,37
1
2
ВНВ-220-63/3150
4
32
1
2
В НВ-330-40/3200,
4
1,4
ВНВ-500-40/3250 ВНВ-500-63/4000,
4
2,25
25.4
46,5
1
2,5
ВНВ-330-63/3200
2,1
32,5
54
1 •
2
ВНВ-750-40/3200
4
112
3
4
ВНВ-1150-40/4000
4
4,8
Тип выключателя
Номииальиос избыточное давление сжатого воздуха.
МПа
Расход воздуха
включе-
м1*
отключение.
м1
на цикл антоматнче-
повториого включения.
вентиляцию.
м*/ч
У™™**’
ВВУ-35А-40/2ООО,
2
—
4
7.4
1
0,45
ВВУ-35А-40/3150
4.5
7,8
1
0,45
ВВЭ-1ЮБ-16/1600,
2
ВВБМ-110Б-31.5/2000
8,4
10,5
4,5 9
15
1,5
0,72
ВВУ-110Б-40/2000
2
20
1
0,48
ВВБК-1ЮБ-50/3150
4
7 8
1
0,48
ВВБТ-ПОБ-31,5/1600 ВВБ-220Б-31,5/2000,
2
2
—
15,6
1,5
0,75
ВВБТ-220Б-31,5/1600
22,5 9
40
1,2
0.8
ВВБК-220Б-56/3150
4
—
15
1.5
0.75
ВВД-220Б-31,5/2000
2
—
24
18
42
3.3
2
ВВДМ-ЗЗОБ-40/3200
4
—
32
3
1,5
ВВД-ЗЗОБ-31,5/3200
2
—
16,5
18
30
1,2
0,75
ВВБК-330Б-40/3200
4
—
32
3
1,5 "
ВВБТ-400Б-31,5/1600
2
—
27
50
4.5
2,25
ВВБ-500А-35.5/2000
2
—
36
42
12,3
72
2.4
1,5
ВВБК-500-50/3200
4
—
78
6
2,7
ВВБ-750-40/3200
2,6
1,37
1
2
ВНВ-220-63/3150
4
32
1
2
В НВ-330-40/3200,
4
1,4
ВНВ-500-40/3250 ВНВ-500-63/4000,
4
2,25
25.4
46,5
1
2,5
ВНВ-330-63/3200
2,1
32,5
54
1 •
2
ВНВ-750-40/3200
4
112
3
4
ВНВ-1150-40/4000
4
4,8
Таблица 6.4. Характеристика воздушных выключателей
Таблица 6.4. Характеристика воздушных выключателей
Тип МНУ
Тип МНУ
кости. Для регулирования расхода устанавливается специальный игольчатый клапан.
Отжатие воды из камеры рабочего колеса агрегата ГЭС или ГАЭС необходимо в тех случаях, когда гидроагрегат переводится на работу в компенсаторный режим, а также при пуске агрегата ГАЭС в насосный режим.
Впуск сжатого воздуха осуществляется через крышку турбины или через конус отсасывающей трубы. На впускном трубопроводе устанавливается быстродействующий запорный орган.
Порядок перевода гидроагрегатов в компенсаторный режим задается для каждого конкретного объекта соответствующей энергосистемой. Должны быть заданы временной интервал перевода и общее число одновременно работающих в этом режиме гидроагрегатов, продолжительность работы.
Впуск сжатого воздуха начинается после закрытия Направляющего аппарата и прекращается после отжатия воды до минимального уровня. По мере подъема уровня воды вследствие утечек воздуха периодически, при достижении максимально допустимого уровня, кратковременно осуществляется впуск воздуха из воздухосборника либо включается специальный компрессор низкого давления или воздуходувка. После отжатия воды до минимального уровня впуск воздуха снова прекращается.
Ориентировочный заполняемый сжатым воздухом объем камеры рабочего колеса для гидроагрегатов разного типа и диаметра приводится в табл. 6.2.
Гидроаккумуляторы МНУ используются в системе управления и регулирования гидромашин ГЭС и ГАЭС, а также управления предтурбинными затворами. Давление в гидроаккумуляторах равно 4,1 МПа (ГОСТ 8339—84). Сжатый воздух здесь занимает 70—80 % общего объема. Для крупных гидроагрегатов, например для гидроагрегатов Саяно-Шушенской ГЭС, применено повышенное давление (6,4 МПа).
Ориентировочный объем сжатого воздуха в гидроаккумуляторах разного типа приводится в табл. 6.3.
Выключатели и разъединители высокого напряжения используют сжатый воздух для гашения дуги, возникающей между контактными поверхностями в момент разрыва электрической цепи (воздушные выключатели), и для пневматического привода контактов отделителя при включении н отключении. В некоторых конструкциях воздушных выключателей сжатый воздух используется также для вентиляции внутренних полостей в целях предупреждения конденсации влаги, снижающей уровень изоляции.
Номинальное давление воздушных выключателей, выпускаемых в СССР, равно 2, Г, 2,7 и 4,1 МПа. Масляные выключа-
тели и разъединители с пневматическим приводом работают при давлении 2,1 МПа.
Сжатый воздух, подаваемый к выключателям и разъединителям, должен быть чистым и сухим. Осушка воздуха в отечественных компрессорных установках обычно производится термодинамическим способом, для чего предусматриваются два значения давления: повышенное, при котором работают компрессоры и воздухосборники, и рабочее для воздухораспределительной сети н аппаратов.
Параметры выключателей приводятся в табл. 6.4. В этой таблице все данные относятся к трем полосам.
СХЕМЫ ПНЕВМАТИЧЕСКОГОХОЗЯЙСТВА
На ГЭС и ГАЭС в составе пневматического хозяйства могут создаваться независимые системы: низкого давления 0,9 МПа; среднего давления 4,2—6,4 МПа; высокого давления 23,1 МПа.
При проектировании схем пневматического хозяйства необходимо учитывать следующие соображения.
Оперативными потребителями, не допускающими даже кратковременного пе
рерыва в воздухоснабжеиин, являются система торможения гидроагрегата, а также электрические воздушные и маломасляные выключатели высокого напряжения.
Остальные потребители, как правило, допускают кратковременный перерыв воз- духоснабжения на период плановых и аварийных ремонтов оборудования пневматического хозяйства.
При выборе компрессорного оборудования принимается во внимание возможность длительного выхода из строя или отключения для ремонта одного из компрессоров каждого типа, т. е. однотипных компрессоров на объекте должно быть не менее двух. Рекомендуется также предусматривать резервирование компрессоров разных систем с одинаковым давлением.
Воздухоснабжение каждого из видов потребителей, как правило, должно осуществляться от самостоятельных воздухосборников и магистралей, Исключением являются пневматические уплотнения, которые целесообразно в зависимости от необходимого давления питать от системы зарядки гидроаккумуляторов или от системы торможения гидроагрегата.
Управление компрессорными установками для поддержания заданного уровня
Рис. 6.2. Схема пневматического хозяйства для торможения, технических нужд и пневмогидравлической аппаратуры
давления в воздухосборниках принимается полностью автоматическим. При неисправностях включается сигнализация и при необходимости производится аварийная остановка компрессора.
При выборе компрессорных агрегатов предпочтение отдается машинам с воздушным охлаждением, автоматизировать которые проще. При водяном охлаждении подаваемая вода не должна содержать растительное и механические примеси более 40 мг/л, а общая жесткость воды ие допускается более 7 моль/л. Температура воды, отводимой от компрессора, должна быть не более 40 °C.
На нагнетательном воздухопроводе каждого компрессора устанавливается обратный и запорный клапаны для отключения его от сети при ремонте. На каждой ступени сжатия компрессора должен устанавливаться предохранительный клапан.
Воздухосборники оснащаются предохранительными клапанами, манометрами я устройствами для периодической продувки конденсата. Предусматриваются также запорные клапаны для отключения от сети при осмотрах к ремонтах каждого воздухосборника или группы воздухосборников, соединенных последовательно.
При отключении одного или группы воздухосборников должно обеспечиваться бесперебойное воздухоснабжение потребителей по обходной линии. На соединительных воздухопроводах между линиями устанавливаются по два запорных клапана последовательно, что обеспечивает отключение для ремонта одного из них, не нарушая работы системы по параллельной линии.
Воздухосборники, работающие под давлением, меньшим чем давление питающего их источника, должны иметь на подводящем воздухопроводе автоматическое
редуцирующее устройство с манометром и предохранительным клапаном.
Каждый компрессорный агрегат оснащается контрольно-измерительными приборами для каждой ступени давления. Компрессорные установки по мере необходимости оснащаются дополнительными приборами, необходимыми для автоматизации их работы: электроконтактными манометрами для включения и отключения рабочих и резервных компрессоров по давлению в воздухосборниках: злектрокон- тактиыми термометрами для аварийной остановки компрессорного агрегата прн перегреве сжатого воздуха в нагнетательном воздухопроводе.
Магистральные воздухопроводы для обслуживания выключателей высокого напряжения электрического распределительного устройства должны быть двойными либо выполнены по кольцевой схеме с секционными запорными клапанамя. Для резервирования системы торможения гидроагрегатов предусматривается дублирующее питание сжатым воздухом от магистрали технических нужд или другого подобного источника.
Для остальных потребителей сжатого воздуха достаточно иметь один магистральный трубопровод, так как необходимость его внепланового ремонта маловероятна, а потребители допускают кратковременное отключение от питающей магистрали.
Компрессорная установка низкого давления бывает объединенной для всех потребителей или состоит из двух установок— одной в здании ГЭС и второй в помещении на гребне плотины.
На рис. 6.2 изображена схема пневматического хозяйства низкого давления с объединенной компрессорной установкой для обслуживания пневматических инстру-
ментов и прочих технических нужд, системы торможения и пневмогидравлической аппаратуры.
Компрессоры 8 автоматически поддерживают заданное давление в следующих воздухосборниках: для торможения 5, обслуживания пневматических инструментов 6 и пневмогидравлической аппаратуры 7. От каждого воздухосборника протянут магистральный воздухопровод ко всем потребителям: к щитам торможения 3, к отводам 4 для подключения инструментов, к пневмогидравлической аппаратуре 1. На каждой магистрали предусмотрен сборник конденсата 2. К щиту торможения предусмотрен дублирующий отвод от магистрали технических нужд, снабженный обратным клапаном. На отводе от магистрали для обслуживания пневмогидравлической аппаратуры, установленной в неотапливаемых местах, предусмотрен редукционный клапан 9, обеспечивающий термодинамическую осушку подводимого сжатого воздуха.
На рис. 6.3 показана схема пневматического хозяйства, обслуживающего систему создания полыньи.
Компрессоры агрегата 1 автоматически поддерживают заданное давление 0,9— 0,7 МПа в воздухосборнике 2. Из воздухосборника 2 воздух поступает при сниженном давлении 0,4—0,35 МПа через редукционный клапан 3 в воздухосборник 4, а из последнего — в магистральный воздухопровод 7 через соленоидный клапан 6 (режим «обдув»), или через байпас с редукционным клапаном 5, снижающим давление до 0,16—0.2 МПа (режим «пауза»). Управление соленоидным клапаном, определяющим режим подачи воздуха в магистраль. производится автоматически по заданной программе. По воздухопроводу 7 подается сжатый воздух к соплам 8. Кран 9 предназначен для периодического спуска конденсата из трубопроводов.
В объединенной компрессорной установке среднего давления устанавливаются
Рис. 6.4. Схема пневматического хозяйства для зарядки маслонапорных установок и для компенсаторного режима
Рис. 6.5. Схема пневматического хозяйства для воздушных выключателей
воздухосборники для каждого вида потребителей, компрессорные агрегаты общие.
На рис. 6.4 показан пример схемы пневматического хозяйства среднего давления, обслуживающего гидроаккумулято- ры и систему отжатия воды из камер рабочих колес.
Компрессоры 3 автоматически поддерживают заданное давление в воздухосборнике / для обслуживания гидроаккумуляторов 7, а компрессоры 4 поддерживают давление в воздухосборниках 2 для системы отжатия. Первоначальное заполнение гидроаккумулятора производится вручную, открытием запорного клапана 6. Периодическая подзарядка осуществляется автоматическим устройством 5.
Впуск воздуха в камеру рабочего колеса для первоначального отжатия воды осуществляется открытием автоматического крана 8 при закрытом направляющем аппарате гидроагрегата. После отжатия воды до заданного нижнего уровня командой от измерительного устройства кран закрывается. По мере подъема уровня воды в камере из-за утечек воздуха устройство автоматически включает воздуходувку 9, отжимающую воду до нижнего уровня, после чего она отключается.
Выбор наиболее рационального давления сжатого воздуха для системы отжатия 80
воды производится при проектировании конкретного объекта на основании технико-экономического анализа. Здесь необходимо учесть стоимость оборудования, располагаемое место для его установки, затраты на обслуживание, ремонт в эксплуатацию, а также расход электроэнергии на работу компрессоров и воздуходувок. Большое значение имеет задаваемый энергосистемой интервал в переводе в компенсаторный режим (с отжатием воды) между разными агрегатами.
Компрессорные установки высокого давления применяются на ГЭС в ГАЭС для обслуживания электрических выключателей высокого напряжения с рабочим давлением 2,7 МПа и выше. В некоторых случаях они могут потребоваться и для давления 2.1 МПа, если необходим воздух с высокой степенью осушки.
В тех случаях, когда термодинамическая осушка сжатого воздуха недостаточна для обеспечения надежной работы воздушных выключателей, допускается применение физико-химических влагопоглотителей. Такие влагопоглотители могут устанавливаться между компрессорами и воздухосборниками или на отводе к каждому выключателю.
Установка блоков осушки сжатого воздуха в компрессорных станциях в со-
V =^т2810 (р. -ра)’V =^т2810 (р. -ра)’(6.1)(6.1)
V =^т2
810 (р. -ра)’
V =^т2
810 (р. -ра)’
(6.1)
(6.1)
ответствии с указанием Минэнерго СССР обязательна для обслуживания выключателей серии ВНВ.
Комплектно с выключателями некоторых указанных типов поставляются блоки осушки со следующими параметрами: Пропускная способность, м’/ч . . 400 Давление осушаемого воздуха, МПа До 20 Точка росы осушенного воздуха, °C —65
Каждый блок имеет два адсорбера, один из которых периодически переводится в режим регенерации — осушки увлажнившегося адсорбента. Один блок осушки обеспечивает работу двух компрессоров типа ВШВ-2,3/230. Блоки осушки могут полностью отключаться при отсутствии необходимости в них в некоторые периоды года.
Компрессорная установка типа ВШВ-2,3/230 выпускается отечественной промышленностью комплектно с воздухосборниками (шесть баллонов вместимостью по 0,5 м8), соединительными трубопроводами и трубопроводной арматурой, перепускным клапаном с электромагнитным приводом, контрольно-измерительными приборами, шкафами автоматики и др.
Компрессорный агрегат подачей 2,3 м$/мин с рабочим давлением 23,1 МПа имеет воздушное охлаждение, привод от асинхронного электродвигателя, комплект во дом водоотделителей и приспособлен для полной автоматизации работы.
Схема пневматического хозяйства с типовой компрессорной установкой с тремя компрессорными агрегатами ВШВ-2,3/230 представлена на рис. 6.5,
Компрессоры / автоматически выключаются при снижении давления в баллонах 3 и отключаются после восстановления номинального давления. Воздух подается через клапаны постоянного давления 2. Рабочие и резервный компрессоры могут включаться одновременно (режим неявного резерва) или по ступеням давления.
Перепускные клапаны с электромагнитными приводами 5 открываются при заданном снижении давления в буферных воздухосборниках 6 и закрываются после восстановления давления до номинального. При отклонениях давления от заданных параметров в сети повышенного или рабочего давления, а также при неисправности компрессора включается сигнализация. Воздухосборник 4 используется как сборник конденсата при продувке компрессора и баллонов. К шкафу управления 7 каждым воздушным выключателем сделан отвод от каждой магистрали. Магистрали снабжаются продувочными клапанами 8.
РАСЧЕТЫ ДЛЯ ВЫБОРАОБОРУДОВАНИЯ
Система торможения. Вместимость воздухосборника, питающего эту систему, рекомендуется рассчитывать на двукратный
6 Под ред. Ю. G Васмльем
цикл торможения всех агрегатов, соеди ненных в один электрический блок. При этом учитывается, что начало торможения происходит при давлении включения ком прессора около 0,8 МПа, а в конце тор можения давление не снижается ниже 0,7 МПа.
Вместимость воздухосборника, м5, определяется по формуле
где рт — расход воздуха на одно тормо жение, м8; г — число агрегатов, включен ных в электрический блок; pi — дааление. при котором включается компрессор. МПа. Рз — минимально допустимое давление. МПа.
Подача компрессоров определяется воздухоснабжением прочих потребите ten сжатого воздуха низкого давления
Воздухоснабжение пневматических инструментов. Подача компрессоров Q„ м ‘. мим. определяется расходом воздуха на одно временную работу расчетного числа инструментов определенного типа по формуле
Qk = <7i2i +p2z24- - - - + pnzn. (6/2)
где q-Дп— расход воздуха на работе ин струментов определенного типа, кЛмшг Z| ... гп — число инструментов да иною типа, работающих одновременно.
Вместимость воздухосборника, питаемого поршневыми компрессорами для хорошего выравнивания давления сжатого воздуха, поступающего к инструментам, рекомендуется определять по следующей эмпирической зависимости:
v, — i.gVq^. (6 3)
где Qk — подача компрессоров, работающих одновременно на данный воздухосборник, м3/мнн.
Воздухоснабжение системы создания полыньи. Подачу компрессоров в этом случае рекомендуется определять по следующей формуле:
Qk = Чп^. (6,4)
где Q* — подача рабочих компрессоров, м3/мин; qn — удельный расход воздуха на I м по фронту полыньи, м8/мнн; L — длина фронта полыньи, м.
Независимо от числа установленных рабочих компрессоров предусматривается один резервный компрессор.
Вместимость воздухосборников этой установки принимается равной не 'ленсе минутной производительности рабочих компрессоров.
Воздухоснабжение пневмогидравлической аппаратуры. Вместимость воздухосбор ника, м8, определяется по формуле
V» Тл/^^ п х * (6-5) Iv (р, — р4)
где 4 —расход воздуха на один датчик давления, №/ч; г —число датчиков; I — интервал времени между отключением и включением компрессора, равный 2—3 ч; р, — номинальное давление в воздухосборнике, МПа; л— давление включения компрессора, МПа.
Подача компрессора определяется воз- духоснабженнем прочих потребителей сжатого воздуха низкого давления.
Система отжатия воды из камеры рабо-' чего колеса . Вместимость воздухосборника, необходимую для одного цикла отжатия, ориентировочно можно определить по формуле
(6.6)
где V* — объем сжатого воздуха в камере, м3; V» — объем воздуха, унесенный в процессе сжатия, м3 [см. формулу (6.7)]; Уер , — объем воздуха, идущий на срыв вакуума, м3 [см. формулу (6.8)]; р«— давление в камере в конце отжатия. МПа: Арр — перепад давления, используемый в воздухосборниках в процессе отжатия, МПа.
Для радиально-осевых турбин
Уп = 1.4-10-4О^лЯо6;(6.7)
для поворотно-лопастных и диагональных турбин
V„ = 4,6 • 10~3О;//лп.(6,7а)
где Doo — внутренний диаметр обода рабочего колеса, м: Ное — высота обода рабочего колеса, м; / — продолжительность отжатия принимается обычно равной 60 с; л — частота вращения гидроагрегата, об/мин; D\ — номинальный диаметр рабочего колеса, м; Ня— высота лопастной системы, м;
Кс*8 Т0р~' (6‘8)
Здесь V#. — объем части камеры рабочего колеса, расположенной выше оси поворота лопастей, м3.
Подача воздуходувки, м8/мин, необхо
димая для восполнения утечек воздуха из камеры рабочего колеса, определяется по
формулеформулеQb " Я yr +Qb " Я yr +^К1Рх0,1/, ’^К1Рх0,1/, ’(6.9)(6.9)где ^ут — утечки воздуха при отжатом уровне воды в камере, м3/мнн [см. формулу (6.10)]; V«i — объем части камеры рабочего колеса, находящейся между уров-
формуле
формуле
Qb " Я yr +
Qb " Я yr +
^К1Рх0,1/, ’
^К1Рх0,1/, ’
(6.9)
(6.9)
нямн подкачки, м3; /, — продолжительность работы воздуходувки, принимается от 1 до 2 ч;
Vn — °ЛО| V10(Pk —Ра) . (6.10) где ра — атмосферное давление, равное 0,1 МПа.
Диаметр трубопровода, м, впуска воздуха можно определить по формуле
|6"'
где / — продолжительность подачи сжатого воздуха, с; Ik*— средняя скорость воздуха в трубопроводе, м/с. Здесь / принимается для радиально-осевых турбин 60 с, для ПЛ, Пр и ПЛД турбин с шестью и более лопастями от 60 до 120 с, с числом лопастей менее шести от 120 до 180 с; t/cp «120 м/с при давлении в воздухосборнике 0,9 МПа; при 4,1 МПа— 150 м/с.
Подачу компрессора, м3/мин, при схеме с использованием воздухосборников не только для первоначального отжатия, но и последующего восполнения утечек воздуха определяют по формуле
0,1 -|- Арр
Qk = ^в-I+ Чут2> (6.12) Рач
где /1 — продолжительность зарядки воздухосборника до номинального давления, мин; г — число агрегатов, работающих с отжатием воды одновременно.
В Гидропроекте для предварительного определения V». QK и Q, применяют формулы:
у = ^кРкО^ОнОм ,(6 13)
Ре
где ре — номинальное давление в воздухосборнике, МПа; а. — коэффициент холостого выброса воздуха в атмосферу; аг — коэффициент соотношения температур в воздухосборниках и камере рабочего колеса: а* — коэффициент использования р.; аад— коэффициент адиабатичности. Коэффициенты определяются по табл. 6.5;
О „ 1.09УкРкО^
^В' МПа%а/° ад%ДЛЯ блочной схемыдля централ и- зован- ной схемыпри р- МПапри рк. МПа0.140.220.140.220,91,41.01.21,231,271,511.784,11.11,11,21.141,151,251,25^В' МПа%а/° ад%ДЛЯ блочной схемыдля централ и- зован- ной схемыпри р- МПапри рк. МПа0.140.220.140.220,91,41.01.21,231,271,511.784,11.11,11,21.141,151,251,25Таблица 6.5. Значения коэффициентов для определения вместимости воздухосборникаТаблица 6.5. Значения коэффициентов для определения вместимости воздухосборникаQr,(6.14)
^В' МПа
%
а/
° ад
%
ДЛЯ блочной схемы
для централ и- зован- ной схемы
при р- МПа
при рк. МПа
0.14
0.22
0.14
0.22
0,9
1,4
1.0
1.2
1,23
1,27
1,51
1.78
4,1
1.1
1,1
1,2
1.14
1,15
1,25
1,25
^В' МПа
%
а/
° ад
%
ДЛЯ блочной схемы
для централ и- зован- ной схемы
при р- МПа
при рк. МПа
0.14
0.22
0.14
0.22
0,9
1,4
1.0
1.2
1,23
1,27
1,51
1.78
4,1
1.1
1,1
1,2
1.14
1,15
1,25
1,25
Таблица 6.5. Значения коэффициентов для определения вместимости воздухосборника
Таблица 6.5. Значения коэффициентов для определения вместимости воздухосборника
Где время tx рекомендуется принимать при- мерно 60 мин;
Qb> 0.30, + 0,0033Иж.(6.15)
Рекомендуемые диаметры магистральных воздуховодов можно ориентировочно определить по табл. 6.6.
Воздухоснабжение гидроаккумуляторов МНУ. Подача рабочего компрессора, mVmhh, определяется по формуле
(6.16)
где V, —объем сжатого воздуха в гидро- аккумуляторе, м8; рш — номинальное давление в гидроаккумуляторе. МПа; / — продолжительность зарядки до номинального давления обычно принимается не более 4 ч.
Кроме рабочих компрессоров предусматривается установка одного резервного компрессора.
Вместимость воздухосборника рекомендуется принимать равной значению подачи рабочего компрессора за 1 мин.
Воздухоснабжение воздушных выключателей. Вместимость воздухосборников повышенного давления, м3, рассчитывается по двум формулам:
У — ^-УдвУхРа.Pt — Pi’У — ^-УдвУхРа.Pt — Pi’VB = f^ + (9 + д») G1 РаPt — Pl
У — ^-УдвУхРа.
Pt — Pi’
У — ^-УдвУхРа.
Pt — Pi’
(6.17)(6.18)(6.17)(6.18)где g — расход воздуха на вентиляцию и утечки всех выключателей в сети, м3/ч; <7* расход воздуха на утечки из воздухосборников. м3/ч; /i —время между остановкой и очередным пуском компрессора, ч; pt — 0,1 МПа—атмосферное давление; р\ — номинальное давление в воздухосборниках, МПа; р4 — давление включения компрессоров, МПа; К — расход воздуха на работу выключателей в аварийном режиме, м; ti — продолжительность восстановления напряжения в сети собственных нужд, принимается обычно 0,5 ч* рз — давление, минимально допустимое в воздухосборниках, МПа.
(6.17)
(6.18)
(6.17)
(6.18)
Минимальное давление в воздухосборниках допускается в зависимости от типа S™?^???1" аП>егатов: для ВШ-3/40 и АВШ-1,5/45 на 25—30 % выше номи- пшпН°^/П?лМенкя в выключателях, для ВШВ-2,3/230— на 80 % выше номинального давления в выключателях.
Принимается наибольшая вместимость воздухосборников.
О = ^ ^в^ ^’ ^s)Чк60/,О = ^ ^в^ ^’ ^s)Чк60/,(6.19)(6.19)Суммарную подачу рабочих компрессоров, м3/мин. рассчитывают по формуле
О = ^ ^в^ ^’ ^s)
Чк60/,
О = ^ ^в^ ^’ ^s)
Чк60/,
(6.19)
(6.19)
где /3 — продолжительность непрерывной работы компрессоров, принимается 0 5 ч &» " АВШ-'^5- -
Полученное значение подачи проверяют по формуле к
п«С /4 продолжительность восстановления давления в системе после аварийного режима, принимается равным 2—2.5 ч.
В том случае, если /4 превышает указанную продолжительность, суммарную по- лачу компрессоров, полученную по формуле (6.19), соответственно увеличивают.
При любом числе рабочих комлрессо- Р°® Усиливается один резервный компрессор.
ОБОРУДОВАНИЕПНЕВА1АТИЧЕСКИХ УСТАНОВОК
Компрессорные агрегаты. В пневматическом хозяйстве ГЭС применяются ком- прессорные агрегаты общего назначения следующих типов: поршневые, винтовые ротационные.
$ ТЗбЛ^ 67 даются основные пара метры наиболее распространенных ком прессорных агрегатов.
Диаметр рабочего колеса Db м. турбиныВнутренний диаметр магистрального воздухопровода dTD. мм. прн о МПаПЛРО0,94.154,52001505,5520015065.52001506,5620015076,52501507,5725015087,52501508,5825015098.53002009.530020010—30020010.5300200Диаметр рабочего колеса Db м. турбиныВнутренний диаметр магистрального воздухопровода dTD. мм. прн о МПаПЛРО0,94.154,52001505,5520015065.52001506,5620015076,52501507,5725015087,52501508,5825015098.53002009.530020010—30020010.5300200Таблица 6.6. Ориентировочные диаметры магистральных воздухопроводов для системы режима синхронного компенсатораТаблица 6.6. Ориентировочные диаметры магистральных воздухопроводов для системы режима синхронного компенсатораВоздухосборники общего назначения на рабочее (избыточное) давление 0.8 МПа о£Ил1 о? L- уготавливаются по ОС! 26-01—87 (Минхиммаш СССР). Основные
Диаметр рабочего колеса Db м. турбины
Внутренний диаметр магистрального воздухопровода dTD. мм. прн о МПа
ПЛ
РО
0,9
4.1
5
4,5
200
150
5,5
5
200
150
6
5.5
200
150
6,5
6
200
150
7
6,5
250
150
7,5
7
250
150
8
7,5
250
150
8,5
8
250
150
9
8.5
300
200
9.5
300
200
10
—
300
200
10.5
300
200
Диаметр рабочего колеса Db м. турбины
Внутренний диаметр магистрального воздухопровода dTD. мм. прн о МПа
ПЛ
РО
0,9
4.1
5
4,5
200
150
5,5
5
200
150
6
5.5
200
150
6,5
6
200
150
7
6,5
250
150
7,5
7
250
150
8
7,5
250
150
8,5
8
250
150
9
8.5
300
200
9.5
300
200
10
—
300
200
10.5
300
200
Таблица 6.6. Ориентировочные диаметры магистральных воздухопроводов для системы режима синхронного компенсатора
Таблица 6.6. Ориентировочные диаметры магистральных воздухопроводов для системы режима синхронного компенсатора
Таблица 6.7. Параметры воздушных
компрессором
-—
Внутренние
диаметры
Дав-
Мощ
Рас
Рас-
Киличе-
трубопроводов, мм
Габариты агрегата, м
Система
Тип и марка компрессора
нагие* тання избы
Подача, кН/мин
Частота вря дения,
ность влек- тро* деига-
Масса агрегата, кг
эхлаж- даю* meft
масла для смазки, г/ч
веемого масла.
еса- СЫВв'
нагнета-
подачи
слива коды
охлаждения компрессора
ное). МПа
об/мин
теля кВт
|
л/м и и
НИЯ
ПИЯ
воды
Ротационные газодувки |
РУ ТС:
3A32-25-6A4 3A32-30-6A4 1А22-50-2А 1А24-60-2А 1А22-80-2А 1А32-80-6А 1А32-60-6А
0,025
0,03
0,05
0,06
0,08
0,08
0.08
17,8
13,6
6,3
10,2 6
11,4
13,2
1000
1000 2 920
2 920
2 920
980
1 450
И 11
7,5
15 И
30 18,5
1090
1 090
245
341
280
928
834
—
—
7,5
7,5
2,3
2,3 *
2,3
7,5
7,5
175
175
100
100
100
175
175
175
175
100
100
100
175
175
—
—
2,5 X 0,86 X 1,37
2,5 X 0.86 X 1.37 0,95X0,45X0,48 1,25X0,52X0,53 1,03 X 0,45 X0,5 1,68X0,66X0,91 1,55X0,66X0,89
Воздушная
>
Водокольцевые комп-
320
65
100
15
20
1,25X1,32X1,15
Водяная
ВК-1,5
05
1,5
1500
5.5
8
65
100
15
20
1,54X1,28X1,04
03
3
1 500
15
485
8
—
)ПЛ
68
15
20
1,55 X 1,19 X 1,0
>
В К-3
ВК-6
ВК-12м
о’,5 0,5
6
12
1500
1000
22
45
747
1240
18
45
—
—
125
100
15
20
1,93X1,36X1,28
Поршневыекомпрес
соры:
2О?ВП-2О/2
ВУ-б/4 202ВП-12/3 ВУвз-3/8
КСЭ-5м 4ВУ1-5/9м2 ПР-бм ‘ НВ-10ЭМ**
0,2 6.4 0,4 0,8 0,8 0,8
0,8 0,8
20
5,6
12
3
5 Б
6
10
735
975
735
975
735
1 460
1 800
1 480
75
30 75
22
40 4
75
75
2 640
1 160
2 280
1 175
1393
77Е
1 77С
1 80(
3 03(
3 06
15 5
53,3
—
—
36
50
30
30
30
50
60
45
35
12
35
11
15
16
150
100
120
125
10
100
32
80
32
20
20
100
20
32
20
20
70
32
70
70
1,6 X 1,43 X 1,78 1,74 X 1,2 X 1.23 1,59X1.33X1,78 2,13X1,18X1,45 2,04X1,03X1.33
1,15X0,96Х 1.1 3,5 X 1,52X2,4
2,3 X Ы X 1,8
1,67 X 1,26X2,0
Воздушная > >
Водяная
302В П-10/8
0,8
10
735
75
42
28
35
150
1,96 X 1,2X2,12
2с28П-10/8
5 26
3 75
7 48
7 76
25
200
100
32
32
2,35X1.62X2,39
>
103ВП-20/8 2ВМ4-24/9
0,8
0.9
20
24
500
740
125
160
) 83
3 —
55
32
70
2,69X1,49X1,55
2,44X1.88X2.67
305В И-30/8
ЗС5ВП-ЗО/8
0,8
30
50С
200
- 138 0
250
136
250
15V
2,93 X 1,7X3
1
2ВМ10-50/8
0,8
50
500
315
И 970
125
150
100
4,76X 6,35X 4.1
>
2ВУ1-2.5ДЗМ1
1,3
2,5
1 460
22
845
—
30
И
—-
32
—
—•
1,28X1,01X0,95
Воздушная
4ВУ1-5/13М1
1.3
5
1 460
45
1 230
—
50
16
—
32
—
—.
1,93X1,01X0,95
>
ВК-25э
2,5
1,25
730
22
890
17
25
—
—
14
20
20
1,6 X 0,68 X 1,31
Водяная
2ВТ-1,25/26
2,6
1 25
725
17
770
10
25
—•
—
14
20
20
1,51X0,63X1,26
>
ВШ-3/40
4,0
3
975
40
1 520
—
75
14
—
25
—
—
2,07 X 1,0 X 1,8
Воздушная
АВШ-1,5/45
4,5
1,5
1 450
22
730
60
10
—
25
—•
1,63X1.24X1.15
>
302ВП-5/70
7,0
б
750
75
2 520
37
37
35
150
60
20
70
2,75 X 1.9 X 1,87
Водяная
305ВП-16/70
7,0
16
. 500
200
6 860
150
70
136
240
50
52
70
2,7 X 1.9 X2,74
>
ВШВ-2,3/230
23,0
2,3
1 460
55
1 710
—
90
30
—
25
—
—•
2,65X1,31X1.47
Воздушная
Винтовые компрессоры:
100
150
80
2,25X0,97X1,78
НВ 10ЭМ
0,7
10
1 480
75
1 800
—
—-
—-
—
>
6ВКМ-25/8
0,8
25.6
2 965
200
3 325
—
130
300
200
100
3,0 Х М X 1,7
Воздушная
2 700
12
2,32 X 1,23 X 1.7
■ Водяная
7ВКМ-50/8
0,8
50
2 970
400
10 980
200
400-600
200
100
—
4,9 X 2,54 X 2,1
Воздушная
• Передвижная компрессорная станция.
*• Переносная компрессорная станция.
Таблица 6.8. Размеры, мм, и масса воздухосборников общего назначения на давление 0,8 МПа (избыточное)
Типоразмер воздухосборника
Вмести мость. м1
D
«
н
А.
л>
Л.
h.
/к
к<
кт
L
L
%
/<
d
а
Ь
Масса,
В-0,5
0.5
600
4
2140
1720
850
1500
1730
410
400
460
50
260
19
60
65
215
В-1,0
1
800
б
2380
1800
850
1500
1750
500
500
560
65
360
19
80
80
330
В-Кб
1.6
1000
5
2305
1850
860
950
1600
1850
510
600
660
50
460
19
80
80
445
В-2^0
2
1000
5
2905
2450
900
1160
2400
2500
510
610
660
100
460
19
80
80
550
В-3,2
3.2
1200
6
3250
2500
915
1200
2350
2500
605
720
760
80
550
24
100
115
850
В-4.0
4
1200
6
3855
3250
915
1300
2650
3350
605
720
760
150
550
24
100
115
1005
В-6,3
6,3
1400
6
4565
3625
1000
1500
2700
2900
3200
655
830
860
200
630
24
100
115
1425
В-8,0
8
1600
7-8
4515
3625
1000
1600
2800
3000
3475
750
940
960
150
705
35
120
140
1750
В-10,0
10
1600
7-8
5615
4800
1000
1900
2800
3000
3500
750
940
960
200
705
35
120
140
2085
В-16,0
16
2000
8
5510
4630
1100
1900
2800
3000
3755
845
1150
1160
200
905
35
150
160
2965
В-20,0
20
2000
8
6960
5750
1260
2300
2800
3000
3600
995
1150
1160
250
905
42
200
220
3580
В-25.0
25
2200
9
7330
6300
1370
2^00
2800
.3000
4000
1010
1250
1260
300
1005
42
200
220
4950
Рис. 6.6. Воздухосборник общего назначения на давление 0,8 МПа
при температуре до —70 °C — из стали 09Г2С, 10Г2С1.
Условия работы воздухосборников указываются в заказе.
Размеры фланцев в воздухосборниках принимаются по ГОСТ 12820—80* на условное давление р, = 1 МПа (избыточное).
Срок службы воздухосборника не менее 10 лет, а при наличии Знака качества не менее 12 лет.
В табл. 6.9 и иа рис. 6.7 приводятся параметры вертикального воздухосборника на давление 4,0 МПа (избыточное), изготавливаемого по специальным техническим условиям. Воздухосборник вместимостью 12,5 м* может заказываться как в вертикальном, так и в горизонтальном (рис. 6.8) исполнении.
Трубопроводная арматура принимается ь зависимости от рабочего давления я температуры в воздухопроводах.
Запорные клапаны устанавливаются, как правило, фланцевые: для давления до 2.5 МПа — из ковкого чугуна, для давления 4,1 и 6,4 МПа — стальные прямоточные. Для более высокого давления (до 32 МПа) при диаметре условного прохода 10—15 мм применяются также стальные, но угловые запорные клапаны. При диаметре более 50 мм рекомендуется применять задвижки. На водогазопроводных трубах при давлении до 1,7 МПа допу-
размеры и масса воздухосборников даны в табл. 6.8.
Воздухосборники наружной установки в зависимости от средней температуры наиболее холодной пятидневки в районе эксплуатации изготавливаются из следующих материалов:
при температуре до —20 °C — ВСтЗсп4, ВСтЗпс4, ВСтЗсп5, ВСтЗпс5;
при температуре до —40 °C — из стали 20К по ГОСТ 5520—79, 09Г2С, 10Г2С1;
Таблица 6.9. Параметрывоздухосборников на давление 4 МПа(избыточное)
Вме-сти-
Размеры, мм
Исполнеяие
16.5
12,5
12.5
Вертикальное,(см. рис. 6.7)То жеГоризонталь-ное(см. рис- 6.8)
6160 2010
4770 2300
4700 2100
1250 18.5
1500 15,7 1200 15
Рис. 6.7. Вертикальный воздухосборник на давление 4 МПа
8
Тип запорной
С £
£ X
Я я
*
Тип запорной
арматуры
Я
О*
х 5
^ =
у
55
V ■
5 2 ш а
X
арматуры
X |
О 5
*: о 2 ь со 3
15
1.6
90
но
0,7
15
6,4
175
224
10,17
Клапан 15к<18в
20
1.6
100
110
0,9
Клапан 15с27.ж|
20
6,4
190
246
14,43
муфтовый
25
32
1,6
1,6
120
140
132
132
1,4
2,1
I фланцевый
25
32
6.4
6,4
200
210
265
335
17,27
24.7
40
1,6
170
164
3,7
40
6,4
225
377
29
50
1.6
200
165
5
50
1
180
210
230
350
18,4
29
39 5
Клапан 15с18а
40
2,5
200
296
15
Задвижка 15,6ИЖ
80
100
1 1
440
523
50
2,5
230
296
17
125
1
255
635
58,4
фланцевый
65
2,5
290
391
33,4
150
1
280
720
77
80
2,5
310
391
37
100
2,5
350
426
53
50
4
250
1045
164
Задвижка
80
4
310
350
1125
1166
178
208
40
ЗКЛПЭ-46
100
4
Клапан 15<22,х
4
200
295
15,5
150
4
450
1294
50
4
230
295
17.4
300
4
750
1670
715
фланцевый
65
4
290
400
33,5 36
50
80
100
4
4
310
350
400
440
50
80
6.4
6,4
250
310
480
547
39
65
Задвижка 30с76„ж
100
6.4
6,4
350
720
892
111
209
Клапан 15,ж22в«
150
450
40
4
200
295
15
200
6,4
550
1092
323
фланцевый
50
4
230
295
16,5
250/
6.4
650
1092
359
80
4
310
400
35,1
200
Таблица 6.10. Параметры запорной трубопроводной арматуры, применяемой в пневматическом хозяйстве
|а
Рис. 6.8. Горизонтальный воздухосборник на давление 4 МПа
скается установка муфтовых запорных клапанов из ковкого чугуна.
Обратные клапаны применяются подъемного типа и устанавливаются на горизонтальных участках трубопроводов.
Прокладки во фланцевых соединениях рекомендуются паронитовые, являющиеся хорошим уплотнением как при высокой, так и при низкой температуре.
В табл. 6.10 приведены основные па раметры запорной трубопроводной арматуры, применяемой в пневматическом хозяйстве. При выборе арматуры должны также учитываться температурные условия их работы: при температуре окружающей среды ниже —40 °C должна устанавли ваться арматура из нержавеющей стали независимо от рабочего давления.
В табл. 6.11 даются ориентировочные нормы герметичности затворов запорной арматуры.
В табл. 6.12 и 6.13 приводятся сорта менты стальных труб, применяемых в пневматическом хозяйстве, с учетом ограничительного сортамента, действующего в системе Минэнерго СССР.
Нормы герметичности затворов запорной трубопроводной арматуры по III классу указаны ниже:
Диаметр условного прохода Оу ММНаружный диаметр.5. ММ1Масса.Диаметр условного прохода Dy имНаружный диаметр.S, ммМасса,202522,22,52,8113 1.24 "1,39 1,531001082,52,8 33.26,57,267.778.27253222,22,52.81,481,621,822.0212513333,23,53,89,6210,2411,1812,1132382.2 2,52,831,942,192,432,5915015933,23,53,811,5412,1313,4214,5240452,22,52,832,322,622,913,112002194,555,5623,826,3928.9631,5350602,2 2,52.8 33,143,553,954,222502734,555,5629,833,0536,2839,5165762,52,833,24,535,065,45.743003255.567843,3447,254,962,5480892.52,833,25.335,956,366,77Диаметр условного прохода Оу ММНаружный диаметр.5. ММ1Масса.Диаметр условного прохода Dy имНаружный диаметр.S, ммМасса,202522,22,52,8113 1.24 "1,39 1,531001082,52,8 33.26,57,267.778.27253222,22,52.81,481,621,822.0212513333,23,53,89,6210,2411,1812,1132382.2 2,52,831,942,192,432,5915015933,23,53,811,5412,1313,4214,5240452,22,52,832,322,622,913,112002194,555,5623,826,3928.9631,5350602,2 2,52.8 33,143,553,954,222502734,555,5629,833,0536,2839,5165762,52,833,24,535,065,45.743003255.567843,3447,254,962,5480892.52,833,25.335,956,366,77Таблица 6.12. Размеры и масса стальных бесшовных (ГОСТ 8732—78 и ГОСТ 8734—75) и электросварных труб (ГОСТ 10704—76), применяемых в пневматическом хозяйствеТаблица 6.12. Размеры и масса стальных бесшовных (ГОСТ 8732—78 и ГОСТ 8734—75) и электросварных труб (ГОСТ 10704—76), применяемых в пневматическом хозяйствеПолы в помещении компрессорной должны быть ровными с нескользкой поверхностью. Окраска стен и потолков рекомендуется масляной краской. Двери и окна открываются обязательно наружу.Компрессорные агрегаты устанавливаются на железобетонные фундаменты, размеры которых указываются заводом- изготовителем оборудования. Фундаменты отделяются от смежных строительных конструкций во избежание передачи на них недопустимых вибраций. Глубина заложения фундамента при установке его на грунте должна быть не менее глубины промерзания.Проходы в помещении компрессорной установки должны быть не менее 1,5 м, а расстояние между оборудованием и стенами или выступающими колоннами — не менее 1 м. Каналы и проемы закрываются заподлицо с полом съемными плитами. Предусматривается ограждение проемов, углублений и переходов перилами высотой I и.Для обслуживания составных частей компрессорных установок, расположенных на высоте более 1,8 м от уровня пола, предусматриваются стационарные, съемные или откидные площадки или лестницы. Они не должны мешать монтажу и ремонтным работам. Все движущиеся, вращающиеся и токоведущие части компрессорного оборудования ограждаются.Поверхности, подверженные нагреванию, при температуре свыше 45 °C (кроме цилиндров компрессоров объемного сжатия и корпусов компрессоров динамического сжатия) теплоизолируются или ограждаются во избежание ожогов обслуживающего персонала.Полы в помещении компрессорной должны быть ровными с нескользкой поверхностью. Окраска стен и потолков рекомендуется масляной краской. Двери и окна открываются обязательно наружу.Компрессорные агрегаты устанавливаются на железобетонные фундаменты, размеры которых указываются заводом- изготовителем оборудования. Фундаменты отделяются от смежных строительных конструкций во избежание передачи на них недопустимых вибраций. Глубина заложения фундамента при установке его на грунте должна быть не менее глубины промерзания.Проходы в помещении компрессорной установки должны быть не менее 1,5 м, а расстояние между оборудованием и стенами или выступающими колоннами — не менее 1 м. Каналы и проемы закрываются заподлицо с полом съемными плитами. Предусматривается ограждение проемов, углублений и переходов перилами высотой I и.Для обслуживания составных частей компрессорных установок, расположенных на высоте более 1,8 м от уровня пола, предусматриваются стационарные, съемные или откидные площадки или лестницы. Они не должны мешать монтажу и ремонтным работам. Все движущиеся, вращающиеся и токоведущие части компрессорного оборудования ограждаются.Поверхности, подверженные нагреванию, при температуре свыше 45 °C (кроме цилиндров компрессоров объемного сжатия и корпусов компрессоров динамического сжатия) теплоизолируются или ограждаются во избежание ожогов обслуживающего персонала.
Диаметр условного прохода Оу ММ
Наружный диаметр.
5. ММ
1
Масса.
Диаметр условного прохода Dy им
Наружный диаметр.
S, мм
Масса,
20
25
2
2,2
2,5
2,8
113 1.24 "1,39 1,53
100
108
2,5
2,8 3
3.2
6,5
7,26
7.77
8.27
25
32
2
2,2
2,5
2.8
1,48
1,62
1,82
2.02
125
133
3
3,2
3,5
3,8
9,62
10,24
11,18
12,11
32
38
2.2 2,5
2,8
3
1,94
2,19
2,43
2,59
150
159
3
3,2
3,5
3,8
11,54
12,13
13,42
14,52
40
45
2,2
2,5
2,8
3
2,32
2,62
2,91
3,11
200
219
4,5
5
5,5
6
23,8
26,39
28.96
31,53
50
60
2,2 2,5
2.8 3
3,14
3,55
3,95
4,22
250
273
4,5
5
5,5
6
29,8
33,05
36,28
39,51
65
76
2,5
2,8
3
3,2
4,53
5,06
5,4
5.74
300
325
5.5
6
7
8
43,34
47,2
54,9
62,54
80
89
2.5
2,8
3
3,2
5.33
5,95
6,36
6,77
Диаметр условного прохода Оу ММ
Наружный диаметр.
5. ММ
1
Масса.
Диаметр условного прохода Dy им
Наружный диаметр.
S, мм
Масса,
20
25
2
2,2
2,5
2,8
113 1.24 "1,39 1,53
100
108
2,5
2,8 3
3.2
6,5
7,26
7.77
8.27
25
32
2
2,2
2,5
2.8
1,48
1,62
1,82
2.02
125
133
3
3,2
3,5
3,8
9,62
10,24
11,18
12,11
32
38
2.2 2,5
2,8
3
1,94
2,19
2,43
2,59
150
159
3
3,2
3,5
3,8
11,54
12,13
13,42
14,52
40
45
2,2
2,5
2,8
3
2,32
2,62
2,91
3,11
200
219
4,5
5
5,5
6
23,8
26,39
28.96
31,53
50
60
2,2 2,5
2.8 3
3,14
3,55
3,95
4,22
250
273
4,5
5
5,5
6
29,8
33,05
36,28
39,51
65
76
2,5
2,8
3
3,2
4,53
5,06
5,4
5.74
300
325
5.5
6
7
8
43,34
47,2
54,9
62,54
80
89
2.5
2,8
3
3,2
5.33
5,95
6,36
6,77
Таблица 6.12. Размеры и масса стальных бесшовных (ГОСТ 8732—78 и ГОСТ 8734—75) и электросварных труб (ГОСТ 10704—76), применяемых в пневматическом хозяйстве
Таблица 6.12. Размеры и масса стальных бесшовных (ГОСТ 8732—78 и ГОСТ 8734—75) и электросварных труб (ГОСТ 10704—76), применяемых в пневматическом хозяйстве
Полы в помещении компрессорной должны быть ровными с нескользкой поверхностью. Окраска стен и потолков рекомендуется масляной краской. Двери и окна открываются обязательно наружу.
Компрессорные агрегаты устанавливаются на железобетонные фундаменты, размеры которых указываются заводом- изготовителем оборудования. Фундаменты отделяются от смежных строительных конструкций во избежание передачи на них недопустимых вибраций. Глубина заложения фундамента при установке его на грунте должна быть не менее глубины промерзания.
Проходы в помещении компрессорной установки должны быть не менее 1,5 м, а расстояние между оборудованием и стенами или выступающими колоннами — не менее 1 м. Каналы и проемы закрываются заподлицо с полом съемными плитами. Предусматривается ограждение проемов, углублений и переходов перилами высотой I и.
Для обслуживания составных частей компрессорных установок, расположенных на высоте более 1,8 м от уровня пола, предусматриваются стационарные, съемные или откидные площадки или лестницы. Они не должны мешать монтажу и ремонтным работам. Все движущиеся, вращающиеся и токоведущие части компрессорного оборудования ограждаются.
Поверхности, подверженные нагреванию, при температуре свыше 45 °C (кроме цилиндров компрессоров объемного сжатия и корпусов компрессоров динамического сжатия) теплоизолируются или ограждаются во избежание ожогов обслуживающего персонала.
Полы в помещении компрессорной должны быть ровными с нескользкой поверхностью. Окраска стен и потолков рекомендуется масляной краской. Двери и окна открываются обязательно наружу.
Компрессорные агрегаты устанавливаются на железобетонные фундаменты, размеры которых указываются заводом- изготовителем оборудования. Фундаменты отделяются от смежных строительных конструкций во избежание передачи на них недопустимых вибраций. Глубина заложения фундамента при установке его на грунте должна быть не менее глубины промерзания.
Проходы в помещении компрессорной установки должны быть не менее 1,5 м, а расстояние между оборудованием и стенами или выступающими колоннами — не менее 1 м. Каналы и проемы закрываются заподлицо с полом съемными плитами. Предусматривается ограждение проемов, углублений и переходов перилами высотой I и.
Для обслуживания составных частей компрессорных установок, расположенных на высоте более 1,8 м от уровня пола, предусматриваются стационарные, съемные или откидные площадки или лестницы. Они не должны мешать монтажу и ремонтным работам. Все движущиеся, вращающиеся и токоведущие части компрессорного оборудования ограждаются.
Поверхности, подверженные нагреванию, при температуре свыше 45 °C (кроме цилиндров компрессоров объемного сжатия и корпусов компрессоров динамического сжатия) теплоизолируются или ограждаются во избежание ожогов обслуживающего персонала.
Таблица 6.11. Нормы герметичности затворов запорной трубопроводной арматуры no I классу
Dy мм
Пропуск воздуха, см’/мии, при условном давлении Р . МПа (избыточное)
Dy мм
Пропуск воздуха. cmVmhh, при условном давлении р . МПа (избыточное)
1 1 4
6.4
200
14
6.4
2- 0
Запорные
Задвижки:
клапаны:
100
30100
150
6
0,150,4
0.8
2
125
40130
220
10
0,31
1.5
150
55180
300
15
0,42
3
У
200
80270
450
20
0,72,5
4
12
250
120400
650
25
1,03
6
20
300
160550
900
32
1,56
8
30
40
27
13
35
50
310
17
55
65
415
25
70
80
620
35
100
Т аблица 6.13. Размеры и масса стальных водогазопроводных труб (ГОСТ 3262 — 75)
Диаметр условного прохода Dy. мм
Наруж- диаметр DB. мм
Диаметр ДЮЙМОВ' Й трубной резьбы
Легкие
Обыкновенные трубы
Усиленные
5". ММ
масса, кг/м
х. мм
кг/м
$. мм
масса.
8
13,5
1/4
2
0,57
2,2
0.61
2.8
0,74
10
17,0
3/8
2
0.74
2,2
0,80
2,8
0.98
15
21.3
1/2
2.5
1.16
2.8
1.28
3.2
1.43
20
26.8
3/4
2,5
1,50
2,8
1,66
3,2
1.86
25
33,5
1
2,8
2,12
3.2
2.39
4
2,91
32
42,3
17.
2,8
2,73
3.2
3,09
4
3.78
40
48
17г
3
3.33
3.5
3,84
4.34
50
60
2
3
4,22
3,5
4,88
4.5
6.16
Для запорных клапанов:
Оу, мм . . 6101520253242506580
пропуск воды. см3/мин 0,010,02 0.03 0.01 0.06 0,090,10,20,30,4
Для задвижек: .
Оу, мм 100125150 200 250300
пропуск воды, см3/мнн 1,62,234,56,58
КОМПОНОВКИ КОМПРЕССОРНЫХ УСТАНОВОК
Компрессорные установки каждой ГЭС и ГАЭС должны соответствовать «Правилам устройства и безопасной эксплуатации стационарных компрессорных установок, воздухопроводов и газопроводов» [16], а также «Правилам устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением» [17]. Эти правила утверждены Госгортехнадзором СССР и периодически уточняются.
В соответствии с решением Минэнерго СССР (1975 г.) указанные правила конкретизированы:
допускается установка воздухосборников в специально выделенных помещениях ГЭС, стены и перекрытия которых обладают достаточной расчетной прочностью, исключающей их разрушение при аварии воздухосборника; температура здесь должна быть не выше, чем в компрессорной;
разрешается располагать в зданиях ГЭС стационарные автоматизированные компрессорные установки, работающие в прерывистом режиме, но в изолированных специально выделенных помещениях, отделенных от смежных помещений надежными железобетонными стенами и перекрытиями, рассчитанными на невозможность их разрушения в случае аварии; предел огнестойкости стен и перекрытий как помещений для воздухосборников, так и компрессорных должен быть не менее 1,5 ч.
Компрессорные установки на ГЭС, как правило, размещаются на самом нижнем этаже блока монтажной площадки. Над бытовыми, конторскими и подсобными помещениями размещать их запрещается.
678 S 10
Рис 6.9. Компоновка компрессорного оборудования в здании ГЭС
Компрессорное оборудование снабжается устройствами для разгрузки при пуске н остановке приводного двигателя.
Горизонтально расположенные участки воздухопроводов, присоединяющихся к компрессорному оборудованию, должны иметь уклон не менее 1 :300 в сторону от компрессоров.
В помещении компрессорной необходимо иметь площадку для проведения ремонтов оборудования, грузоподъемные устройства и средства механизации. Рекомендуется также предусматривать шу- монзолированное помещение площадью 6—8 м5 для слесарных и наладочных работ по арматуре и приборам.
Воздушные компрессоры с подачей более 10 м3/мин должны быть снабжены концевыми холодильниками. Все компрессоры должны иметь водомаслоотделятелн с автоматической продувкой. Трубопроводы продувки как компрессоров, так я воздухосборников должны отводиться в маслоуловители во избежание загрязнения помещения и прилегающей территории.
Забор воздуха компрессорами выполняется, как правило, снаружи помещений на высоте не менее 3 м от земли. Наружный воздух прохладнее, и это повышает эффективность компрессорных агрегатов. Для компрессоров с подачей до 10 м3/мин, имеющих свои фильтры, допускается заби- 90
рать воздух непосредственно из помещения компрессорной. Воздушные фильтры для очистки всасываемого воздуха от пыли устанавливаются в доступных для обслуживания местах. Они должны быть защищены от попадания атмосферных осадков и не должны вибрировать, при работе компрессоров. Забор воздуха предпочтителен с теневой стороны здания.
Трубопроводы, присоединенные к компрессорному агрегату, снабжаются компенсирующими устройствами. Участок между всасывающим коллектором компрессорной и каждым компрессором оборудуется гибкой вставкой. Остальные воздухопроводы — к теплообменникам, водомаслоотделителям и т. п. также должны иметь достаточную гибкость, компенсирующую вибрацию.
Компрессорные агрегаты для ГЭС я ГАЭС предпочтительны с воздушным охлаждением, однако подача таких компрессоров обычно не превышает 5 м3/мин. При водяном охлаждении слив воды может быть осуществлен в нижний бьеф только при установке компрессоров выше максимального его уровня. В других случаях вода отводится в дренажную систему ГЭС во избежание подпора при остановленном компрессоре.
Воздухосборники устанавливаются на фундаменты, рассчитанные на нагрузку от массы воздухосборника и массы воды в
IiIiнем при гидравлическом испытании. Воздухосборники должны ограждаться на расстоянии не менее 2 м в сторону проезда или прохода людей. Расстояние между смежными воздухосборниками принимается не менее 1,5 м, а до стены—не менее 1 м.
I
i
I
i
Каждый воздухосборник имеет рабочий манометр диаметром не менее 150 мм с приспособлением для периодического присоединения второго контрольного манометра. а также предохранительный клапан. Пропускная способность этого клапана должна предотвращать возможность повышения давления над рабочим более чем на 15% для давления от 0,4 до 6,1 МПа н на 10 % при давлении свыше 6,1 МПа.
К одному воздухосборнику разрешается подключать несколько компрессоров с установкой на каждом подводе обратного клапана н запорной арматуры.
Воздухопроводы. как правило, изготавливаются из стальных труб, свариваемых на прямых участках. В некоторых случаях разрешается применение труб из меди и латуни.
Разборные фланцевые соединения устанавливаются только у арматуры, а также на участках, подлежащих периодической разборке для очистки от отложений. между компрессорами и воздухосборниками. Для водогазопроводных труб могут применяться муфтовые соединения. Для импульсных трубок малого диаметра предпочтительны штуцерно-торцевые соединения.
Воздухопроводы прокладываются с учетом возможности их свободных температурных деформаций, предотвращения расстройства соединений и недопустимости передачи дополнительных усилий на соединенные с ними компрессоры и другие аппараты. На длинных участках воздухопроводов, прокладываемых в помещениях со стабильной температурой, через 70— 80 м устанавливаются температурные компенсаторы. При прокладке вне отапливаемых помещений компенсаторы устанавливаются через 40—50 и. Учитывается также возможность самокомпенсаиии отдельных участков трубопроводов.
Воздухопроводы прокладываются с уклоном не менее 0,003 по направлению к месту расположения продувочных клапанов. Они не должны иметь глухих отводов н заглушенных штуцеров, способствующих скоплению и самовоспламенению масляных отложений.
На рис. 6.9 показан пример компоновки компрессорного оборудования в помещениях под монтажной площадкой здания ГЭС. Здесь расположены: два компрессора 6 типа КСЭ-5м для обслуживания системы торможения агрегатов, технических нужд и пневмогидравлической аппаратуры; три компрессора 7 типа 302ВП-5/70 для зарядки гидроаккумуля-
торов МНУ я обслуживания системы отжатия воды из камеры рабочего колеса; два компрессора 9 типа ВШВ-2,3/230 для обслуживания воздушных выключателей ОРУ 220 кВ: шкафы управления 5. Помещение компрессорной обслуживается подвесной кран-балкой грузоподъемностью 2 т. К компрессорной примыкает небольшая ремонтная мастерская 10. В приямке 8 располагаются глушители выхлопов компрессоров.
Воздухосборники расположены в помещении под шандорохранилишем, имеющим мощные железобетонные стены и перекрытие. Для доставки оборудования перекрытие сделано съемным. Здесь располагаются четыре воздухосборника 4 вместимостью по 25 м3 на давление 6,4 МПа для системы отжатия воды: один воздухосборник / вместимостью 8 м3 на давление 4,1 МПа для подзарядки гидроаккумуляторов. два воздухосборника 3 вместимостью по 4 м3 на давление 9 МПа для технических нужд и системы торможения и один воздухосборник 2 вместимостью 0,5 м3 на давление 9 МПа для обслуживания пневмогидравлической аппаратуры.
Баллонные установки для обслуживания воздушных выключателей распола-
Рис. 6.10. Компоновка компрессорного оборудования в отдельном здании на территории ОРУ
гаются па территории ОРУ 220 кВ, примыкающей к зданию ГЭС (на рис. 6.9 нс показаны).
На рис. 6.10 представлена типовая компоновка компрессорного оборудования для обслуживания воздушных выключателей ОРУ, расположенная в отдельном здании. Здесь размешаются три компрессора 2 типа ВШВ-2,3/230, электрические шкафы управления 8, шиты 7 и 9 с манометрами и распределительная трубопроводная сборка. Помещение компрессорной обслуживается подвесной кран-балкой / грузоподъемностью 2 т. Имеется мастерская 10.
Воздухосборники — баллоны высокого давления 4 располагаются за стеной компрессорной на отдельных фундаментах. Нижние части баллонов заключены в утепленную камеру.
Рядом с баллонами установлены два воздухосборника 5 вместимостью по 3,2 м3 на рабочее давление и один такой же воздухосборник 6, используемый в качестве маслоуловителя при периодической продувке компрессоров и баллонов. Этот воздухосборник постоянно сообщен с атмосферой.
Помещение компрессорной и камера под баллонами обогреваются в зимнее время электропечами, которые автоматически поддерживают здесь заданную температуру. Для оттаивания перед выпуском скопившегося конденсата в днищах воздухосборников встроены электронагреватели.
Забор воздуха компрессорами производится снаружи через групповой висцино- вый фильтр 3.
Глава 7
ТЕХНИЧЕСКОЕ ВОДОСНАБЖЕНИЕ
7.1. ПОТРЕБИТЕЛИОХЛАЖДАЮЩЕЙ ВОДЫ
Потребителями системы технического водоснабжения (ТВС) на ГЭС и ГАЭС являются следующие устройства агрегата и общестанционного оборудования:
в гидромашине — водоснабжение для смазки подшипников, лабиринтных и других уплотнений, охладители масла в ваннах подшипников с масляной смазкой, а также в системах регулирования;
в гидрогенераторе (двигателе-генераторе) — охладители масла в системах смазки подпятников и подшипников, воздухоохладители, теплообменники системы виутрипроводникового жидкостного охлаждения статора и ротора, а также системы охлаждения тиристорных выпрямителей;
в трансформаторе — маслоохладители;
в компрессорном агрегате — промежуточные и конечные охладители;
в насосном агрегате — водоснабжение подшипников с обрезиненными вкладышами;
в другом технологическом оборудовании.
Подшипники гидромашнн с обрезиненными вкладышами или с покрытием из металлопластмассового материала требуют для смазки и охлаждения непрерывной подачи воды. Даже кратковременное прекращение смазки может привести к повреждению вкладышей. Подача воды для подшипников определяется техническими условиями на гидроагрегат.
Ориентировочную подачу воды, л/с, для предварительных стадий проектирования можно определять по формуле
Q = (0,7-i-1)D„,(7.1)
где О,—диаметр турбинного вала, м. 92
Диаметр трубопровода, подводящего воду к подшипнику, мм, ориентировочно принимается равным
drp = (2,5 4- 3) V57, (7.2) где d, — диаметр турбинного вала, мм.
Фильтры тонкой очистки воды на трубопроводах подачи воды к подшипнику, вся трубопроводная арматура и контрольно-измерительные приборы поставляются турбинным заводом в комплекте с рабочими механизмами. Как правило, подача воды здесь осуществляется по отдельным водозаборам непосредственно из спиральной камеры; из системы технического водоснабжения производится только резервирование.
В тех случаях, когда давление воды в спиральной камере ниже или выше допустимого для питания подшипников, основное водоснабжение осуществляется из системы технического водоснабжения, резервирование— из системы противопожарного водоснабжения ГЭС или ГАЭС.
Воздухоохладители предназначаются для охлаждения воздуха, циркулирующего в замкнутых системах охлаждения электрических машин (см. подробнее Т.1, гл. 15).
Действие воздухоохладителя основано на принципе теплопередачи между охлаждающей водой, протекающей по трубкам, и горячим воздухом, их обтекающим.
. На рис. 7.1 показан серийный воздухоохладитель, применяемый для электрических машин в СССР, в табл. 7.1 приводятся параметры воздухоохладителей разных типов. В таблице тепловой поток указан для разности температур входящей в воздухоохладитель охлаждающей воды и охлажденного воздуха, равной 10 °C. Если разность температур равна 15 °C, то теп-
Рис. 7.1. Воздухо-охладитель серииВОРис. 7.1. Воздухо-охладитель серииВО
Рис. 7.1. Воздухо-охладитель серииВО
Рис. 7.1. Воздухо-охладитель серииВО
Где QK — подача воды к воздухоохладителю, м3/ч; Р«— поминальная мощность гидрогенератора, кВт; гр— КПД гидрогенератора при номинальной нагрузке: Д/ — температурный перепад охлаждающей воды па входе и выходе воздухоохладителя, рекомендуется . принимать Ы = 5°C при расчетной температуре на входе до 20 °C.
В зависимости от расчетной температуры охлаждающей воды подача меняется следующим образом:
Температура воды. °C *30 25 20 15 10 5 Подача воды. %, , . 140 115 100 85 78 70
Следует отметить, что при сезонном снижении температуры воды ее подачу необходимо уменьшать во избежание отпотевания воздухоохладителей. Подачу воды можно также снижать при уменьшении нагрузки генератора ниже расчетного значения:
Qmo —Qmo —8,6 - 10-7ЛО^п3/2д/8,6 - 10-7ЛО^п3/2д/(7.4)(7.4)
Qmo —
Qmo —
8,6 - 10-7ЛО^п3/2д/
8,6 - 10-7ЛО^п3/2д/
(7.4)
(7.4)
ловом поток увеличивается в 1,25 раза. Расход охлаждающей воды указан при температуре 30 °C. Наибольшее рабочее давление воды в воздухоохладителе допускается 350 кПа.
Воздухоохладители располагаются по внешней стороне корпуса статора, напротив окон для пропуска нагретого воздуха. Тип и число применяемых воздухоохладителей зависят от отводимых потерь (теплового потока), размера электрической машины я расчетной температуры охлаждающей воды.
Необходимую подачу воды к воздухоохладителям гидрогенератора задает завод-изготовитель на основании теплового расчета. Ориентировочно подачу можно определить по формуле, принятой в Гнд- ропроекте:
(73)
Нагрузка. % . . . . 100 75 50 Холостой ход
Подача воды, % . . 100 82 7060
Учитывая изложенное, целесообразно предусматривать автоматическое регулирование подачи воды к воздухоохладителям.
Маслоохладители подп я ти и - к а, как правило, располагаются непосредственно в его масляной ванне, в зоне циркуляции масла. Число маслоохладителей и подача охлаждающей воды зависят от отводимых потерь на трение в подпятнике. Необходимую подачу воды к маслоохладителям определяют заводы-изготовители гидрогенераторов на основании тепловых расчетов. Ориентировочно подачу можно определить по формуле, рекомендуемой Гидропроектом:
Таблица 7.1. Параметры воздухоохладителей разных типов
Тип воздухоохлади-
Тепловой кВт *
Ресход м’/ч
Гидравлическое сопротив-
кПа
Размеры
воздухоохладителя
ММ
Мас-
мили-
мяк- сн-
минималь-
мак си
мини-
маль-
L
и
Hi
h
л,
°У
ВО-76/1010-58
52
76
10,5
28,8
21
81.2
1390
1010
950
295
150
80
450
ВО-115/1510-59
78
115
15,7
43,1
24
77
1890
1510
950
385
200
100
561
ВО-158/1510-60
108
158
21.6
59,3
24
77
1890
1510
1250
385
200
100
721
ВО-146/1510-71
—
146
—
70
—
31
1890
1510
1250
385
200
100
655
ВО-204/2010-70
133
204
32
60
42
96
2390
2010
1250
385
200
100
782
ВО-165/2000-68
109
165
15,7
43,1
38
136
2580
2200
950
385
200
100
638
BO-194/2510-6I
133
194
31,3
86
34
89
2890
2510
950
385
200
100
727
ВО-267/2510-62
184
267
43,1
118,2
34
89
2890
2510
1250
385
200
100
931
11021102Рис. 7.3. Секция маслоохладителя подшипникаРис. 7.3. Секция маслоохладителя подшипникаРис. 7.4. Теплообменник ВВТ-100:А — ВЫХОД ДИ- стмллированпоА воды; Б — вход дистнллжрованной воды; В — вход охлаждеквой воды; Г—выход охлажденной водыРис. 7.4. Теплообменник ВВТ-100:А — ВЫХОД ДИ- стмллированпоА воды; Б — вход дистнллжрованной воды; В — вход охлаждеквой воды; Г—выход охлажденной водыРис. 7.5. Маслоохладитель МО53-4:А — вход и выход масла, Оу — 150; Б—вход в выход охлаждающей воды, £>у*150Рис. 7.5. Маслоохладитель МО53-4:А — вход и выход масла, Оу — 150; Б—вход в выход охлаждающей воды, £>у*150
1102
1102
Рис. 7.3. Секция маслоохладителя подшипника
Рис. 7.3. Секция маслоохладителя подшипника
Рис. 7.4. Теплообменник ВВТ-100:
А — ВЫХОД ДИ- стмллированпоА воды; Б — вход дистнллжрованной воды; В — вход охлаждеквой воды; Г—выход охлажденной воды
Рис. 7.4. Теплообменник ВВТ-100:
А — ВЫХОД ДИ- стмллированпоА воды; Б — вход дистнллжрованной воды; В — вход охлаждеквой воды; Г—выход охлажденной воды
Рис. 7.5. Маслоохладитель МО53-4:
А — вход и выход масла, Оу — 150; Б—вход в выход охлаждающей воды, £>у*150
Рис. 7.5. Маслоохладитель МО53-4:
А — вход и выход масла, Оу — 150; Б—вход в выход охлаждающей воды, £>у*150
где Q«o — подача воды к маслоохладителю, м’/ч; А — коэффициент, Л = 5 для зонтичного генератора и 3,5 для подвесного генератора; 6<к — расчетная нагрузка на подпятник, т; п — номинальная частота вращения вала, об/мин; М — температурный перепад охлаждающей воды на входе и выходе из маслоохладителя, обычно принимается 1.5—2 °C.
На рис. 7.2 даны габариты секции двухходового маслоохладителя, установленного в ванне подпятника гидрогенератора мощностью 640 МВт. Такой маслоохладитель рассчитан на отвод 150 кВт тепловых потерь при расходе охлаждающей воды 65 м’/ч с начальной температурой 16 °C и ее нагреве на 2 °C. Всего в ванне подпятника установлено 20 секций, соединенных последовательно по 5 секций в 4 параллельные группы. Гидравлическое сопротивление каждой группы при расходе 65 м’/ч с учетом соединительных патрубков равно 0,2 МПа. Максимальное рабочее давление воды в маслоохладителях допускается 0,4 МПа. Масса маслоохладителя (без воды) 223 кг.
Маслоохладителиподшипни- к а располагаются в их масляных ваннах и соединяются последовательно в две группы. Подача охлаждающей воды здесь ориентировочно принимается равной 30— 35 % подачи к маслоохладителям подшипника.
На рис. 7.3 даны габариты секции одноходового маслоохладителя, установленного в ванне подшипника гидрогенератора мощностью 640 МВт. Маслоохладитель рассчитан на отвод 40 кВт тепловых потерь при расходе охлаждающей воды 20 м’/ч с начальной температурой 16°С и ее нагреве на 2 °C.
Всего в ванне подшипника установлено шесть секций, соединенных последовательно по три секции в две параллельные группы. Гидравлическое сопротивление каждой группы прЯ расходе 20 м’/ч (с учетом соединительных патрубков) равно 0,01 МПа. Максимальное рабочее давление воды в маслоохладителях допускается 0,34 МПа. Масса одной секции (без воды) 60 кг.
Теплообменники для системы виутрппроводникового жидкостного охлаждения электрических машин применяются на наиболее мошных вертикальных, а также некоторых капсульных агрегатах.
Число теплообменников определяется отводимыми потерями с учетом температуры охлаждающей воды. Устанавливаются они вне электрической машины и связаны с охлаждаемыми элементами трубопроводами нз нержавеющей стали и диэлектрическими шлангами для циркуляции теплоносителя — обессоленной воды.
На рис. 7.4 указаны размеры водо-водяного теплообменника типа ВВТ-100. Этот теплообменник при расчетной температуре охлаждающей воды 33 °C и подаче 400 м’/ч отводит теплоту, эквивалентную 3000 кВт потерь. Гидравлическое сопротивление при такой подаче не превышает 0,03 МПа, а максимальное давление допускается 1,6 МПа. Масса теплообменника (без воды) 2675 кг.
Маслоохладители трансформаторов с водяной системой охлаждения— выносные, связанные с баком трансформатора трубопроводами для циркуляции теплоносителя — трансформаторного масла. Давление технической воды в корпусе маслоохладителя должно быть всегда
меньше давления масла, даже при отключенных циркуляционных масляных насо- сах. Это требование объясняется недопустимостью попадания воды в масло при любых повреждениях.
Число устанавливаемых маслоохладителей и подача охлаждающей воды для них зависят от мощности трансформатора, температуры окружающего воздуха в районе установки и температуры охлаждающей воды. Изменение подачи воды при сезонных изменениях ее температуры, а также сезонных изменениях температуры окружающего воздуха обычно осуществляется включением в работу того иля иного числа маслоохладителей.
Расчетные число маслоохладителей и подача охлаждающей воды при максимальной ее температуре задаются в технической документации на трансформатор. Ориентировочно можно принимать на предварительных стадиях проектирования подачу равной 0,7—0,8 м’/ч на 1 МВ-А
мощности при температуре охлаждающей воды 25 °C.
На рис. 7.5 приводятся размеры серийного маслоохладителя типа МО-53-4, применяемого в системах охлаждения крупных трансформаторов. Поверхность охлаждения маслоохладителя равна 53 м2, он рассчитан на отвод 1000 кВт тепловых потерь при подаче охлаждающей воды 72 м’/ч и превышении температуры масла над температурой воды на 40°C. Гидравлическое сопротивление маслоохладителя при расходе 72 м’/ч равно 0,01 МПа. Предельное рабочее давление 0,2 МПа.
В межтрубном пространстве маслоохладителя МО-53-4 циркулирует трансформаторное масло с температурой до 95 ЬС и подачей 100 м’/ч. Рабочее давление здесь допускается до 0,4 МПа. Для измерения температуры и давления на каждом патрубке подачи масла и воды предусмотрены манометр и ртутный термометр. Для очистки маслоохладителя имеется открывающаяся крышка на петлях. Предусмотрен также выем всей трубной системы. Масса маслоохладителя (без масла и воды) 1547 кг.
Компрессорные агрегаты с подачей более 10 м’/мин, как правило, имеют водяное охлаждение рубашек цилиндров, промежуточных и конечного холодильников, а в некоторых случаях и маслоохладителей. Расход охлаждающей воды для компрессоров разного типа указан в табл. 6.5.
При остановленном компрессоре охлаждающая вода из его рубашек должна сливаться во избежание просачивания в цилиндры компрессора через микротрещины, что при последующем пуске вызовет гидроудар. По этой причине слив воды может производиться непосредственно в нижний бьеф только в тех случаях, когда компрессор устанавливается выше максимального его уровня. В остальных случаях слив должен производиться в дренажную систему ГЭС или ГАЭС.
1Д. ВЫБОР СПОСОБА И СХЕМЫ
ТЕХНИЧЕСКОГО ВОДОСНАБЖЕНИЯ
Вода в системе технического водоснабжения должна быть неагрессивной по от-
ношению к материалам, из которых изготовлены охладители, трубопроводы, фильт- ры и прочие элементы системы. В ней не должно быть большого количества взвешенных частиц, особенно с абразивными свойствами. Температура воды на входе не должна превышать 30 ®С.
В системах технического водоснабжения ГЭС и ГАЭС, как правило, используется речная вода из верхнего или нижнего бьефа ГЭС. В тех случаях, когда в речной воде имеется большое количество наносов, требуется создание специальных отстойников либо осуществление забора воды из гидроциклонов, уравнительных резервуаров, артезианских скважин или других источников. При наличии в воде микроорганизмов типа дрейссены принимаются меры для борьбы с обрастанием внутренней поверхности трубопроводов и других элементов системы технического водоснабжения.
Водоприемники, выходящие непосредственно в верхний или нижний бьеф, располагаются ниже минимальных уровней воды, в местах и на уровнях, не подверженных закупорке шугой или льдом. Они оснащаются сороудержнвающими решетками, препятствующими попаданию в трубопроводы плавающего мусора. Скорость воды в решетках рекомендуется принимать в пределах 0,25—0.5 м/с. Предусматриваются приспособления для установки плоских затворов или заглушек при возникновении необходимости ремонта первых задвижек на трубопроводах в помещениях. Для удобства водолазных работ при установке заглушек н очистке решеток предусматриваются скоб-трапы.
Водозаборы в спиральных камерах, туннелях или подводящих трубопроводах турбин должны располагаться доступно для обслуживания после их осушения, т. е. на высоте 1—1,5 м от пола. Устройство водозаборов из самых верхних или нижних точек водоподводящего тракта недопустимо в связи с большей вероятностью в этом случае засорения их плавающим мусором или влекомыми по дну наносами.
При заборе воды из нижнего бьефа ГЭС когда вода при выходе из отсасывающих труб с большой скоростью аэрируется, должна предусматриваться возможность удаления воздуха из системы, например путем установки деаэраторов.
Оборудование системы технического водоснабжения должно иметь достаточные резервы, обеспечивающие расчетную подачу воды для всех потребителей при выходе из работы или отключении для ремонта любого из основных элементов системы. В частности, предусматривается не менее двух независимых водозаборов с учетом полного засорения одного из них.
В зависимости от напора на ГЭС и ГАЭС применяются следующие системы 96
технического водоснабжения технологического оборудования:
с а м оте ч н а я — при напорах 10— 60 м, с забором воды из верхнего бьефа:
насосная —при напорах ниже 15 н выше 200 м, с забором воды из нижнего бьефа;
э ж е кто р н а я — при напорах 50— 250 м, с забором воды из верхнего и нижнего бьефов.
При напорах 60—150 м может применяться самотечная система с рабочим давлением, допускаемым охладительным устройством агрегатов. Иногда при этих напорах целесообразно выполнять водозаборы из разгруженной полости под крышкой радиально-осевой турбины.
Для ГАЭС при больших колебаниях уровня верхнего бьефа, как правило, применяется насосная система с забором воды из нижнего бьефа.
При напорах, близких к 10 м, для охладительных устройств, расположенных выше уровня воды в верхнем бьефе, применяется самотечно-сифонная система со специальными устройствами (насосными или эжекторными) для зарядки сифона.
Схема технического водоснабжения может быть: поагрегатная, групповая (на электрический блок или другую группу агрегатов) и общестан- иконная.
При числе агрегатов на ГЭС или ГАЭС не свыше шести и суммарном расходе охлаждающей воды 2,5—3 тыс. м3/ч, особенно при насосной системе технического водоснабжения, целесообразна общестанционная схема. Для агрегатов большой мощности с расходом воды на охлаждение каждого агрегата свыше 1,5 тыс. м3/ч при самотечной и эжекторной системах технического водоснабжения отдают предпочтение агрегатной системе с взаимным резервированием от других агрегатов электрического блока.
Выбор способа и схемы технического водоснабжения для каждого конкретного объекта осуществляется на основании технико-экономического сравнения вариантов с учетом следующих факторов:
надежности эксплуатации и эксплуатационных расходов на ремонт и обслуживание системы;
стоимости оборудования и его монтажа;
наличия свободных площадей для размещения оборудования и стоимости создания дополнительных помещений;
стоимости электроэнергии для электродвигателей насосов или стоимости потерянной выработки электроэнергии от использования воды из верхнего бьефа для работы эжекторов.
При выборе оборудования расчетный расход технической воды принимается равным сумме расходов всех потребителе.'!
при работе всех* агрегатов ГЭС и ГАЭС с полной нагрузкой при максимальной температуре воды в водохранилище на глубине водозаборов.
Для уменьшения расхода охлаждающей воды в периоды года, когда ее температура значительно снижается, целесообразно предусматривать для гидроэлектростанций с напором свыше 20 м последовательное соединение нескольких охладителей, а также возможность автоматического регулирования подачи воды к воздухоохладителям при изменениях нагрузки гидроагрегата.
Если максимальная температура воды на уровне водозаборов технического водоснабжения не превышает 15—18 °C, рекомендуется для ГЭС и ГАЭС вторичное использование воды.- охладившей генератор, например для охлаждения главных трансформаторов.
На ряде высоконапорных ГЭС успешно эксплуатируется система технического водоснабжения с водозаборами из разгруженной полости, между рабочим колесом радиально-осевой гидротурбины и ее крышкой. Здесь обычно давление, допустимое для охладительных устройств гидроагрегата, не превышает 0,3—0,4 МПа. Однако для работы агрегатов с такими водозаборами в компенсаторном режиме должна иметься дублирующая система питания, рассчитанная на соответствующий уменьшенный расход охлаждающей воды. Переключение источников питания должно производиться автоматически.
Подача воды к воздухоохладителям вертикального гидрогенератора или двигателя-генератора, как правило, осуществляется по замкнутому кольцевому или граненой формы трубопроводу. Этот трубопровод устанавливается либо в бетонном фундаменте гидрогенератора ниже патрубков воздухоохладителя, либо открыто, с наружной стороны вентиляционного кожуха. Подвод воды к замкнутому трубопроводу для уменьшения гидравлического сопротивления часто осуществляется в двух или более точках. От трубопровода делаются отводы, снабженные задвижками для отключения при ремонте одного воздухоохладителя без нарушения работы остальных. Слив нагретой в воздухоохладителях воды производится по аналогичному трубопроводу в нижний бьеф.
К остальным охладительным устройствам охлаждающая вода подается по отдельным параллельным трубопроводам, снабженным устройствами для отключения и регулирования расхода. Расположение сливных трубопроводов в целях уменьшения коррозии должно быть таким, чтобы охладительные устройства оставались заполненными водой даже при остановленном агрегате и отключенной подаче воды. Для этого рекомендуется располагать сливные трубопроводы выше теплообменных
7 Под ред. Ю. G Васильева
аппаратов или устраивать специальные петли («утки»). В верхней точке каждой петли или на высокорасположенном сливном трубопроводе в этом случае предусматривается вантуз для срыва вакуума в системе.
Для самотечно-сифонной системы технического водоснабжения, где вакуум в сливной ветви используется для повышения располагаемого напора, вместо устройства петель с вантузами предусматривается отключение циркуляции охлаждающей воды задвижками на сливных ветвях, без отключения при остановке агрегата самих водозаборов.
Сливные трубопроводы выводятся ниже минимального уровня нижнего бьефа, с учетом возможной глубины промерзания воды. Вывод этих трубопроводов в отводящий тракт гидротурбины не допускается, так как пульсирующее здесь давление может вызвать самопроизвольное изменение расхода охлаждающей воды. По этой же причине также не рекомендуется отводить в отсасывающую трубу воду в системе водоснабжения турбинного подшипника
В тех случаях, когда сливные трубопроводы технического водоснабжения проходят через помещения, расположенные ниже максимального эксплуатационного уровня нижнего бьефа, на выходе каждом трубы в нижний бьеф следует предусматривать фланец и возможность установки заглушки при возникновении необходимости ремонта трубопроводов в помещении. Для водолазов, устанавливающих заглушки, необходимо предусматривать скобы на бетонной стене.
На всех трубопроводах, соединенных непосредственно с верхним и нижним бье фами, независимо от рабочего давления первые задвижки в помещении должны быть стальными. При таких задвижках вероятность появления трещин в корпусах меньше.
Автоматизация системы технического водоснабжения должна быть предусмотрена для каждого агрегата ГЭС и ГАЭС независимо от их мощности. Автоматизации подлежат следующие операции:
включение рабочих насосов технического водоснабжения или открытие задвижек с дистанционным приводом на самотечных и эжекторных водозаборах при пуске агрегатов;
включение резервных насосов или водозаборов при отказе основных устройств с одновременным включением сигнализации;
отключение насосов и водозаборов при остановке агрегата;
включение подачи воды к маслоохладителям подпятника и подшипника гене ратора и к подшипнику турбины перед пуском агрегата; контроль поступления воды к этим объектам; отключение подачи воды после остановки агрегата;
97
Рис. 7.6. Схема самотечного технического водоснабженияРис. 7.6. Схема самотечного технического водоснабженияРис. 7.7. Схема эжекторного технического водоснабженияРис. 7.7. Схема эжекторного технического водоснабжения
Рис. 7.6. Схема самотечного технического водоснабжения
Рис. 7.6. Схема самотечного технического водоснабжения
Рис. 7.7. Схема эжекторного технического водоснабжения
Рис. 7.7. Схема эжекторного технического водоснабжения
включение подачи волы к воздухоохладителям электрической машины перед набором нагрузки; отключение после остановки агрегата:
включение подачи воды к теплообменникам внутрипроводникового жидкостного охлаждения активных частей электрической машины перед пуском агрегата; отключение после остановки агрегата;
включение подачи воды к теплообменникам выпрямителей системы возбуждения электрической машины перед включением возбуждения; отключение подачи воды после отключения возбуждения.
6 системе охлаждения главных трансформаторов автоматизации подлежат процессы подачи воды к маслоохладителям после включения трансформатора в сеть с предварительным включением циркуляционных маслонасосов и при температуре масла не ниже 15 °C. Подача воды прекращается после отключения трансформатора от сети или снижения температуры масла до 15 °C. Таким образом предотвращается замерзание воды в маслоохладителях в зимнее время переохлажденным маслом.
На рис. 7.6 показана агрегатная схема самотечного технического водоснабжения гидроагрегата мощностью 107 МВт, работающего лрн колебаниях напора брутто от 10,5 до 19,5 м. Общий расход воды на охлаждение агрегата составляет около 850 м’/ч. Водозаборы 1 и 14 осуществлены из спиральной камеры самостоятельно для питания воздухоохладителей 4 и маслоохладителей подпятника 8 и подшипника 9 генератора. Третий водозабор 2 является резервным для обеих систем. Каждый водозабор снабжен сетчатым фильт- 98
ром 3 и задвижками для его отключения на ремонт при работающем гидроагрегате. На трубопроводе водоснабжения подшипника, расположенного несколько выше минимального уровня верхнего бьефа, установлен насос 5 для зарядки сифона при пуске гидроагрегата. На сливных ветвях от каждого потребителя технической воды установлены задвижки 10, 11 и 12 с электроприводами. В системе имеются также задвижки для отключения любого воздухоохладителя для ремонта при работающем гидроагрегате. Контроль расхода воды на охлаждение осуществляется дифманометрами, подключенными к измерительным шайбам 6 и 7 на трубопроводах питания подпятника и подшипника. Задвижка 15 открывается только при промывке трубопроводов.
Работа системы автоматизирована: при подаче импульса на пуск гидроагрегата открывается задвижка 12 на сливном трубопроводе от маслоохладителей подпятника и подшипника и включается насос 5. После появления потока охлаждающей воды дифманометры разрешают пуск агрегата и отключают насос.
Перед включением агрегата под нагрузку открывается одна из задвижек 10 или 11, при нагревании воздуха до 40 °C открывается вторая задвижка. После остановки гидроагрегата задвижки 10, 11 и 12 закрываются. При снижении подачи охлаждающей воды на маслоохладители ниже допустимой нормы дифманометрами включается предупредительная сигнализация. При понижении давления воды в напорном трубопроводе питания воздухоохладителей электроконтактный манометр 13 также включает сигнализацию.
На рис. 7.7 показана агрегатная схема эжекторного технического водоснабжения гидроагрегата мощностью 640 МВт,- работающего при колебаниях напора от 175 до 220 м. Общий расход воды на охлаждение одного гидроагрегата составляет 2600 м’/ч при температуре воды 16 °C.
Водозаборы осуществлены из нижнего бьефа ГЭС через деаэраторы 7; питание эжекторов 6 и 23 осуществляется из спиральных камер турбин по трубопроводам с задвижками 8 и 22. Эжекторы регулируемые, подача каждого до 2000 м’/ч.
Эжектор 23 подает воду через фильтр 21 к воздухоохладителям генератора 20. Второй такой же эжектор 6 обеспечивает водоснабжение через фильтр 4 маслоохладителей подпятника 15, генераторного подшипника 14, теплообменников внутрипроводникового охлаждения статора генератора 9, подшипника турбины 3.
Вода, охладившая теплообменник статора, поступает к маслоохладителям 9 главных трансформаторов, охладителям выпрямителей 27, корпусам аппаратного генераторного комплекса 17 и кондиционеру И-
Контроль за поступлением охлаждающей воды к охлаждающим устройствам осуществляют дифманометры-расходомеры, подключенные к измерительным шайбам 2, 5, 12, 13, 26, и электроконтактные манометры 16 и 19.
Схемой предусмотрен переход на водоснабжение всех охлаждающих устройств гидроагрегата одним из эжекторов во время непредвиденного ремонта второго эжектора или его фильтра при работающем гидроагрегате.
I*
Предусмотрено также объединенное водоснабжение двух соседних агрегатов по соединительному трубопроводу с заявих: кой 25.
Задвижка 18 открывается для про мывки трубопроводов по мере необходи мости. Переливное устройство 28. располагаемое несколько ниже уровня масли в расширителях трансформаторов, предо' вращает превышение давления воды нал давлением масла в маслоохладителях. Предохранительные устройства 24 предот-
УУ
вращают повышение давления воды в системе технического водоснабжения сверх допустимого при каких-либо ошибочных переключениях.
Гидроклапан / открывает резервную подачу воды к подшипнику турбины из противопожарной магистрали ГЭС при недостаточном водоснабжении по основной линии.
При поступлении команды на пуск агрегата автоматически открывается задвижка 8 и вода от эжектора 6 одновременно поступает к потребителям 3, 9, И, 15, 17 и 27.
При наличии достаточной подачи воды к каждому из потребителей (контролируется соответствующими дифманометрами- расходомерами) проходит импульс на открытие направляющего аппарата турбины и затем на включение возбуждения генератора. Перед набором нагрузки открывается задвижка 22 и вода от эжектора 23 поступает к воздухоохладителям. К маслоохладителям трансформаторов 9 вода поступает после открытия соответствующих задвижек 10 после набора нагрузки и прогрева масла.
После остановки агрегата закрываются задвижки 8, 10 и 22 и подача воды прекращается.
Пример схемы общестанционного насосного технического водоснабжения показан на рис. 7.8. Эта система обслуживает четыре гидроагрегата, требующих суммарной подачи охлаждающей воды 2000 мУч. Предусмотрена установка трех насосов 1 с подачей по 1000 м’/ч, из которых один (любой) является резервным.
Водозаборы каждого из насосов независимые, непосредственно из нижнего бьефа ГЭС. Все насосы подключены к двум параллельным магистралям, в начале каждой из которых имеется сетчатый фильтр 2. Пропускная способность магистрали и каждого из фильтров достаточ- 100
Схема насосного технического водоснабжения
на для охлаждения всех гидроагрегатов при отключении второй нитки.
От магистралей выполнены отводы 3 к каждому гидроагрегату.
При пуске первого гидроагрегата автоматически включается один из рабочих насосов, подача которого достаточна для охлаждения двух гидроагрегатов. При пуске третьего гидроагрегата включается второй рабочий насос. В зимний период для охлаждения всех четырех гидроагрегатов достаточно работы одного насоса.
7.3. ГИДРАВЛИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫСИСТЕМЫ ТЕХНИЧЕСКОГО
ВОДОСНАБЖЕНИЯ
Каждая система технического водоснабжения состоит из источника водоснабжения и распределительной сети с потребителями воды. Работа системы определяется характеристиками источника водоснабжения и сети.
Для установившегося режима работы системы должны быть выдержаны балансы подачи и напоров источника водоснабжения и сети.
Характеристика источников водоснабжения определяется для самотечной системы располагаемым давлением (напором), т. е. разностью уровней верхнего и нижнего бьефов ГЭС или ГАЭС и их колебаниями; для насосной и эжекторной систем — характеристиками насосов или эжекторов и колебаниями уровня в водоемах, из которых осуществляется водозабор.
Характеристика сети определяется зависимостью гидравлического сопротивления (потерь давления) от подачн воды, необходимой для работы каждого из потребителей. При данной подаче необходимое давление в системе определяется разностью значений удельной энергии в начале и конце сети и потерями энергии на преодоление сопротивления по пути движения воды от поверхности водозабора до поверхности выброса отработанной воды.
Элемент сети
Схема элемента
Коэффициент сопротивления
Решетка водоприемная
I F i и I
FofF. . . 0,40.50,60,70,8
С 63.82.21,30.8
Колено прямоугольное: крутозагнутое
d, мм...100125150200250
С 0,170,180,190,210.28
d, мм...300400500600
£ 0,40,390.40,45
сварное
d, мм...100125150200250
Г 0.260,270,290,320.42
d, мм...300400500600
£ 0.60,60,60,68
Поворот потока на угол:
резкий
-
а град,« .304050607080
С*.0,20,30,40,50,70,9
плавный
R
ILLI
oC
dllR. . . 0,20,30,40,50,60,7
5 0.140,160,210.290,440,66
Таблица 7.2. Коэффициенты местного гидравлического сопротивления
Тройник равнопроходный
С-0.1
;—о.5
С-1
С-1.5
С-1.4
С-15
С—3
Продолжение табл. 7.2
Элемент сети
Схеме элемента
Коэффициент соаротвелекне
^ Ь~|Ъ
Q1/Q1 . .005 0,4 0,6 0,8 0.9 1
G-, . . . — 15 —0,4 0,08 0,47 0 72 0,91 1
f - i
Cl—I . . .0,040,17 0.3 0.41 0.51 0,56 0,6
4$ Чг
Ct-t я Сз—» отнесены к скорости о>
Тройник разно-
проходной
Of U!(?,
Qi/Qi . . 0050.4 0.6 0,8 0,9 1
».i-L)r4".
Ci-J. . . 0,95 0,88 0,89 0,95 1,10 1,13 1,15 (1-2 . . . 0.04 —0,08 —0,05 0.07 0.21 0,30 0,35
4s vj
С, .* и (|_j отнесены к скорости о,
Задвижка
С —0,15
Вентиль
Оу .... 152040 80 100 150 200
£ 10.83 4,94 4,1 4.4 4.7
Клапан обратный
С •• 1Л
Диафрагма расхо-
FV^TP • • • 0.3 0.4 0.5 06 0,70,8
домерная
^р^тр I ^д
£..... 18 4 8,2 420.970,41
Гидравлическое
сопротивление сет
и, реннего диаметра можно ориентировочно
как известно из законов гидравлики, про- определить по формуле
порционально квадрату скорости, а зна-
чит, и квадрату подачи. Оно определяется_, L
по формуле
(7.6)
_ 10о*
А **
2g *^^ где А —опытный коэффициент, равный 0,03
для труб диаметром 100 мм и меньше, 0.025
где h — гидравлическое сопротивление, для тРУб диаметром свыше 100 до 250 мм.
кПа, ( — безразмерный коэффициент со °Д2 для труб диаметром свыше 250 до
противления; о — скорость воды, м/с. £=600 мм; d— внутренний диаметр трубы.
« 9.81 —ускорение
свободного падения, м* ^ — длина трубы, м.
м/с1.
Для предварительного проектирования
Различают гидравлическое сопротивле- технического водоснабжения рекомендуется
нне местное я на трение по длине трубе
). скорость воды в трубопроводах, м/с:
проводов.
Значения коэффициента местного со- Насосная система 1,5—2
противления, связанных с изменением на- Самотечная система при напо-
правления или скорости потока, даны
вре ГЭС:
табл. 12.
до 15 м 1.5
Коэффициент сопротивления по длине15—60 м 1,5—7
трубопровода в зависимости от его enyi
г-свыше 60 м До10
102
Эжекторная система при напоре свыше 100 м: на линии подачи рабочей воды До 10
на линии подсасываемой водыОколо 1,5
в остальной части системы 1.5—5
Диаметр трубопровода по известной подаче и намеченной скорости воды определяется по графику на рис. 7.9.
Характеристика сети определяется на основании гидравлического расчета в в случае необходимости корректируется изменением диаметров труб на отдельных участках. Для определения отношения v^l^g можно пользоваться номограммой на рис. 7.10.
Для самотечно-сифонных систем технического водоснабжения необходимо проверять предельно допустимый вакуум в охладительных устройствах агрегата по формуле
^вак ” ^ат " ^н. п Ю. (7.7)
где Нм*—допустимый вакуум, кПа; Нат — атмосферное давление на уровне машинного зала ГЭС или ГАЭС, кПа; /i*. п — давление водяных паров, насыщающих пространство при максимальной температуре охлаждающей воды, кПа (рис. 7.11); 10 — рекомендуемый запас давления, кПа.
Для уменьшения вакуума необходимо увеличить гидравлическое сопротивление
сливной линия от охладителей, например, путем установки дроссельной шайбы или регулирующего клапана.
Ниже дается пример гидравлического расчета системы технического водоснабжения по расчетной схеме на рис. 7.12.
Пример 7.1. Определить гидравлическую характеристику системы технического водоснабжения гидроагрегата. Исходные данные: мощность гидроагрегата 107 МВт; напор ГЭС 10,5—19,5 м; напор расчетный по мощности 16,5 м; температура охлаждающей речной воды 2—16 °C; подача н гидравлическое сопротивление при максимальной температуре воды 16 °C: воздухоохладителей генератора — 400 ма/с и 30 кПа, маслоохладителей подпятника — 40 м3/с и 40 кПа, маслоохладителей подшипника — 30 м3/с и 2,5 кПа.
Питание системы принято самотечное, индивидуальное для каждого гидроагрегата с тремя водозаборами из спиральной камеры гидротурбины. Один водозабор обеспечивает подачу воды к воздухоохладителям и теплообменнику системы возбуждения генератора, второй — к маслоохладителям подпятника- и подшипника, третий является резервным. Гидравлическое сопротивление каждой из параллель ных линий питания потребителей выбирается по табл. 7.3.
На рис. 7.13 даны характеристики сети и расгюлагаемые напоры при минимальном уровне верхнего бьефа. Из рисунка видно, что необходимая подача воды на охлаждение гидроагрегата обеспечивается даже 103
OOSE OOSZ OOOZ OOSl 0001 OOI 003 OS* OSE OSZ 001 OSISZI 00106 OSOSOSSt 00 0£ SZZ Sil SZl 016 8 1OOSE OOSZ OOOZ OOSl 0001 OOI 003 OS* OSE OSZ 001 OSISZI 00106 OSOSOSSt 00 0£ SZZ Sil SZl 016 8 1Рис. 7.11. Давление водяных паров, кПа, в зависимости от температуры водыРис. 7.11. Давление водяных паров, кПа, в зависимости от температуры воды29'29'Подшипник30Подшипник30МинУВБ^Ог 19.МинУВБ^Ог 19.Подпятник^29 йПодпятник^29 йтт3131181829 УНБ7.529 УНБ7.5Рис. 7.12. Расчетная схема системы технического водоснабжения Ц—35 — расчетные точки)Рис. 7.12. Расчетная схема системы технического водоснабжения Ц—35 — расчетные точки)
OOSE OOSZ OOOZ OOSl 0001 OOI 003 OS* OSE OSZ 001 OSISZI 00106 OSOSOSSt 00 0£ SZZ Sil SZl 016 8 1
OOSE OOSZ OOOZ OOSl 0001 OOI 003 OS* OSE OSZ 001 OSISZI 00106 OSOSOSSt 00 0£ SZZ Sil SZl 016 8 1
Рис. 7.11. Давление водяных паров, кПа, в зависимости от температуры воды
Рис. 7.11. Давление водяных паров, кПа, в зависимости от температуры воды
29'
29'
Подшипник
30
Подшипник
30
МинУВБ^Ог 19.
МинУВБ^Ог 19.
Подпятник^
29 й
Подпятник^
29 й
т
т
31
31
18
18
29 УНБ7.5
29 УНБ7.5
Рис. 7.12. Расчетная схема системы технического водоснабжения Ц—35 — расчетные точки)
Рис. 7.12. Расчетная схема системы технического водоснабжения Ц—35 — расчетные точки)
при минимальном напоре ГЭС и максимальной температуре охлаждающей воды.
При напоре ГЭС выше минимального и работе гидроагрегата с частичной нагрузкой при сезонных понижениях температуры речной воды подачу ее через охладительные устройства можно снизить созданием дополнительных гидравлических сопротивлений на сливных линиях с использованием специального регулирующего устройства. Этим же устройством может устраняться избыток вакуума в сливных линиях.
Рис. 7.13. Характеристика системы технического водоснабжения (к примеру 7.1):
пьезометрические линии воздухоохлади-телей генератора; —.подпятника генератора;подшипника генератора; ДА — дополни-тельное сопротивление для регулирования рас-хода воды; /—34 — расчетные точки (см.рис. 7.12); Г—34* — точки на пьезометрическихлиниях
104104
104
104
. 105
Таблица 7.3. Расчет гидравлического
Участок провода
элементов трубопровода
По длине
-0.025 -1
It
10 — 2g
кПа
1 ^ ^ X
сопротивления (к примеру 7.1)
-2£х|<-
кПа
Лини* водоснабжения
1-2
500
400
0,57
0,18
15
2-3
300
400
1,57
17
0,1
4X0.4
3-4
250
400
2,26
3
0,1
2X0,28
2X0.15
4—5
200
200
1.77
1.3
13
5-6
200
166,7
1.47
4,6
0,44
6-7
200
133,4
1.18
4,6
056
7-8
200
100
0,88
4,6
0,77
8—9
200
668
0.59
4,6
1.25
9—10
200
33,4
0,295
4,6
3
10-11
100
33,4
1.18
2.0
2X0.17
0.15
11-12*
12-13
100
33,4
1,18
2.0
2X0,17
0.15
13-14
200
33.4
0,295
4.6
14—15
200
66,8
0,59
4.6
0 52
15—16
200
100
0,88
2,1
0.42
16-17
200
200
1.77
23
2X0,21
2X0.15
3
17—18
250
200
1,13
11
0,25
0,28
Линия водоснабжения масло
19-20
350
70
0.2
0,11
15
20-21
200
70
0,62
19,5
0,1
4X0.21
21—22
150
70
1,1
1
0,1
0,15
22-23
250
70
0,4
—
0,38
•
23—24
150
70
1.1
1
0,36
0.15
24—25
100
40
1,41
12
0,17
0,15
1,5
25-26
80
20
1.1
0,6
0,17
15
26-27"
27-28
80
20
1.1
0,6
0,17
0,15
28—29
100
40
1,41
27,7
2X0.17
0,15
3
29-30
150
7J
1.1
1
0,25
0,15
05
30—31
200
70
0.62
12
0,25
2X0.21
Линия водоснабжения масло
19-20
350
70
0.2
0,11
18
20-21
200
70
0,62
19.5
0,1
4X0,21
21-22
150
70
1,1
1
0,1
0,15
22-23
250
70
0.4
0,38
23—24
150
70
1.1
1
0,36
0,15
24—22
100
30
1,06
7
0,17
0,15
1,5
32—43
70
15
1.08
7
0.17
15
33 -34"*
34-35
70
15
1.08
7
0,17
015
35 — 29
100
30
1,06
35,6
5X0.17
0,15
29—30
150
70
1,1
1
0,25
0,15
05
30—31
200
70
0,62
12
0.25
2X0.21
• Воздухоохладитель.
•• Маслоохладители подпятника.
Маслоохладители подшипника.
Применение. Для линии водоснабжения воздухоохладителей потери в напорной линии 23,51 кПа 12.63 и 12.07 кПа. для линии водоснабжения маслоохладителей подшипника — 10,25 и 9,69 кПа. ''
воздухоохладителей
67,4
3
1
1
U.007 1.42 0,3
1,807
3.12
4.26
0,02 1,25
2,6
0.04 3,9
11,1 3.0 1.3
1.0 0,6 0,4 0,15 1.77
0,3 0,2
0,16 0.58
1.86
1,22
1,6
1,1
0,2
0,58
1,34
0,7
0.2 0,2
0.58
0,58
1.55
2,03
0,4 0,18
1.4
0,2
0.58 0.5
3,78
2,49
0,04 0,71
1.15
1,0
0.2 02
0.5 0,58 0.58 0,26 2,87
1.1
0,99 1,93 1,3 0.68 6,8 2,63
0,71 0,04 0,18 0,4 1,6 0.65
30 0,7 0,08 0,23 0,27
10,9 1.7
охладителей подпятника
64,7
0.007
1.807
0,02
0,04 0,67
2.44
3.38
0.2
3
5
0.17
0.17 3
0,42 3,38 0,68
9.82
0.6 0.1 0,6 1,0
0,25 0,34 0,41 9,8
0,19
1.86
0,6
М2
0,15
0,19
0.66
0,6
40
0,4
10,4
6,92
1041
1,0
0,17
1.07
0,6
0,64
1.5
3.17
0,2
0.63
охладителей подшипника
22.67
1
0,007
1.81
0.02
0,04
з
2 44 0.17
3,38
0,42
0,2 0.6
Q 67 0,25
5+5
0.17 1.75
3.28
0.68
10,07
dl 0,6 0.6
054 0,41 6,04
2.5
4.17
0,6
2,5
1,0
15
2.5
8,9 0.17
1.5
457
9.9
1.07
3,17
0,6 0,6 0,6 0.2
2.53 2.56 5.94
0 76 0,63
в сливной линни 13,9 кПа, для ^имин
ьодосиаОженмя
млслиохладн i слей
подпятника
соответственно
Для зарядки г ждения верхнего ю, в период пуска ги мальном уровне вс| ся небольшой насос, чается.
7.4. ОБОР ДЛЯ ТЕХ
ВОДОСП
Насосное оборуд нического водоснабя применяются прсиму
кЬпнл в системе охля- ин»
„.р,,горного подшипника сосы д^устоо^ одностУпс»чатые на- |роигрсгата при мини- луспимльим» пВХ0Да ТИПа Д с "о- '
„ичо бьефа включает- kSВ0ДЫ к Рабочему
который затем отклю- разъем Konnv™ „ ИМСЮТ горизонтальный качения„«“«^«“e подшипники
УДОВАНИЕот™^Пр Л Насоса осуществляется
НИЧЕСКОГОрез упру^ю’мГу*^Я Лрех*азного тока че-
ЛБЖЕНИЯ^ется = сборе с* элект^дв^^^
шнкие. В системах тех- или пане*1886™ НВ *Ундаментной плите «пня ГЭС и ГАЭС
ш-стненно центробеж- дады „ В”^ Д7аНЫт насосных агрегатов
в табл. 7.4. Типоразмер насосного
1 «блица 7.4. Параметры насосных агрегатов
Типоразмер насоса
у
Ц:Г
X
2 5
Ц «
* 1
о Я
: у «
I, 1 gj о S3
* 8 S
4 xt ж $:
= 51 ° S
я |лу патрус
3 КОВ. ММ
« 5 5ш
- U?a о у 5
3 ?ам 5
8 555 =
5е
। Габариты агрегата (длина X ширина X высота), м
= в
4^ £|х"
Д200-95
Д200-95а
280
255
НН
ЕЭС
145
0 3,5
0,3
15(
юс
14»'
524
1,5X0,64 X 0,71
Д200-36
Д200-36а
Д200-366
350
320
300
200 ИН» 180
3,6
2,9
2,5
145
5,5
3 5,5 5
0,3
15С
125
37”
760
1,63 X 0,8 X 0,8
Д320-50
Д320-50а
Д320-506
405
365
340
320
300
300
5 3,9
3
145(
4,5 4
4
0,3
| 200
150
75” 55*’ 45”
1233
1038
923
1,81 X 0,97X0,9 1.67X0,97X0,9 1ДЗ X 0,97 х 0,89
Д500-65 Д500-65а Д500-656
465
432
390
500
450
420
6,5
5.5
4.5
1450
4.5
| 0,3
250
150
160”
132”
100”
2103
1905
1680
2,43X0,97X1,06
2,56X0,97X1,05
2,16X0,97X0,98
Д630-90
Д630-90а
Д630-906
525
490
450
500 4(41 420
3.6 3
2.4
960
5
0,3
250
200
ПО” 75” 55°'
2279
2,4 X 1,26 X 1.08
Д800-57
Д800-57а
Д800-576
432
405
360
800
750
660
5.7
4,8
3,8
1450
4
0.3
300
250
200е3 132”
110”
2270
2260
2180
2,42X1,26X1,08
2,13X1,16X1,05
2,52X1.16X1,05
Д1250-65 Д1250-65а Д1250-656
460
430
390
800 75<'
600
2,8
2,3
1.8
960
4,5
0.3
350
300
НО” 75” 55”
2517
2537
2290
2,28X1,21X1,17
2,29X1,39X1,11
1.17X1,39X1.11
Д1600-90 Д1600-90а Д1600-906
540
515
460
0А1
975
850
4
3.5
2.7
960
4
0.3
400
350
160” 132” НО”
4630
2.98X1,65X1.38
Д2000-21
460 2CW
460 1250
2.1 ,4
980
730
5
3
0,2
500
400 -
160” 110”
3391
3218
2,87X1.35X1,44
2.68X1,35X1,44
Д2000-216
425 1
425 1
SA’ 15с'
,6 .1
980
730
5
3
ПО” 55” С
1391
218
2,87X1,35X1,44
2,68X1,35X1,44
Д2500-62
Напря 6000; 6000 В.
700 2
700 2 жени с
W 6.2980
XV 13.4 1 730
якхтродвигател
7 С 1I
5.50,2500
я соответственно
300
3CV360
500*67
250”6
220/380 и
722 I 3,56X2,08X1,74
622 J 3,48X2,08X1,64
380/600; 380/600; 380/600 в
108
«оо
Рис. 7.14. Нерегулируемый эжектор
агрегата может предварительно выбираться по таблице. В дальнейшем проверяют, чтобы требуемые режимы работы не выходили за пределы рабочей части графической характеристики насоса. При расположении насоса над уровнем водоема, забирается вода, должн бескавитационная работа режимах.
. из которого должна обеспечиваться
насоса при всех
Допустимую геометрическую высоту всасывания насоса (разность отметок оси насоса и уровня воды), м, при нормальных условиях, т. е. атмосферном давлении 0,1 МПа и температуре воды 20 °C, определить по формуле
^вс = 10 — 0.1Лп — ДА^
можно
(7-8)
где ha — суммарное гидравлическое тивление во всасывающей линии при максимальной 'подаче, кПа; ДА, — нимальио допустимый кавитационный пас, м (предварительно определяется по табл. 7.4 и уточняется по графической рактеристике насоса).
При расположении объекта в местности, где атмосферное 0,1 МПа, а -
сопро-насоса
ми-за-
да
имисферное давление ниже . _ также' при температуре воды выше 20 °C допустимая высота всасывания должна быть соответственно откоррех- ТИПОВЯЯЛ,
тирована.
Пример 7.2. Определить допустимую высоту всасывания для насоса Д800-576 при подаче 800 м’/ч, давлении 3,3 МПа, температуре воды 20 °C и атмосферном давлении 0,1 МПа. Допустимый кавитационный запас 4 м Гидравлическое сопротивление во всасывающей линяя 20 кПа.
По формуле (7.8) определяем Я^ м:
Ям =. 10 — 0.1 • 20 — 4 — 4.
Применение насосов и их уточнении* данные подлежат при рабочем проектировании согласованию с предприятием-разработчиком. При установке насоса горизонтальные переходные патрубки, присоединяе
мые к всасывающему и напорному патрубкам насосов от соответствующих трубопроводов большего диаметра, во избежание образования воздушных мешков должны выполняться в виде несимметричных конусных переходов, расширением направленных вниз для всасывающего трубопровода и вверх для напорного трубопровода. Длина переходных патрубков должна быть в 5—7 раз больше, чем разность соединяемых диаметров.
Наиболее целесообразно располагать насосы технического водоснабжения в помещениях, где при любом уровне водоема, из которого берется вода, насосы будут находиться под заливом без установки приемных клапанов. Если это невозможно, то следует применить надежные автоматические устройства для заполнения водой всасывающей линии при пуске насоса, например вакуум-насосы, эжекторы и др.
Эжекторы. Для систем технического
водоснабжения применяются руемые, так и '
как нерегули- более сложные регулируемы эжекторы. Последние целесообразно применять на объектах, где требуется значительное изменение подачи при больших колебаниях напора ГЭС и значительных сезонных изменениях температуры охлаждающей воды. При этом среднеэксплуатационный КПД регулируемого эжектора, естественно, выше, чем у нерегулируемого [12]. Эжекторы для систем технического водоснабжения серийно не изготавливаются, в связи с чем приходится размещать заказы на их изготовление по индивидуальным проектам.
На рис. 7.14 показан нелегулируемый эжектор с соплом диаметром 72 мм и смесительной камерой диаметром 170 мм. При давлении рабочей воды 1,94 МПа и подсасываемой воды 0,13 МПа эжектор обеспечивает подачу 1900 м’/ч давлением 0,4 МПа.
На рис. 7.15 показан регулируемый эжектор с соплом диаметром 75 мм и смесительной камерой диаметром 170 мм, ход иглы 50 мм.
Рис. 7.15. Регулируемый эжектор
Регулируемый эжектор предназначен для работы в диапазоне значений давления: рабочей воды 0.7—2,3 МПа, подсасываемой воды 0,13—0,25 МПа.
На Саяно-Шушенской ГЭС эжектор использовался в пусковой период при работе агрегатов ГЭС в условиях частичной готовности плотины при напоре 60 м.
При минимальном давлении рабочей воды 0,55 МПа, подсасываемой волы 0,14 МПа и при полном открытии иглы подача достигала 750 м’/ч при давлении 0,25 МПа.
Рис 7.16. Фильтр конструкции ПО ЛМЗ 110
В настоящее время этот же эжектор обеспечивает систему технического водоснабжения гидроагрегата мощностью 640 МВт при эксплуатационных напорах от 175 до 220 м.
При максимальном давлении рабочей воды 2,3 . МПа и подсасываемой воды 0,19 МПа при полном открытии иглы подача достигает 1800 м’/ч. давление 0,5 МПа. При закрытии иглы плавно уменьшается подача я соответственно падает давление.
Эжектор оснащается стандартным электроприводом от задвижки для днетан ционяого или автоматического перемещения иглы при необходимости изменения подачи воды.
Все эжекторы при работе создают большой шум, их следует располагать в специальном помещении, удаленном и изолированном от тех помещений, где работают люди, например в потернах над отсасывающими трубами турбин. Кроме того, эжекторы должны быть надежно закреплены и. желательно, помещены в шумоизо- лнруюшие футляры.
Фильтры. Наибольшее распространение в системах технического водоснабжения получили сетчатые фильтры различных типов.
Фильтр конструкции ПО ЛМЗ типа ФС (рис. 7.16) имеет три типоразмера (табл. 7.5). Фильтрующим элементом является поворотный барабан, разделенный на восемь секторов. Поочередно один из секторов устанавливается над отверстием в дне фильтра, сообщенным со сливным трубопроводом, что обеспечивает промывку сетки обратным потоком воды. Поворот барабана производится периодически рукояткой на его осн.
При сравнительно чистой воде задвижка на трубопроводе промывки может открываться только по мере засорения фильтрующих сеток.
Фильтр конструкции Гидропроекта типа Ф (рис. 7.17) разработан на шесть типоразмеров (табл. 7.6). Рабочее давление фильтров 0,6 МПа. Фильтрующим элементом является конический стакан с мно-
Типоразмер фильтрамК.DT ммПодача*, м’/чРазмеры фильтра, ммМасса (без воды), кгDtD,°УdВ,В,НхЯ,я,ФС148-681,680363552734024170330725130360114ФС250-10,5250352760620100354507401200210485672ФС4О0-11,02503527806301003645074012092104857200,15400970110092015042600106017243007359400,6400970110092015042600106017243007351253Типоразмер фильтрамК.DT ммПодача*, м’/чРазмеры фильтра, ммМасса (без воды), кгDtD,°УdВ,В,НхЯ,я,ФС148-681,680363552734024170330725130360114ФС250-10,5250352760620100354507401200210485672ФС4О0-11,02503527806301003645074012092104857200,15400970110092015042600106017243007359400,6400970110092015042600106017243007351253Таблиц* 7.5. Параметры фильтров типа ФСТаблиц* 7.5. Параметры фильтров типа ФС• Подача указана для скорости в патрубках 2 м/с.Примечание. Гидравлическое сопротивление для всех типов фильтров 4 кПа.• Подача указана для скорости в патрубках 2 м/с.Примечание. Гидравлическое сопротивление для всех типов фильтров 4 кПа.
Типоразмер фильтра
мК.
DT мм
Подача*, м’/ч
Размеры фильтра, мм
Масса (без воды), кг
Dt
D,
°У
d
В,
В,
Нх
Я,
я,
ФС148-68
1,6
80
36
355
273
40
24
170
330
725
130
360
114
ФС250-1
0,5
250
352
760
620
100
35
450
740
1200
210
485
672
ФС4О0-1
1,0
250
352
780
630
100
36
450
740
1209
210
485
720
0,15
400
970
1100
920
150
42
600
1060
1724
300
735
940
0,6
400
970
1100
920
150
42
600
1060
1724
300
735
1253
Типоразмер фильтра
мК.
DT мм
Подача*, м’/ч
Размеры фильтра, мм
Масса (без воды), кг
Dt
D,
°У
d
В,
В,
Нх
Я,
я,
ФС148-68
1,6
80
36
355
273
40
24
170
330
725
130
360
114
ФС250-1
0,5
250
352
760
620
100
35
450
740
1200
210
485
672
ФС4О0-1
1,0
250
352
780
630
100
36
450
740
1209
210
485
720
0,15
400
970
1100
920
150
42
600
1060
1724
300
735
940
0,6
400
970
1100
920
150
42
600
1060
1724
300
735
1253
Таблиц* 7.5. Параметры фильтров типа ФС
Таблиц* 7.5. Параметры фильтров типа ФС
• Подача указана для скорости в патрубках 2 м/с.
Примечание. Гидравлическое сопротивление для всех типов фильтров 4 кПа.
• Подача указана для скорости в патрубках 2 м/с.
Примечание. Гидравлическое сопротивление для всех типов фильтров 4 кПа.
жеством отверстий диаметром 4 или 6 мм. Этот стакан для чистки может быть вынут из корпуса фильтра, для чего снимается крышка фильтра с помощью подъемно-поворотного устройства.
В нижней части корпуса имеется трубопровод для периодической промывки фильтрующего элемента обратным потоком
Рис. 7^17. Фильтр конструкции Гилро- проекта
воды. При этом фильтр отключается от источника водоснабжения. На подводящем и отводящем патрубках фильтра устаньв- лены показывающие манометры с трехходовыми кранами. В крышке фильтра имеется пробно-спускной кран D, = 15 мм.
Задвижки. В системах технического водоснабжения наибольшее распространение получили фланцевые задвижки, предназначенные для закрытия и открытия проходных отверстий трубопроводов и частично для регулирования подачи воды к потребителям. Применяются в основном более надежные параллельные задвижки. Нормально открытые ремонтные задвижки могут использоваться с клиновыми затворами.
Задвижки, участвующие в процессе автоматизации работы гидроагрегатов и общестанционного оборудования, а также задвижки диаметром 250—300 мм и более, требующие больших усилии для их открытия и закрытия, необходимо снабжать электро- или гидроприводами.
Во избежание гидравлического удара необходимо проверять приемлемость скорости закрытия задвижек и в случае необходимости заменять редуктор электропривода или ставить дроссель в гидроприводе.
Продолжительность закрытия задвижки, при котором давление в трубопроводе не превышает предельно допустимого, можно ориентировочно определить по формуле
т Ю/оо / Н N Ha-hT '
где Т,— продолжительность закрытия задвижки, с; / — длина трубопровода, м;
0о — скорость воды в трубопроводе до начала закрытия задвижки, м/с; Н — пр*- дельно допустимое давление в трубоиро-
Таблица 7.6. Параметры фильтров типа Ф
Гидравлическое сопротивление, кПа, при диаметре отверстий в сетке, мм
Размеры фильтра, мм
Типоразмер фильтра
Подача,
в чистом фильтре
при засорении 50%
Масса (без воды).
4
6
4
6
Оу
О,
А
d
В,
в,
в.
в.
н.
н.
Н»
н<
н.
Ht
ф^х0'6
50
4,6
3,6
6,0
4,6
100
80
370
273
18
300
60
50
80
450
130
440
по
766
60
89
100
4,2
3,2
5,5
4,1
150
80
435
325
18
300
80
50
80
590
150
570
130
920
60
151
200
4,5
3,4
5,8
4,4
200
100
535
426
20
360
ПО
60
80
790
180
760
170
1150
90
235
400
700
5,8
7.6
4,8
6,6
7,6
9,9
6,2
8,5
250
300
100
100
640
860
530
720
20
23
420
530
130
220
60
80
100
120
1100
1350
210
240
990
1230
.270
310
1525
1815
50
30
360
673
1000
8,2
7,2
10,7
9,3
400
150
975
820
23
590
250
90
160
1570
270
1440
340
2055
60
980
А1000„_, ф 500"Х 016
1500
7.2
6.1
9,3
7,9
500
200
1175
1020
23
700
300
100
160
1880
330
1770
380
2340
140
1525
фИОО
500 А 1
2000
8,1
7,0
10,5
9,2
500
300
1275
1120
23
900
300
120
180
2580
400
2500,
400
3190
180
2023
Рис. 7.19. Определение диаметра отверстия в диафрагме для трубы О, = 100
воде, кПа; Но — первоначальное давление в трубопроводе, кПа; Л, — потери давления на трение в трубопроводе при скорости ио, кПа.
Задвижки с электроприводом выпускаются промышленностью для трубопроводов с условным диаметром. 100 мм и более. В системах технического водоснабжения обычно применяются задвижки с выдвижным шпинделем, в которых ходо-
Таблица 7.7. Параметры задвижекс электроприводом
Тип задвижки
°У
ЗОчЭОббр
30с9б4нж
Ру.МПа
Н,
Ру.МПа
Н,
Масса.
100
150
200
250
300
400
500
230
280
330
450
500
600
681 801
1054 1189 1324 1694
75
112
183
242
310
500
2.5
2,5
2,5
400
500
700
1225
1590
2484
264
560
1588
вой узел расположен вне рабочей среды, в связи с чем его легче обслуживать. Это обеспечивает большую их надежность по сравнению с задвижками, имеющими невыдвижной шпиндель.
Задвижки могут устанавливаться на горизонтальном трубопроводе шпинделем вверх или горизонтально (при этом требуется дополнительная опора под апек- тропривод). При установке задвижки на вертикальном трубопроводе также требуется опора под электропривод. Параметры некоторых задвижек даны в табл. 7.7.
Расходомерные устройства. В качестве расходомеров в системах технического водоснабжения ГЭС и ГАЭС обычно применяются дисковые диафрагмы в комплекте с дифманометрами.
Диафрагма создает местное сужение потока, вследствие чего часть потенциальной энергии давления здесь переходит в кинетическую. Средняя скорость потока в суженном сечении повышается и статическое давление в этом сечении становится меньше, чем до диафрагмы. Разность этих давлений пропорциональна подаче протекающей по трубопроводу воды н может служить мерой расхода.
В зависимости от номинального перепада давления выбранного дифманометра
и диаметра трубопровода подбирается диаметр диафрагмы (рис. 7.18—7.21). Обычно применяются дифманометры на перепад давления 25 или 40 кПа с учетом запаса по измеряемой подаче 25—30 % номиналь ного расхода по трубопроводу.
Рис. 7.18. Определение диаметра отверстия в диафрагме для трубы О, = 80
8 Под ред. Ю. С. Васильев»
Большую точность измерений имеют камерные диафрагмы, которые лучше, чем плоские, сглаживают искажения потока при его прохождении через колена, задвижки и другие местные сопротивления
Минимальная длина прямого участка от местного сопротивления до диафрагмы зависит от отношения площадей трубопровода н отверстия в диафрагме, обычно это (10-т-20)О, трубопровода. После диафрагмы длина прямого участка необходима не менее (5 4-7)0,. Регулирующие органы могут устанавливаться только на участке после диафрагмы.
Дисковые диафрагмы можно уставам ливать на горизонтальных, вертикальных или наклонных участках трубопроводов. Потеря давления в измерительной диафрагме не превышает 15—25 кПа (50— 60 % расчетного перепада давления).
Дифманометры рекомендуется устанавливать ниже диафрагмы, а соединительные линии прокладывать с уклоном вниз от диафрагмы. Для горизонтальных и наклонных трубопроводов в месте установки диафрагмы соединительные трубки присоединяются к нижней части диафрагмы Длина соединительных трубок не должна превышать 50 м. В тех случаях, когда необходима установка дифманометра выше диафрагмы, следует предусматривать в высших точках соединительных труб неболь шие бачки-воздухосборники и периодиче скн выпускать из них накопившийся воз дух. . .
<113
Рис. 7.20. Определение диаметра отверстия в диафрагме для трубы D^ = 125Рис. 7.20. Определение диаметра отверстия в диафрагме для трубы D^ = 125Наибольшему обрастанию дрейссеной горизонтальные плоскости подвергаются при скорости воды до 2 м/с; на наклонных и вертикальных плоскостях обрастание дрейссеной наблюдается при скоростях не выше 1 м/с. При скоростях течения более 2,5—3 м/с дрейссена не закрепляется н обрастание ею, как правило, не наблюдается.Личинки дрейссены находятся в толще воды водохранилища примерно 20 м от поверхности, причем максимальное их количество находится в штилевую погоду на глубине 5 м. В трубопроводах темп роста моллюсков в 2 раза выше, чем в водохранилище. Наибольшее количество дрейссены наблюдается в августе, наименьшее— в апреле — мае.Рекомендациями [22] предлагаются следующие испытанные средства защиты от обрастания дрейссеной, являющиеся безопасными для окружающей среды:поддержание вблизи подвергающихся обрастанию поверхностей скорости потока более 2 м/с;создание возможности промывки системы обратным потоком воды;создание возможности разборки системы трубопроводов для механической их очистки и промывки сильной струей;Наибольшему обрастанию дрейссеной горизонтальные плоскости подвергаются при скорости воды до 2 м/с; на наклонных и вертикальных плоскостях обрастание дрейссеной наблюдается при скоростях не выше 1 м/с. При скоростях течения более 2,5—3 м/с дрейссена не закрепляется н обрастание ею, как правило, не наблюдается.Личинки дрейссены находятся в толще воды водохранилища примерно 20 м от поверхности, причем максимальное их количество находится в штилевую погоду на глубине 5 м. В трубопроводах темп роста моллюсков в 2 раза выше, чем в водохранилище. Наибольшее количество дрейссены наблюдается в августе, наименьшее— в апреле — мае.Рекомендациями [22] предлагаются следующие испытанные средства защиты от обрастания дрейссеной, являющиеся безопасными для окружающей среды:поддержание вблизи подвергающихся обрастанию поверхностей скорости потока более 2 м/с;создание возможности промывки системы обратным потоком воды;создание возможности разборки системы трубопроводов для механической их очистки и промывки сильной струей;Рис. 7.21. Определение диаметра отверстия в диафрагме для трубы D, = 150Рис. 7.21. Определение диаметра отверстия в диафрагме для трубы D, = 150
Рис. 7.20. Определение диаметра отверстия в диафрагме для трубы D^ = 125
Рис. 7.20. Определение диаметра отверстия в диафрагме для трубы D^ = 125
Наибольшему обрастанию дрейссеной горизонтальные плоскости подвергаются при скорости воды до 2 м/с; на наклонных и вертикальных плоскостях обрастание дрейссеной наблюдается при скоростях не выше 1 м/с. При скоростях течения более 2,5—3 м/с дрейссена не закрепляется н обрастание ею, как правило, не наблюдается.
Личинки дрейссены находятся в толще воды водохранилища примерно 20 м от поверхности, причем максимальное их количество находится в штилевую погоду на глубине 5 м. В трубопроводах темп роста моллюсков в 2 раза выше, чем в водохранилище. Наибольшее количество дрейссены наблюдается в августе, наименьшее— в апреле — мае.
Рекомендациями [22] предлагаются следующие испытанные средства защиты от обрастания дрейссеной, являющиеся безопасными для окружающей среды:
поддержание вблизи подвергающихся обрастанию поверхностей скорости потока более 2 м/с;
создание возможности промывки системы обратным потоком воды;
создание возможности разборки системы трубопроводов для механической их очистки и промывки сильной струей;
Наибольшему обрастанию дрейссеной горизонтальные плоскости подвергаются при скорости воды до 2 м/с; на наклонных и вертикальных плоскостях обрастание дрейссеной наблюдается при скоростях не выше 1 м/с. При скоростях течения более 2,5—3 м/с дрейссена не закрепляется н обрастание ею, как правило, не наблюдается.
Личинки дрейссены находятся в толще воды водохранилища примерно 20 м от поверхности, причем максимальное их количество находится в штилевую погоду на глубине 5 м. В трубопроводах темп роста моллюсков в 2 раза выше, чем в водохранилище. Наибольшее количество дрейссены наблюдается в августе, наименьшее— в апреле — мае.
Рекомендациями [22] предлагаются следующие испытанные средства защиты от обрастания дрейссеной, являющиеся безопасными для окружающей среды:
поддержание вблизи подвергающихся обрастанию поверхностей скорости потока более 2 м/с;
создание возможности промывки системы обратным потоком воды;
создание возможности разборки системы трубопроводов для механической их очистки и промывки сильной струей;
Рис. 7.21. Определение диаметра отверстия в диафрагме для трубы D, = 150
Рис. 7.21. Определение диаметра отверстия в диафрагме для трубы D, = 150
Подробные требования к выбору и установке диафрагм изложены в «Правилах измерения расхода жидкостей и газов стандартными сужающими устройства- 1ми» (РД 50-213—80).
Наиболее часто на ГЭС применяются дифманометры-расходомеры типа ДМЭР. iдействующие на принципе преобразования
<перемещений чувствительной мембраны под
iдействием перепада давления воды в уни
фицированный выходной сигнал 0—5 мА.
Класс точности прибора 1,5» потребляемая мощность 8 В-А. Максимальное рабочее давление 40 МПа, температура (окружающей среды 5—60 вС, относительная
влажность не более 95 % при температуре 35 вС. Предельные номинальные значения перепада давления: 4; 6.3; 10; 16; 25; 40;
;63; 100; 250; 400; 630 кПа.
;При отсутствии постоянных расходо-
'мерных устройств с диафрагмами в си
стеме технического водоснабжения в периоды испытаний и наладки иногда применяются индукционные расходомеры в ■виде вставки в трубопровод/
Борьба с дрейссеной. На ГЭС, расположенных в европейской части СССР, оборудование систем технического водоснабжения подвержено обрастанию двустворчатым моллюском дрейссеной и некоторыми другими беспозвоночными животными. Это значительно затрудняет эксплуатацию трубопроводных систем и теплообменных аппаратов.
|фименение для труб малого диаметра материалов, наименее склонных к обрастанию, например медных или латунных (марок Л, ЛМш);
вести наблюдение в летние месяцы за заносом в систему технического водоснабжения велигеров дрейссены и своевременно принимать меры к их уничтожению здесь,
Например хлорированием технической воды, промывкой водой, подогретой до 40—60 °C. нанесение противообрастаюших лакокрасочных покрытий. например эмали марок ХС-522, ХС-79, ХВ-5153. на поверхности, предварительно очищенные, загрунтованные и защищенные стойкими противо коррозионными покрытиями.
Глава 8
ПРОТИВОПОЖАРНОЕ ВОДОСНАБЖЕНИЕТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ
ОБЪЕКТЫ АВТОМАТИЧЕСКОГОПОЖАРОТУШЕНИЯ
Объектами автоматического водяного пожаротушения на ГЭС и ГАЭС обычно являются синхронные машины — гидрогенераторы ГЭС н двигатели-генераторы ГАЭС, трансформаторы и реакторы мощностью более 63 MB-А, напряжением НО кВ и более, подпультовые этажи, кабельные сооружения (коридоры, шахты, галереи н пр.).
превышало 50 кПа. При этом коэффициент сопротивления отверстия принимается равным 0,61 при диаметре отверстия 3 мм.
Ориентировочный расчетный расход воды на пожаротушение через одно дренчерное кольцо разного диаметра для грубы с наиболее распространенным диаметром 50 мм при двустороннем подводе к нему воды и минимальном давлении перед наиболее удаленным дренчерным отверстием 0,25 МПа следующий:
Диаметр кольца, мм
8
9
10
12
14
16
18
Минимальное давление в точке подвода,
МПа
0,27
0,27
0,27
0,28
0,29
0,31
0,33
Расход воды, л/с
26
28
32
34
44
48
56
Перечень этих объектов регламентируется приказами Минэнерго СССР, а также правилами [10, 18].
Повреждение синхронных машин, вызванное пробоем их изоляции или нарушением пайки в лобовых частях, может вызвать пожар с тяжелыми последствиями. В качестве огнегасящего вещества в отечественных гидрогенераторах, двигателях- генераторах и вспомогательных генераторах, если таковые имеются в системе возбуждения главного генератора, используется вода—самое простое и эффективное средство, широко применяемое в различных системах пожаротушения.
Вблизи обмоток лобовых частей статора главного (вспомогательного) генератора или двигателя-генератора размещаются дренчерные кольцевые трубопроводы, в которых выполнены отверстия, иногда снабженные специальными насадками, ось которых направлена в сторону обмоток. Шаг отверстий принимается 80—100 мм, что обеспечивает плотные водяные струи, создающие водяную завесу. Давление воды перед дренчерным отверстием должно быть в пределах от 0,2 до 0,5 МПа. При установке насадок-распылителей давление может быть и больше. Кольцевой дренчерный трубопровод рассчитывается таким образом, чтобы гидравлическое сопротивление на участке между местом подвода воды и наиболее удаленным от него отверстием не
Конструкция и размеры дренчерных трубопроводов определяются предприятием- поставщиком синхронной машины н им же окончательно определяются давление и расход воды на пожаротушение. Расчетная продолжительность пожаротушения принимается 5—10 мин. Слив воды в процессе пожаротушения осуществляется на коыш- ку расположенной ниже гидромашнны, откуда она отводится самотеком или насосами в дренажные емкости ГЭС либо в нижний бьеф.
Пожаротушение синхронных машин должно производиться автоматически и для этого на подводящем трубопроводе каждой машины устанавливается запорнопусковое устройство, а в самой машине — специальные пожародатчикн. Вместо пожз родатчиков могут использоваться устройства дифференциальной защиты.
Следует отметить, что при ложном срабатывании системы водяного пожаротушения или длительной подаче воды происходит крайне нежелательное излишнее увлажнение изоляции, поэтому здесь гре- буется высокая надежность.
Трансформаторы на гидроэлектростанции являются главными объектами пожарной опасности, поскольку содержат значительное количество трансформаторного масла. Пожаротушение их осушеств ляется распыленной водой автоматически С этой целью по периметру н высоте
трансформатора монтируются на электрически безопасном расстоянии водяные трубопроводы, на которых устанавливаются дренчерные оросители. Число оросителей определяется площадью поверхности трансформатора (четырех сторон и верха), мае- лоприемника под трансформатором и факелом орошения оросителя. Расчетная интенсивность орошения принимается не менее 0,2 л/с на 1 м2.
Расположение оросителей и их число уточняются для конкретных трансформаторов по картам орошения.
Ниже приводятся ориентировочные значения расхода воды, л/с, для трансформаторов некоторых типов:
ОРЦ 533000/500 95
ОЦ 417000/500 70
ТЦ 250000/500 65
ТЦ 250000/220 60
ТДЦ 200000/22080
ТДЦ 125000/22070
ТНЦГ 63000/110 ..... .35
Расчетное время пожаротушения трансформатора» не считая времени на открытие задвижки и заполнение трубопроводов, принимается 10 мин.
Может оказаться, что возникновению пожара сопутствует такое повреждение, при котором нарушается плотность бака трансформатора. В этом случае масло из образовавшегося отверстия сливается в маслоприемник под трансформатором и далее через маслоотвод в маслосборник, куда также сливается и вода от пожаротушения. В этом маслосборнике имеется устройство для разделения воды и масла (рис. 8.1). Вместимость маслосборника принимается равной объему масла в наибольшем из трансформаторов и 30-минутному расходу воды на пожаротушение, за исключением 20 % расхода на испарение.
Рис. 8.1. Бак аварийного слива масла и устройство разделения воды и масла:
/ — устройство разделения воды и масла: 2 — бак аварийного слива масла; J—уровень воды: 4 — уровень масла: 5 — аэрационная труба
Вода, поступившая в маслосборник при гашении пожара, отводится в нижний бьеф ГЭС, а отделившееся масло задерживается и впоследствии откачивается насосом в цистерну для дальнейшей утилизации.
Маслоотвод между маслопрнемником и маслосборником должен обеспечивать отвод не более чем за 15 мин половины объема масла, содержащегося в трансформаторе, н всей воды от пожаротушения.
Запорно-пусковой узел (ЗПУ) пожаротушения трехфазных трансформаторов открытой установки включается дифференциальной и газовой защитами, сблокированными со специальными устройствами обнаружения пожара. Для однофазных трансформаторов используется газовая защита, действующая на включение ЗПУ только поврежденной фазы.
При установке трансформаторов в закрытых помещениях ЗПУ включается по- жародатчиками, реагирующими на дым или комбинированными, реагирующими на дым и повышение температуры.
Кабельные сооружения ГЭС и ГАЭС в зависимости от назначения могут оборудоваться системами автоматического водяного пожаротушения [10, 18]. Система трубопроводов состоит из отдельных секции (направлений) по числу изолированных отсеков защищаемых кабельных сооружений. Для каждого отсека устанавливается свой ЗПУ, включаемый не менее чем двумя пожародатчикамн в этом отсеке. В пределах каждого отсека располагается распределительный трубопровод с дренчерными оросителями. Число оросителей принимается с учетом их карт орошения, причем должны орошаться все кабельные линии и места нх прохода через стены.
В качестве пожародатчнков рекомендуется использовать дымовые или комбинированные извещатели, реагирующие на дым и повышение температуры. Размещать их следует с учетом действия вентиляции, вдали от ламп освещения, в местах, доступных для регулярных осмотров.
Расчетное время пожаротушения кабелей принимается 10 мин.
ВЫБОР СИСТЕМЫПРОТИВОПОЖАРНОГОВОДОСНАБЖЕНИЯ
Наиболее надежным источником противопожарного водоснабжения ГЭС н ГАЭС, в том числе систем автоматического пожаротушения технологического оборудования, является верхний бьеф н здесь следует отдавать предпочтение самотечной системе (рис. 8.2), если по условиям компоновки защищаемого оборудования обеспечивается расчетное давление перед устройствами распыления воды.
Рис. 8.2. Схема самотечной системы противопожарного водоснабжения:Рис. 8.2. Схема самотечной системы противопожарного водоснабжения:/ — водопитатель; 2 — водозабор с решеткой; J — фильтр сетчатый; 4 — трубопроводы пожаротуше- кие трансформатора; 5 — электроконтактный манометр; 6 — автоматическая задвижка; 7 —ЗПУ; 8 — дренажная воронка; 9 — ремонтная (секционная) задвижка; 10 — станция водяного пожаротушения (СВПТ); // — подводящие трубопроводы; /2 — питательный трубопровод; (3 — распределительный трубопровод в секции кабельного помещения; 14 — ветвь распределительного трубопровода; 15 — оросители; 16 — дренчерные трубопроводы пожаротушения гидрогенератора/ — водопитатель; 2 — водозабор с решеткой; J — фильтр сетчатый; 4 — трубопроводы пожаротуше- кие трансформатора; 5 — электроконтактный манометр; 6 — автоматическая задвижка; 7 —ЗПУ; 8 — дренажная воронка; 9 — ремонтная (секционная) задвижка; 10 — станция водяного пожаротушения (СВПТ); // — подводящие трубопроводы; /2 — питательный трубопровод; (3 — распределительный трубопровод в секции кабельного помещения; 14 — ветвь распределительного трубопровода; 15 — оросители; 16 — дренчерные трубопроводы пожаротушения гидрогенератораСамотечное противопожарное водоснабжение должно осуществляться не менее чем от двух водозаборов, разнесенных по фронту, непосредственно из верхнего бьефа. Допускается выполнять водозаборы из спиральных камер турбин, но при этом должно быть обеспечено беспрерывное водоснабжение даже при совпадении отключения одного гидроагрегата для планового ремонта с опорожнением спиральной камеры н аварийной остановки другого гидроагрегата с закрытием затворов на турбинном водоводе. Каждый водозабор оборудуется грубой решеткой, стальной запорной арматурой и фильтром с ячейками не более 3— 4 мм.
Рис. 8.2. Схема самотечной системы противопожарного водоснабжения:
Рис. 8.2. Схема самотечной системы противопожарного водоснабжения:
/ — водопитатель; 2 — водозабор с решеткой; J — фильтр сетчатый; 4 — трубопроводы пожаротуше- кие трансформатора; 5 — электроконтактный манометр; 6 — автоматическая задвижка; 7 —ЗПУ; 8 — дренажная воронка; 9 — ремонтная (секционная) задвижка; 10 — станция водяного пожаротушения (СВПТ); // — подводящие трубопроводы; /2 — питательный трубопровод; (3 — распределительный трубопровод в секции кабельного помещения; 14 — ветвь распределительного трубопровода; 15 — оросители; 16 — дренчерные трубопроводы пожаротушения гидрогенератора
/ — водопитатель; 2 — водозабор с решеткой; J — фильтр сетчатый; 4 — трубопроводы пожаротуше- кие трансформатора; 5 — электроконтактный манометр; 6 — автоматическая задвижка; 7 —ЗПУ; 8 — дренажная воронка; 9 — ремонтная (секционная) задвижка; 10 — станция водяного пожаротушения (СВПТ); // — подводящие трубопроводы; /2 — питательный трубопровод; (3 — распределительный трубопровод в секции кабельного помещения; 14 — ветвь распределительного трубопровода; 15 — оросители; 16 — дренчерные трубопроводы пожаротушения гидрогенератора
Насосное противопожарное водоснабжение применяется в том случае, когда давление воды из верхнего бьефа недостаточно или слишком велико для целей пожаротушения. 3або0 воды может осуществляться из верхнего или нижнего бьефа, но требования к водозаборам те же, что и для водозаборов самотечной системы (рис. 8.3).
Насосы применяются центробежные, общепромышленного изготовления, имеющие высокую надежность (см. § 7.4).
При водозаборах из водоемов, где может появиться моллюск дрейссены, необ
ходимо предусматривать меры борьбы с нею (см. гл. 7).
Система противопожарного водоснабжения ГЭС и ГАЭС может быть единой как для объектов автоматического пожаротушения технологического оборудования, так и для средств неавтоматического пожаротушения помещений и зданий, а также хозяйственного н производственного водоснабжения. Соединение сетей питьевого водопровода с противопожарными трубопроводами, подающими воду непитьевого качества, запрещается.
Расчетный расход воды для системы противопожарного водоснабжения принимается по наибольшему расходу для одного объекта автоматического пожаротушения, совпадающему с расходом воды на внутреннее пожаротушение от пожарных кранов и расходом на наружное пожаротушение от гидрантов согласно СНиП 2.04.02—84.
Расчетное время тушения одного пожара равно 10 мин (за исключением синхронных машин) без учета инерционности системы. Инерционность не должна превышать 3 мин от момента обнаружения пожара до поступления воды в наиболее удаленный ороситель.
Давление воды должно быть таким, чтобы при действии системы пожаротуше-
открытия задвижек или специальными клапанами нс допускается. Естественно, вся система трубопроводов до запорного органа. включая его самого, должна быть рассчитана на полное давление водопнтя- теля.
Рис. 8.3. Схема насосной системы противо пожарного водоснабжения:
/ — водозабор с решеткой: 2—насос: 3 — фильтр сетчатый; 4— СВПТ; 5—трубопровод пожаротушения гидрогенератора; 6 — ремонтная задвижка: 7 — автоматическая задвижка: 8 — электрокон- тактный манометр: 9 — дренажная воронка
иня обеспечивалось минимально необходимое давление у самого удаленного и вы* сокорасположенного оросителя.
До открытия ЗПУ и пуска насосов давление у самого высокорасположеяного ЗПУ не должно быть ниже 0,02 МПа. Максимальное давление перед ЗПУ допускается I МПа.
Если минимальное давление не обеспечивается, то для его поддержания и восполнения утечек в системе необходимо установить водонапорный бак вместимостью не менее 3 м3 или соединить сеть противопожарного водоснабжения с водопроводной сетью другого назначения через обратный клапан.
При проектировании совмещенной схемы должно быть учтено требование о том, что в системе хозяйственно-питьевого и хозяйственно-противопожарного водоснабжения давление не должно превышать 0.6 МПа у наиболее низко расположенных кранов. В противопожарной сети здания ГЭС это давление ие должно превышать 0,9 МПа.
Регуляторы давления могут применяться только в том случае, если обеспечивается постоянная проточность минимально необходимого расхода воды. При этом до регулятора давления (по току боды) должна устанавливаться ремонтная задвижка.
В других случаях, при необходимости снижения давл^ия воды, поступающей к объекту пожаротушения, применяется дроссельное устройство в виде дисковой диафрагмы с центральным отверстием диаметром не менее 40 мм. Диафрагма устанавливается во фланцевом соединении запорного органа в ЗПУ объекта пожаротушения. Дросселирование путем неполного 118
ОБОРУДОВАНИЕ СИСТЕМЫВОДОСНАБЖЕНИЯ
Насосные установки могут располагаться в первых или подвальных этажах ГЭС и ГАЭС, как правило, в блоке монтажной площадки. Эти помещения должны находиться ниже минимального уровня воды у водозаборов (соответственно верхнего или нижнего бьефа), с тем. чтобы корпуса насосов находились под заливом столба воды не менее 0,5 м. Максимально допустимое давление на всасывающем патрубке центробежного насоса обычно не превышает 0,25—0,3 МПа.
Помещение насосной отделяется от других помещений противопожарными перегородками и перекрытием с пределом огнестойкости 0,75 ч. Оно должно иметь
выход наружу или на лестничную клетку, имеющую такой выход. При размещении насосов в производственных помещениях требуется их ограждать. Доступ в насосную при пожаре должен быть беспрепятственным.
Размеры помещения должны обеспечивать расстояние между выступающими частями насосов и боковыми стенами не менее 0,7 м, от торцевых стен — 1 м и от распределительных щитов — 2 м.
В помещении рекомендуется устанавливать грузоподъемные средства для ремонта насосов и из этого расчета определять высоту помешення. Минимальная вы
сота помещения от пола до выступающих частей перекрытия должна быть не менее 2.2 м.
Помещение насосной должно иметь рабочее и аварийное освещение, телефонную связь с постом управления. Вентиляция я отопление должны обеспечивать температуру в пределах от 5 до 35 “С я относи
тельную влажность не более 80 % при 25 °C.
Насосы противопожарного водоснабжения должны обеспечивать подачу я давление не меньшие, чем указанные выше расчетный расход и давление у оросителей. Должно устанавливаться не менее двух насосов, в том числе один резервный.
Электродвигатели насосов относятся к приемникам электроэнергии I категории, поэтому нх питание осуществляется от двух независимых источников [18]. При выводе в ремонт одного на coca и потере напряжения на одном источнике электрЬснабження расчетная подача и давление должны обеспечиваться пол-
Диаметр трубы, мм25-405065-100200-300Диаметр трубы, мм25-405065-100200-300
Диаметр трубы, мм
25-40
50
65-100
200-300
Диаметр трубы, мм
25-40
50
65-100
200-300
костью. Прокладка кабельных линий питания насосной производится по разным трассам. Работа насосов полностью автоматизируется.
Противопожарные трубопроводы подразделяются [10] на подводящие, питательные и распределительные.
Подводящие трубопроводы от насосов или самотечных водозаборов до отводов к ЗПУ закольцовываются, так как они должны обеспечить непрерывную подачу воды в противопожарную систему. Эти трубопроводы часто являются общими и для систем производственного и хозяйственно-питьевого назначения. Устройство самостоятельных подводящих трубопроводов для автоматического пожаротушения технологического оборудования допускается лишь при технико-экономическом обосновании.
Кольцевой подводящий трубопровод разделяется секционными задвижками на участки, позволяющие обеспечить отключение при ремонтах не более трех ЗПУ и пяти пожарных кранов или гидрантов, расположенных на одном этаже.
Подводящие трубопроводы должны быть постоянно заполнены водой и готовы к действию. Температура в месте прокладки не должна снижаться ниже 4 °C. Прокладка их производится открыто под перекрытиями, у стен и через колонны. Закладка труб в массивном бетоне не разрешается. Пропуск труб через перекрытия и колонны должен осуществляться в гильзах или отверстиях.
Трубы пожаротушения при необходимости могут располагаться в каналах вместе с другими трубами, кроме труб с легковоспламеняющимися, горючими и ядовитыми жидкостями и газами. Не разрешается прокладка подводящих трубопроводов в пожароопасных помещениях, защищаемых установками автоматического пожаротушения.
Выполнение тупиковых участков подводящих трубопроводов возможно при их длине не более 200 м и присоединении к ним для наружных трубопроводов до 3 ЗПУ, 1 гидранта и 12 пожарных кранов, а для внутренних трубопроводов — I ЗПУ.
Питательные трубопроводы от ЗПУ до распределительного трубопровода, как правило, также должны прокладываться вне пожароопасных помещений.
Если возникает необходимость прокладки такого трубопровода транзитом через кабельные помещения, защищаемые установками автоматического пожаротушения, то трубы должны быть защищены тепловой изоляцией. Она должна быть из несгораемых материалов, толщина которых предотвращает нагревание трубы выше 140 °C через 0,75 ч при температуре окружающего воздуха 180 °C.
Трубопровод прокладывается с уклоном не менее 0.01 при условном диаметре трубы до 50 мм и уклоном 0,005 при диаметре более 50 мм. Уклон выполняется в сторону открытых сливных отверстий диаметром 5—8 мм.
Питательный трубопровод может быть кольцевым или тупиковым в зависимости от расхода воды на пожаротушение и условий прокладки. Прокладка разрешается по полу иля под перекрытием с учетом возможности обслуживания.
распределительный трубопровод располагается в пределах объекта пожаротушения в любом месте с учетом условий установки оросителей и доступности для обслуживания. На одной ветви обычно устанавливают не более шести оросителей с диаметром выходного отверстия до 12 мм.
Трубопровод должен иметь уклоны такие же, как для питательных трубопроводов. Монтаж распределительного трубопровода с оросителями необходимо выполнять до прокладки в помещении кабелей, причем должно быть обеспечено удобство этих работ.
Все трубопроводы системы пожаротушения выполняются из стальных труб электросварных по ГОСТ 10704—76 и водогазопроводных по ГОСТ 3262—75.
Толщина стенок определяется расчетом на прочность. В зависимости от диаметра трубы толщина стенок ориентировочно применяется:
Толщина стежки, мм
2,2
2Д
2,8
4
Диаметр трубопроводов определяется гидравлическим расчетом с уче том исходных данных, указанных выше Предварительно обычно принимается скорость воды в трубах при пожаротушении 3—5 м/с в зависимости от имеющегося напора у водопитателя. Однако эта ско рость не должна превышать 10 м/с. По рядок расчета аналогичен указанному в гл. 7. Диаметр подводящих трубопроводов
Рис. 8.4. Схема СВПТ с тремя ЗПУ:
/ — ремонтяая задвижка; 3 — автоматические se- движки; 3— дренажные воронки; 4— электро- контактные манометры; 5 — оросители
101234 5Длина факела> м101234 5Длина факела> мРис. 8.5. Карта орошения оросителя типа ДВ:а — в вертикальной плоскости; б—в горизонтальной плоскостиРис. 8.5. Карта орошения оросителя типа ДВ:а — в вертикальной плоскости; б—в горизонтальной плоскости
101234 5
Длина факела> м
101234 5
Длина факела> м
Рис. 8.5. Карта орошения оросителя типа ДВ:
а — в вертикальной плоскости; б—в горизонтальной плоскости
Рис. 8.5. Карта орошения оросителя типа ДВ:
а — в вертикальной плоскости; б—в горизонтальной плоскости
вается секционная задвижка (см. рис. 8.2). Задвижка может использоваться для отключения при опробовании и ремонте до трех ЗПУ, и в этом случае установка ручных задвижек непосредственно в ЗПУ не требуется.
Станция водяного пожаротушения и отдельные ЗПУ располагаются непосредственно в произвдственных помещениях ГЭС и ГАЭС или в отдельных помещениях. Они должны быть удобны для обслуживания и безопасны при пожаре. Отделять СВПТ и ЗПУ перегородками не требуется.
Запрещается располагать СВПТ и ЗПУ в помещениях, защищенных установками автоматического пожаротушения, а также подверженных затоплению водой при аварии или в помещениях, которые могут быть залиты нефтепродуктами.
Оросители рекомендуются трех типов:
ДВ по ГОСТ 14630—80* — для установки в подщитовых помещениях и шахтах, а также для зашиты мест прохода кабелей через перекрытия; карта орошения представлена на рис. 8.5;
ДВМ — модификация оросителя ДВ с перевернутой розеткой—для установки
Рис. 8.6. Карта орошения оросителя типа ДВМ:а — в вертикальной плоскости; б — в горизонтальной плоскостиРис. 8.6. Карта орошения оросителя типа ДВМ:а — в вертикальной плоскости; б — в горизонтальной плоскости
Рис. 8.6. Карта орошения оросителя типа ДВМ:
а — в вертикальной плоскости; б — в горизонтальной плоскости
Рис. 8.6. Карта орошения оросителя типа ДВМ:
а — в вертикальной плоскости; б — в горизонтальной плоскости
должен быть не менее диаметра питательных и распределительных трубопроводов. Трубопроводы всей системы пожаротушения собираются на сварке, с фланцевыми присоединениями арматуры.
Запорно-пусковые узлы устанавливаются по одному на каждый объект пожаротушения без резерва. Здесь применяется для автоматической подачи воды при пожаротушении задвижка с электромоторным приводом или специальный быстродействующий клапан. Для опробования или ремонта предусматривается установка перед указанным автоматическим устройством ручной задвижки.
В состав ЗПУ входит также манометр для визуального определения давления воды перед ним. электроконтактный манометр для сигнализации о поступлении воды при пожаре в питательный трубопровод в в некоторых случаях датчик для сигнализации о накоплении воды в питательном трубопроводе от протечек. В самой низкой точке питательного трубопровода за ЗПУ предусматривается отверстие диаметром 5—8 мм для слива протечек через запорную арматуру.
Запорно-пусковые узлы рекомендуется группировать в узел управления — станцию водяного автоматического пожаротушения (СВПТ) (рис. 8.4) с учетом местоположения объектов пожаротушения и подводящих магистральных трубопроводов. Здесь может быть сосредоточено до пяти ЗПУ. От кольцевой подводящей магистрали до СВПТ необходимо в этом случае делать два отвода, между которыми устанавли- 120
Рис. 8.7. Карта орошения оросителя типа ОПД по воде при его установке под углом возвышения 45° при различном давлении перед, оросителем:
а — в вертикальной плоскости; б — в горизонтальной плоскости
в кабельных туннелях, шахтах, галереях; карта орошения дана на рис. 8.6;
ОПД по ГОСТ 13815—82Е— для пожаротушения трансформаторов и реакторов; карта орошения дана на рис. 8.7.
Наиболее эффективна работа оросителей при давлении воды 0,3—0,4 МПа для ДВ и ОПД, 0,2—0,4 МПа для ДВМ. Допускается повышение давления до 0,6 МПа, но при этом расстояние между оросителями-должно быть сокращено на 1 м.
Количество и расположение оросителей определяются с учетом расположения защищаемых кабельных потоков и карты орошения. Обычно в кабельных туннелях, галереях и этажах рекомендуется устанавливать оросители с расстояниями по длине 4, ширине 3.5 и высоте 4 м [10].
Участки, не содержащие кабелей, оросителями не защищаются. Кабельные потоки шириной более 0,6 м должны защищаться как минимум с двух сторон. При высоте кабельных потоков более 4 м оросители устанавливаются на двух уровнях.
АВТОМАТИЗАЦИЯПРОТИВОПОЖАРНОГОВОДОСНАБЖЕНИЯ
Автоматизации подлежат работа насосной станции и включения ЗПУ, а также сигнализация о состоянии и неполадках в работе элементов противопожарного водоснабжения [24].
В насосной станции автоматизируется: запуск рабочих насосов одновременно с открытием любого ЗПУ по импульсу, поступающему от пожародатчиков в защищаемом объекте;
запуск резервного насоса в случае отказа рабочих насосов или невыхода системы пожаротушения на режим в течение установленного времени по импульсу от электроконтактного манометра на питательном трубопроводе;
остановка насосов после прекращения пожаротушения и закрытия ЗЛУ через определенное время (если это предусмотрено проектом).
Насосы могут также запускаться для периодического опробования дистанционно с пункта управления или непосредственно из насосной. При переводе на дистанционное управление действие автоматически блокируется.
В пункт управления, где предусмотрено постоянное дежурство персонала, из насосной выводятся следующие световой и звуковой сигналы:
о запуске рабочего и резервного насосов (по положению выключателей электропитания и наличию давления в питательном трубопроводе);
об отключении насосов;
об исчезновении электроснабжения насосов и переходе на резервное электроснабжение.
При отсутствии на ГЭС и ГАЭС постоянного дежурства предупреждающий сигнал о неисправности или срабатывании одного извещателя выносится на пункты управления каскадом, РЭУ или дежурного на дому. При включении системы водяного пожаротушения подается аварийный сигнал.
Управление ЗПУ осуществляется с помощью устройств автоматической пожарной сигнализации. При поступлении сигнала о пожаре объект пожаротушения должен быть немедленно отключен от сети (снято напряжение), после чего подается импульс на открытие ЗПУ.
При пожаре в закрытых кабельных сооружениях одновременно автоматически отключается приточная и вытяжная вентиляция н закрываются огнезащитные клапаны. При пожаре в синхронном машине гидроагрегат должен быть немедленно остановлен.
Электропривод ЗПУ должен питаться от двух взаимно резервируемых источников. Кроме автоматического открытия ЗПУ
предусматриваются устройства дистанционного и местного управления для периодического опробования.
Закрытие ЗПУ после ликвидации пожара осуществляется на местном или дистанционном управлении после осмотра объекта, если проектом не предусмотрено автоматическое закрытие.
На пункт управления от ЗПУ выносится сигнализация о положении автома
тического устройства пуска воды и поступлении ее в питающий трубопровод под достаточным давлением при пожаротушении, а также о неисправности в схеме управления и питания электропривода.
Во избежание создания нерасчетного режима пожаротушения должно быть запрещено включение одновременно двух
Глава 9ОТКАЧКА ВОДЫ ИЗ ПРОТОЧНОГО ТРАКТА ГИДРОТУРБИНИ ДРЕНАЖНЫХ КОЛОДЦЕВ
НАЗНАЧЕНИЕ ОТКАЧИВАЮЩИХУСТРОЙСТВ
Откачивающие устройства предназначены для удаления воды из спиральных камер в отсасывающих труб турбин, турбинных водоводов, туннелей, водосливных камер и водосбросов.
Объем воды, подлежащей откачке, складывается из объема воды, находящейся в указанных элементах после установки ремонтных затворов, а также из объема воды, просачивающейся через уплотнения затворов и закрытые задвижки оставшихся в работе агрегатов.
Удаление воды производится при осмотрах к ремонтах проточной части гидроагрегата, а также подводных железобетонных и металлических конструкций. Эти мероприятия производятся сравнительно редко, но являются весьма ответственными, и поэтому устройства для откачки должны быть совершенно надежными.
Для обеспечения полного удаления воды из проточной части турбин водозаборы следует располагать в самой низкой точке откачиваемого объема. Решетки на водозаборах должны иметь просвет между стержнями не более 40 мм.
Эффективность работы осушающих устройств в значительной степени зависит от качества уплотнений верховых и низо вых ремонтных затворов турбин.
Согласно СНиП 111-18-75 удельная фильтрация воды на 1 м периметра уплотнения затворов верхнего и нижнего бьефов должна быть не более: для металлических уплотнений — 0,8; для неподвижных резиновых уплотнений — 0,3; для резиновых уплотнений прн регулировании их прижатия под напором—0,1 л/с.
При выборе подачи откачивающих устройств рекомендуется фильтрацию принимать равной 1 л/с [2].
В некоторых случаях для уменьшения протечек воды через уплотнения ремонтных затворов производят нх шлакование, благодаря чему фильтрация воды через
уплотнения уменьшается в несколько раз. Для полного прилегания затвора требуется создание перепада давления с обеих его сторон не менее 1,5—2 м.
После установки ремонтных затворов со стороны верхнего бьефа следует уровень воды в осушаемых полостях снижать до уровня нижнего бьефа для уменьшения объема воды, подлежащей откачке.
В системе откачки должно быть не менее двух откачивающих устройств: насосов или эжекторов; резервные устройства на период откачки не предусматриваются. Для обеспечения большей маневренности при откачке рекомендуется применять откачивающие устройства с различной подачей. Суммарная подача откачивающих устройств должна обеспечить откачку воды из проточной части гидротурбины за время не более 6 ч.
При откачке воды из длинных напорных трубопроводов, водосбросов, водобойных колодцев и т. п. время осушения может быть увеличено до 12 ч.
ВЫБОР СХЕМЫ ОТКАЧКИ ВОДЫ
Откачка воды из проточной части турбин проектируется чаще всего с применением стационарных водонасосных установок. Выбор схемы в зависимости от компоновки здания ГЭС определяется технико-экономическим сопоставлением вариантов насосной установки с горизонтальными насосами и насосной установки с вертикальными насосами.
В некоторых случаях возможно применение переносных погружных насосов.
Горизонтальные насосы рекомендуется применять в тех случаях, когда по условиям компоновки могут быть выделены помещения достаточных размеров на отметках, обеспечивающих допустимую высоту всасывания насосов. Недостатком применения таких насосов является необходимость нх размещения в сырых помещениях ниже уровня нижнего бьефа, что создает опасность нх затопления; в связи
Рис. 9.1. Компоновка системы откачки воды из проточной части гидротурбин горизонтальными насосами:I— насосы: ? —спускной клапан; 3 — герметичная дверь; 4 — водосливная галереяРис. 9.1. Компоновка системы откачки воды из проточной части гидротурбин горизонтальными насосами:I— насосы: ? —спускной клапан; 3 — герметичная дверь; 4 — водосливная галереяРис. 9.2. Компоновка системы откачки воды из проточной части гидротурбин вертикальными насосами:/ — насос; 2 — электродвигатель; 3 — трансмиссия; 4 — шахта (обсадная труба); 5 —колодецРис. 9.2. Компоновка системы откачки воды из проточной части гидротурбин вертикальными насосами:/ — насос; 2 — электродвигатель; 3 — трансмиссия; 4 — шахта (обсадная труба); 5 —колодецс этим указанные помещения следует делать изолированными. Пример компоновки горизонтальных насосов приведен на рис. 9.1.
Рис. 9.1. Компоновка системы откачки воды из проточной части гидротурбин горизонтальными насосами:
I— насосы: ? —спускной клапан; 3 — герметичная дверь; 4 — водосливная галерея
Рис. 9.1. Компоновка системы откачки воды из проточной части гидротурбин горизонтальными насосами:
I— насосы: ? —спускной клапан; 3 — герметичная дверь; 4 — водосливная галерея
Рис. 9.2. Компоновка системы откачки воды из проточной части гидротурбин вертикальными насосами:
/ — насос; 2 — электродвигатель; 3 — трансмиссия; 4 — шахта (обсадная труба); 5 —колодец
Рис. 9.2. Компоновка системы откачки воды из проточной части гидротурбин вертикальными насосами:
/ — насос; 2 — электродвигатель; 3 — трансмиссия; 4 — шахта (обсадная труба); 5 —колодец
Вертикальные насосы рекомендуется применять при откачке больших объемов воды и отсутствии помещений достаточных размеров на уровне дна отсасывающих труб. Большим преимуществом применения насосов этого типа является возможность расположения электродвигателей на незатопляемых отметках, недостатком— длинная трансмиссия я высокая стоимость по сравнению с горизонтальными насосами. Пример компоновки вертикальных насосов приведен на рис. 9.2.
Погружные насосы применяются в качестве вспомогательных устройств к основным насосам при откачке протечек через уплотнения затворов. Следует учитывать, что эти насосы не могут находиться в воде в нерабочем состоянии более 5 сут, так как изоляция электродвигателей становится влажной н они могут выйти из строя. После окончания работы насосы демонтируются и до следующего использования хранятся в сухом помещении.
Эжекторные установки в системе откачки находят применение в качестве вспомогательных устройств к насосам, особенно на подземных ГЭС в качестве аварийных откачивающих устройств.
На рис. 9.3 показана схема откачки воды эжекторами.
В системе осушения проточного тракта гидротурбины наибольшее распространение получила схема с водоприемной па- терной и сливным колодцем. При этом для опорожнения отсасывающей трубы устанавливается тарельчатый клапан с гидроприводом, а для опорожнения спиральной камеры — задвижка с ручным или электроприводом.
Рис. 9.3. Схема аварийной откачки воды из здания ГЭС с использованием эжекторов:
/—эжекторы; 2 — водоприемная патерна; 3 — водозабор из верхнего бьефа: 4 — слив воды в нижний бьеф
Рис. 9.4. Схема откачки воды из проточной части гидроагрегатов и дренажной воды горизонтальными насосами:
Рис. 9.6. Схема откачки воды из проточной части горизонтальной гидротурбины и дренажной воды вертикальными насосами:
,^“С“ и"°ЛНОЙ откачкн из проточной части; 2 — насосы частичной откачки из проточной частя;
т °СЫ: 4 “ “’"П-ольно-измерятельвые приборы; 5 — тарельчатый клапан: 4-залив- ш , ^^п к жИСК??ОЙ затвор: 4 — аэрационная труба; S-от сантехнического водоснабжения; — в нижний бьеф; // — отсасывающая труба; 12 — уровень включения мокрая патерна; 14 — уровень включения рабочего насоса; 15 — уровень -
дренажная емкость; /7 — от воздухосборника
। резервного насоса; 13 —отключения насосов; 16 —
1— спускной клапан; 2 — насосы откачки из проточной части: 3 — насосы откачки дренажной воды;
4 — горизонтальный капсульный гидроагрегат; 5 — ог технического водоснабжения; 6 — в нижний бьеф;
7 — мокрая патерна; в — включение резервного насоса и сигнала; 9 — включение рабочего насоса; 10 — отключение насосов: 11 — дренажная емкость
Рис. 9.5. Схема откачки воды из проточной части вертикальной гидротурбины артезианскими насосами:
вертикальные
задпижка с электроприводом; 5 - мус^ой мГпан; 1Д-конт^^ уп» вено включения резервного насоса м сигнялип*иии- л ,сльные приооры, 7—уро- не.,в огкзюченнЛ.^я, „ ЛокЦ^^
мывки. /3 — от воздухосборника; 14 — в нижний бьеф V
Заслуживает внимания использование системы режима синхронного компенсатора для предварительной подачи из нее сжатого воздуха в отсасывающую трубу для отжатия воды ,„ После отжатия воды опускаются затворы со стороны нижнего бьефа, после чего ' воздух быстро выпускается из отсасывающей трубы; благодаря создавшемуся перепаду давления затворы плотно прижимаются к закладным частям и резко сокращается приток фильтрующей воды через уплотнения.
На рис. 9.4 и 9.5 приведены схемы откачки воды из проточной части турбин горизонтальными и вертикальными насосами.
На рис. 9.6 показана схема откачки воды для капсульной гидротурбины.
9.3. ВЫБОР ОБОРУДОВАНИЯНАСОСНЫХ СТАНЦИИ
Определение объема воды, подлежащей откачке, производится по чертежам проточной части турбины с учетом установившегося уровня воды в проточном тракте на расчетном уровне в нижнем бьефе. Ориентировочно этот объем можно определить по рис. 9.7.
Подача насосов определяется по следующей формуле:
Q = V ft + <?|Zi + <72/1.
где V — суммарный объем воды в напорном водоводе, спиральной камере и от-
1 А. с. 276819 СССР. Способ удаления воды из отсасывающей трубы гидроагрегата/И. М. Га- ыус. БИ. 1970. № 23. .
сасывающей трубе, м’; /— продолжительность удаления воды из проточной части турбины, ч; <?1, <?2 — расчетные значения
Рис. 9.7. Зависимость объема откачиваемой воды из спиральной камеры и отсасывающей трубы У, от диаметра рабочего колеса D, поворотно-лопастной (/) и ра диалыю-осевой (2) турбин
121
I
Протечек на 1 м длины уплотнения затворов. м*/ч; /ь к — периметр уплотнения затворов соответственно со стороны верхнего н нижнего бьефов, м.
Насосов должно быть не менее двух, причем подача одного из них принимается равной не менее чем часовому фильтрационному расходу воды через уплотнения затворов после откачки. При работе разнотипных насосов на один трубопровод следует проверять возможность их параллельной работы с учетом потерь давления по трассе трубопроводов.
Необходимое давление насосов. кПа. определяется по формуле
Р = Н -}- А, где Н — давление, зависящее от расстояния между основанием отсасывающей трубы и максимальным эксплуатационным уровнем воды в нижнем бьефе, кПа; h — сумма потерь давления на трение и преодоление местных сопротивлений во всасывающей и напорной линиях насоса, кПа.
Формулы для определения высоты всасывания насоса и потерь давления в трубопроводах даны в § 7.3; предварительно скорость воды в напорных трубопроводах может быть принята равной 2— 3 м/с, во всасывающих трубах—0.5— 1 м/с.
Дренажные насосы предназначены для удаления фильтрационной воды из подводной части здания ГЭС. Ввиду ответственности их работы здесь требуется 100 %-ное резервирование. В качестве резерва могут быть применены эжекторы.
Согласно [2] на случай появления аварийной приточности в дренажном колодце ГЭС рекомендуется предусмотреть возможность использования основных откачивающих устройств проточной части турбины для откачки воды из дренажной емкости.
Работа всех дренажных насосов автоматизируется. Выброс дренажной воды в нижний бьеф должен производиться через маслоуловитель, чтобы исключить по
падание масла в реку. Пример схемы такого маслоуловителя дан на рис. 9.8.
Подача дренажных насосов определяется в зависимости от напора и типа ГЭС, размеров агрегатного блока и количества агрегатов. Как показывает опыт, приточность обычно находится в пределах 10—20 м^ч на один агрегатный блок. Производительность насосов колеблется от 20 до 125 м8/ч, а на подземных ГЭС в районе вечной мерзлоты приточность может быть значительно больше — примерно 1500 м*/ч.
Вместимость дренажного колодца рассчитывают на постоянную приточность воды за 20—30 мин. Насосы должны включаться не более трех раз в течение 1 ч.
На конце трубопровода, выбрасывающего дренажную воду в нижний бьеф, нужно предусматривать фланцы для установки заглушки.
Запорная арматура. Задвижки на трубопроводах применяются чугунные, за исключением труб, непосредственно соединяющихся с нижним бьефом, где требуется установка стальных задвижек. Задвижки диаметром более 300 мм необходимо снабжать электро- или гидроприводом.
Помещения насосных установок. Установка горизонтальных насосов требует высоты помещения около 3, а вертикальных артезианских насосов — около 5 и. Расстояние между выступающими частями насосов должно быть не менее I м.
Горизонтальные центробежные насосы устанавливаются ниже дна отсасывающей трубы, с тем чтобы насос находился под заливом до полной откачки воды. Установка приемных клапанов в проточной части турбины не допускается.
Рис. 9.8. Схема откачки» дренажной воды с маслоуловителем:/ — слив дренажа; I — дренажные насосы; 3 — отвод воды в нижний бьеф; 4 — сборник подо- масляной эмульсии; 5 — маслоотделитель; 6 — сборник дренажной водыРис. 9.8. Схема откачки» дренажной воды с маслоуловителем:/ — слив дренажа; I — дренажные насосы; 3 — отвод воды в нижний бьеф; 4 — сборник подо- масляной эмульсии; 5 — маслоотделитель; 6 — сборник дренажной водыДренажные насосы устанавливаются выше уровня откачиваемой воды, и на всасывающих трубопроводах необходимы приемные клапаны. Если эти насосы оказываются не под заливом со стороны нижнего бьефа, следует применять вакуум-
Рис. 9.8. Схема откачки» дренажной воды с маслоуловителем:
/ — слив дренажа; I — дренажные насосы; 3 — отвод воды в нижний бьеф; 4 — сборник подо- масляной эмульсии; 5 — маслоотделитель; 6 — сборник дренажной воды
Рис. 9.8. Схема откачки» дренажной воды с маслоуловителем:
/ — слив дренажа; I — дренажные насосы; 3 — отвод воды в нижний бьеф; 4 — сборник подо- масляной эмульсии; 5 — маслоотделитель; 6 — сборник дренажной воды
насосы или другие устройства для заполнения водой всасывающего трубопровода.
Для промывки образующегося на дне колодца осадка целесообразно предусматривать подачу сюда воды под давлением через перфорированный трубопровод.
Помещения, расположенные на низких отметках здания ГЭС, если там находится оборудование системы откачки, должны иметь принудительную (2—3 раза за 1 ч) вентиляцию. Температура воздуха в помещении насосной должна быть не менее 5*С.
КОНТРОЛЬНО-ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЕПРИБОРЫ
Управление и контроль за работой откачивающих и дренажных устройств должны быть автоматизированы. Насосы должны включаться и отключаться в зависимости от уровней в приемных колодцах.
Контролю подлежат уровни воды в колодцах и подача воды на смазку подшипников и уплотнение артезианских насосов.
При прекращении подачи воды на смазку и уплотнение насос должен быть остановлен.
Давление воды на всасывающем и напорном патрубках насосов подлежит визуальному контролю.
Уровни воды могут измеряться тремя видами датчиков: электродными, поплавковым и манометрическими.
Конструкция электродного датчика весьма проста и он надежно работает в чистой воде, однако в замасленной воде датчик дает сбои.
Поплавковые датчики работают надежно, ио из-за наличия контактной системы их трудно использовать в схемах с микропроцессорами АСУ.
Хорошо себя зарекомендовала пневмогидравлическая (барботажная) схема измерений с использованием общепромышленных приборов, имеющих унифицированный выход 0—5 мА.
На рис. 9.9 приведена такая схема.
Ниже приводятся основные технические данные применяемых датчиков.
Датчик напора типа ДН имеет пределы измерения уровня 0,4—4; 1 —10: 1,6—16; 2,5—25; 4—40 м. Класс точности 2,5; питание постоянным или переменным током 220 В.
Датчик давления типа ДД имеет пределы измерения уровня 0,6—6; 1 —10; 1,6—16 м. Класс точности 2,5: питание постоянным или переменным током 220 В.
Рис. 9.9. Измерение уровней в сливном колодце с помощью пневмогидравлической аппаратуры:
/ — насос артезианский: 2—контрольно-измерительные приборы: 3 — нз воздухосборника: 4 — уровии воды при частичной откачке; 5 — уровни воды при полной откачке; 6 — включение резервного насоса и сигнала; 7 — включение рабочего насоса; 8 — отключение насосов
Датчики типов ДН и ДД выпускаются двух модификаций: с двухпознционным и трехпозиционным выходными сигналами. Они могут быть беешкалькымн, с оцифрованными шкалами уставок, с оцифрованными шкалами уставок и информационными шкалами зоны нечувствительности.
Уровнемер УДУ-10 поплавкового типа имеет пределы измерения 0—12 н 0—20 м. Его показания с помощью сельсинного устройства передаются на показывающий прибор.
Уровнемер УБ-Э буйкового (поплавкового) типа имеет пределы измерения 0,02—16 м. Его показания передаются на вторичный прибор — амперметр.
Уровнемер РУС емкостного типа имеет пределы измерения 0,4—20 м. Его показания передаются на вторичный прибор — амперметр.
Уровнемеры ЭХО-3 акустического типа имеют пределы измерения 0—1,6; 0—2,5; 0—4; 0—6; 0—10: 0—20; 0—30 м. Приборы имеют унифицированный выходной сигнал 0—5 или 0—20 МА: вторичный прибор — амперметр.
Приточность дренажной воды определяется продолжительностью заполнения дренажного колодца известной вместимости.
Раздел 3
КОМПОНОВКИ ОБОРУДОВАНИЯ ГЭС И ГАЭС
Глава 10
ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ И КОМПОНОВКИОБОРУДОВАНИЯ ОТЕЧЕСТВЕННЫХ ГЭС И ГАЭС
В таблицах гл. 10 приняты следующие сокращения:
Предприятия - изготовители оборудования. ПО ЛМЗ — Ленинградское производственное объединение турбостроения «Ленинградский металлический завод»; СТЗ — Сызранский турбостроительный завод; УЗГМ — Уральский завод «Уралгидромаш»; ПОАТ ХТЗ — производственное объединение атомного машиностроения «Харьковский турбинный завод»; ПО СЭТМ — производственное объединение «Сибэлектротяжмаш», г. Новосибирск; ПО УЭТМ— производственное объединение «Уралэлектротяжмаш», г. Свердловск; ЛПЭО «Электросила» — Ленинградское производственное электротех; ническое объединение «Электросила»; ПО ЭТМ — производственное объединение «Электротяжмаш».
Тип гидротурбины. ПЛГК —поворотно-лопастная горизонтальная капсульная; ПЛ — поворотно-лопастная осевая; ПР — пропеллерная; ПЛД — поворотно-лопастная диагональная; РО — ради
ально-осевая; КВ — ковшовая вертикальная; ПЛДНТ — поворотно-лопастная диагональная насос-турбина; РОНТ —радиально-осевая насос-турбина.
Исполнение валов. К — кованый; СК — сварно-кованый.
Исполнение сервомоторов. СП — прямоосный; СПК — прямоосный качающийся; СПС — прямоосный сдвоенный; СПШ — прямоосный в шахте турбины; СКР — крыльчатый; СТ — торовый; СТК — торовый кольцевой.
Конструктивное исполнение гидрогенераторов. 3—зонтичное; П — подвесное.
Системы возбуждения гидрогенераторов. ЭМВ — электрома- шинная; ТНВ — тиристорная независимая; ТСВ — тиристорная самовозбуждения.
Тип спиральной камеры гидротурбины. ЖБ— железобетонная трапецеидальная; МК — металлическая круглая; СБ — сталежелезобетонная.
На рисунках размеры указаны в сантиметрах.
2sz
мио
342
853
j* 2225
64.80
у 64,35
2725
2575
5Ж
ЗОИ;
000 000 060 ме ко ма
^70,35
Рис. 10.1. Поперечный разрез здания Каневской ГЭС:
I — гидротурбина; 2 — гидрогенератор; 5 — козловой кран здания ГЭС грузоподъемностью 2X225/50+10 т;
2700
100.50
^63,80
м ^J
82,20
ЙЗкВЙЗхыдЙй
^ 30УНБ J (при.
\=-25300м3/с)
87,05УНБ( при. 0=21300 м3/с)
79.10 ЧНБ(при работе двух агрегатоВ)
4 — кран полукозловой машзала грузоподъемностью 2X6 т: 5—сороудерживающая плоский скользящий
решетка;
плоскнЯ скользящий
затвор верхнего бьефа; 7 — плоский скользящий затвор нижнего бьефа:
6 — в -
затвор поверхностного водослива; 9 — козловой кран нижнего бьефа грузопиь- емностью 2 X 40 т
9 Под ред. Ю.
С. Васильева
12$
Рис. 10.2,6Рис. 10.2,6ESSSSSS3ESSSSSS3Рис. 10.3. Разрез по вертикальному гидроагрегату (а) в поперечный разрез здания (б) .Саратовской ГЭС:Рис. 10.3. Разрез по вертикальному гидроагрегату (а) в поперечный разрез здания (б) .Саратовской ГЭС:
Рис. 10.2,6
Рис. 10.2,6
ESSSSSS3
ESSSSSS3
Рис. 10.3. Разрез по вертикальному гидроагрегату (а) в поперечный разрез здания (б) .Саратовской ГЭС:
Рис. 10.3. Разрез по вертикальному гидроагрегату (а) в поперечный разрез здания (б) .Саратовской ГЭС:
Рис. 10.2. Поперечный разрез (а) и план-разрез (6) здания по оси капсульного гиа роагрегата Саратовском ГЭС*
ioan™^.^^2-гидротурбин. № 22 с вы
частоты вращения; 6 — мостовой кран машзала гриоподммнсть^ылп" т” У7—5 -регулятор
^^TO^-X^^^6‘>еФ*: '’“ ™ “^X '^т" аерГ
плоский скользящий’ затвор L^P «ГЪ”
I гидротурбина; 2 — гидрогенератор; 3 — маслоиапорная установка: <—регулятор частоты апаше “ xl«^+^nOT°VPaH ^ангзала^грузоподъемвостью 50/10 т: «-козлово^ кр/н ^Узооод^ин^Т» 2Х 180/50 + 10 т; 7 - то же 2 Х200/10 т нижнего бьефа: 8 -то же 2 X 15 т верхнего бьеф. 9- паз аварийнофемонтного затвора спиральной камеры; 10 - паз сороудерживающей решетки у ре моитного затвора верхнего бьефа; // — паз ремонтного затвора нижнего бьефа
Рис. 10.4. Поперечный (а), продольный (6), план-разрез (в) здания и разрез по гидроагрегату (е) Чебоксарской ГЭС:
Рве. 10.4,6
Ittxuue «а епп.67,$*.Псекца» на «тн.Н,0и
/ — гидротурбина; 2 — гидрогенератор; 4 — маслонапорная установка; 4 —регулятор частоты враще- ива; 4 —мостовой крав машзала грузоподъемностью 2X280/50/5 т; 4 —козловой края специальный 2^200^х ^ X 16/30,5 т; 7 - козловой кран нижнего бьефа ^узоподъ-
2^£Гк?2ь. мХ МЯ '«, — “^Удерживающая решетка; 9 — паз плоского скользящего затвора а • —™ "ерхний плоский скользящий затвор донного водосброса; И — нижний плоский скользящий затвор донного водосброса; 12 — паз плоского скользящего затвора нижнего бьефа
6)
Рис, 10.4, в
134
135
Рис. 10.5. Поперечный разрез здания Шульбинской ГЭС:Рис. 10.5. Поперечный разрез здания Шульбинской ГЭС:
Рис. 10.5. Поперечный разрез здания Шульбинской ГЭС:
Рис. 10.5. Поперечный разрез здания Шульбинской ГЭС:
Ф-^Р^оа^^ое^г/л^*^^
£2^^ “Жа; ^—J^^^^^-S
трубы и ремонтного затвора водосброса; 13 - ^бочий затвор в?дос6р<х^ затвора отсасывающей
136,
Рис. 10.8, а, б
Рис. 10.8. Поперечный (а), продольный (в), план-разрез (6) здания и разрез по гидро- ■агрегату (г) Зейской ГЭС:'-/—гидротурбина; 2 — гидрогенератор; 3 — маслонапорная установка; 4 — регулятор частоты враще* амя, 5— мостовой кран машэала грузоподъемностью 350/80/10 т; 6—козловой кран няжнего бьефа грузоподъемностью 40 т; 7 — плоский скользящий затвор нижнего бьефаРис. 10.8. Поперечный (а), продольный (в), план-разрез (6) здания и разрез по гидро- ■агрегату (г) Зейской ГЭС:'-/—гидротурбина; 2 — гидрогенератор; 3 — маслонапорная установка; 4 — регулятор частоты враще* амя, 5— мостовой кран машэала грузоподъемностью 350/80/10 т; 6—козловой кран няжнего бьефа грузоподъемностью 40 т; 7 — плоский скользящий затвор нижнего бьефаРис. 10.9. Поперечный разрез здания Байпазинской ГЭС:Рис. 10.9. Поперечный разрез здания Байпазинской ГЭС:
Рис. 10.8. Поперечный (а), продольный (в), план-разрез (6) здания и разрез по гидро- ■агрегату (г) Зейской ГЭС:'-
/—гидротурбина; 2 — гидрогенератор; 3 — маслонапорная установка; 4 — регулятор частоты враще* амя, 5— мостовой кран машэала грузоподъемностью 350/80/10 т; 6—козловой кран няжнего бьефа грузоподъемностью 40 т; 7 — плоский скользящий затвор нижнего бьефа
Рис. 10.8. Поперечный (а), продольный (в), план-разрез (6) здания и разрез по гидро- ■агрегату (г) Зейской ГЭС:'-
/—гидротурбина; 2 — гидрогенератор; 3 — маслонапорная установка; 4 — регулятор частоты враще* амя, 5— мостовой кран машэала грузоподъемностью 350/80/10 т; 6—козловой кран няжнего бьефа грузоподъемностью 40 т; 7 — плоский скользящий затвор нижнего бьефа
Рис. 10.9. Поперечный разрез здания Байпазинской ГЭС:
Рис. 10.9. Поперечный разрез здания Байпазинской ГЭС:
/ — гидротурбина; 2— гидрогенератор; 3 — маслонапорная установка; 4 — регулятор частоты враше«ня; 5 — мостовой кран машэала грузоподъемностью 2Х 400/80 4-10 т: 6 — козловой кран нижнегобьефа грузоподъемностью 2X50 т; 7 — дисковый предтурбинный затвор (7л м. Н - 75 м); 8 — пазплоского затвора нижнего бьефа
Рис. 10.10. Поперечный разрез здания Богучанской ГЭС:
/ —гидротурбина. 2— гидрогенератор. 3 — маслонапорная установка; 4— регулятор частоты враще-ния; 5 — мостовой кран машзала грузоподъемностью 500/100 4- 10 т; 6 — козловой кран нижнего бьефзгрузоподъемностью 2 X 40.5 т; 7 — плоский скользящий затвор нижнего бьефа
10 Под ред. Ю. С. Васильева
Рис 10. И . а
:№
145
Рис. 10.12, а, б
Рис. 10.12. Поперечный разрез здания (а), разрез по гидротурбине (б), планы-разрезы здания на отметках спиральных камер (в) и машзала (г) Красноярской ГЭС:
1 — гидротурбина; 3 — гидрогенератор; 3 — маслонапорная установка; 4 — регулятор частоты вращения; 5 — мостовой кран машзала грузоподъемностью 500/125/10 т; б — козловой край нижнего бьефа грузоподъемностью 75 т; 7 — плоский скользящий затвор нижнего бьефа
^,780,40
14 SB
■^тгун^знБ,
^,3
*0351
lira
3700
7300
умговзкяук
1,2
1058
^532 20
^73350
А 732,5
743,0
1500
12550
ПОЗ
755,30
718,55
1005
Рис. 10.13. Продольный (а), поперечный (в) разрезы здания и разрез по гидроагрегату •(б) Токтогульской ГЭС:
/ — гидротурбина; 2 — гидрогенератор; J — маслонапорная установка; 4 — мостовой кран машзала грузоподъемностью 2 X 400/80 т; 5 —мостовой кран затворов нижнего бьефа грузоподъемностью 25 т; 6 — мостовой кран трансформаторного помещения грузоподъемностью 20/5 т: 7 — плоские скользящие затворы отсасывающих труб гидроагрегатов № 1 н 3; 8 — то же № 2 к 4
148
И9
Рис. 10.13, бРис. 10.13, б
Рис. 10.13, б
Рис. 10.13, б
Рис. 10.14. Поперечный (а), продольный (б) и план-разрез (а) здания, разрез по гид. ротурбине (г) Чиркейской ГЭС:
7 - козловой кран нижнего бьеф^н^о™™*^™^ п « - пл^кий с^ приемника. 9 — плоский скользящий затвор нижнего бьефаР Д
,1
Рис. 10.14,6
।
Рис. 10.14, в, г
i
154
Рис. 10.15. Поперечный (а), продольный (6) и план-разрез (в) здания, разрез по гидротурбине (г) Саяно-Шушенской ГЭС:
Z — гидротурбина; 2 — гидрогенератор; 3 — мнслонапорная установка; 4 — регулятор частоты вращения; 5 — ыостовоб кран машзала грузоподъемностью 500/100 + 10 т; 6 — козловой крав нижнего бьефа грузоподъемностью 63 т; 7 — плоский скользящий затвор нижнего бьефа
Рис. 10.15,6
Рис. 10.15, в, г 158
Рис. 10.16,а,б
Рис. 10.16. Поперечный (а), продольный (в) разрезы здания н разрез по гидротурбине (б) Нурекской ГЭС:Рис. 10.16. Поперечный (а), продольный (в) разрезы здания н разрез по гидротурбине (б) Нурекской ГЭС:/ — гидротурбина с встроенным цилиндрическим затвором; 2 — гидрогенератор; 3 — маслонапорная установка; 4 — мостовой кран машзала; 5 — кран нижнего бьефа; 6— плоский скользящий затвор отсасывающих труб/ — гидротурбина с встроенным цилиндрическим затвором; 2 — гидрогенератор; 3 — маслонапорная установка; 4 — мостовой кран машзала; 5 — кран нижнего бьефа; 6— плоский скользящий затвор отсасывающих труб
Рис. 10.16. Поперечный (а), продольный (в) разрезы здания н разрез по гидротурбине (б) Нурекской ГЭС:
Рис. 10.16. Поперечный (а), продольный (в) разрезы здания н разрез по гидротурбине (б) Нурекской ГЭС:
/ — гидротурбина с встроенным цилиндрическим затвором; 2 — гидрогенератор; 3 — маслонапорная установка; 4 — мостовой кран машзала; 5 — кран нижнего бьефа; 6— плоский скользящий затвор отсасывающих труб
/ — гидротурбина с встроенным цилиндрическим затвором; 2 — гидрогенератор; 3 — маслонапорная установка; 4 — мостовой кран машзала; 5 — кран нижнего бьефа; 6— плоский скользящий затвор отсасывающих труб
<—регулятор частоты „раите- грузоподъемностью 360/100 4 10 т- 7 — мостом» ^п я» , 400 “ ' 6 ~ козловой кран здания ГЭС аой кран помещения Яровых встворо^уХд^ность^30/5 Т: 8 "
сасывающих труб гоузополъемнпгт^ 9YW . ,л остью мХд т' 9 ~ мостовой кран затворов от
У> -рузоподъемностью 2X32 т^/0-плоский скользящий затвор отсасывающих
ц Под ред, Ю. С. Васильева
161
Рис. 10.17, а
Рис 10.18. Поперечный (а), продольный (б) разрезы здания, план-разрез здания на отметке турбинного помещения (в) и разрез погидротурбине (г) Ингурской ГЭС:/ — гидротурбина. 2 — гидрогенератор; 8 — маслонапорная установка 4 — плоский затвор отсасывающей грубы; 5 — предтурбинный шаровой затвор (диа-метр 3 м. В - 500 mV. < —мостовой кран машзала грузоподъемностью 2 X 250/50 т; 7 — помещение низовых затворов; 8 — шинная шахта
Рис. 10.19. Поперечный (о), продольный (б) разрезы здания и разрез по гидроагрегату (в) Загорской ГАЭС:
/ — насос-турбина; 2— двигахель-генератор; 3— маслонапорная установка; 4 — злектрогидравлическнй регулятор частоты вращения; 5— силовой трансформатор; 6— мостовой кран машзала; 7 — козловой кран нижнего бьефа; 8 — паз ремонтного затвора; 9 — сороудержазающая решетка
166;:
d"j
Рис. 10.19, 'i
I
8)
Рис. 10.19,e
Рис. 10.20. Поперечный разрез здания (а) и разрез/ — васос-турбина; 2 — двигатель-генератор; 3 — маслонапорная установка; 4—регулятор частоты него бьефа; 7 — сороудерРис. 10.20. Поперечный разрез здания (а) и разрез/ — васос-турбина; 2 — двигатель-генератор; 3 — маслонапорная установка; 4—регулятор частоты него бьефа; 7 — сороудер6)6)
Рис. 10.20. Поперечный разрез здания (а) и разрез
/ — васос-турбина; 2 — двигатель-генератор; 3 — маслонапорная установка; 4—регулятор частоты него бьефа; 7 — сороудер
Рис. 10.20. Поперечный разрез здания (а) и разрез
/ — васос-турбина; 2 — двигатель-генератор; 3 — маслонапорная установка; 4—регулятор частоты него бьефа; 7 — сороудер
6)
6)
обратимой гидромашины (б) Киевской ГАЭС:
вращения: 5 — козловой крав грузоподъемностью 250/50 + 10 т, 6 — плоский скользящий затвор ниж- живающая решетка
Рис. 10.21. Поперечный разрез здания (а) и разрез по гидроагрегату (б) Константиновской ГАЭС:
/-насос-турбина; 2 — двигатель-генератор; 3— мклонапорная установка; 4 — регулятор частоты вращения; 5 — мостовой кран машзала грузоподъемностью 250/63 + 10 т; 6 — козловой кран верхнего бьефа грузоподъемностью 2 X 225-2 X 40 + 10 т: 7 — козловой кран нижнего бьефа 2 X 35 т: 8 — плоский колесный затвор верхнего бьефа; 9 — плоский скользящий затвор нижнего бьефа
Рис. 10.21.6
а) 'а) 'Рис. 10.22. Поперечные разрезы здания Ташлыкской ГЭС-ГАЭС по-насос-турбина: 2 — двигатель-генератор; 2 — гидротурбина; 4 — гидрогенератор; 5 — мостовой кран щкй аатвор нижнего бьефа;Рис. 10.22. Поперечные разрезы здания Ташлыкской ГЭС-ГАЭС по-насос-турбина: 2 — двигатель-генератор; 2 — гидротурбина; 4 — гидрогенератор; 5 — мостовой кран щкй аатвор нижнего бьефа;
а) '
а) '
Рис. 10.22. Поперечные разрезы здания Ташлыкской ГЭС-ГАЭС по
-насос-турбина: 2 — двигатель-генератор; 2 — гидротурбина; 4 — гидрогенератор; 5 — мостовой кран щкй аатвор нижнего бьефа;
Рис. 10.22. Поперечные разрезы здания Ташлыкской ГЭС-ГАЭС по
-насос-турбина: 2 — двигатель-генератор; 2 — гидротурбина; 4 — гидрогенератор; 5 — мостовой кран щкй аатвор нижнего бьефа;
оси обратимого гидроагрегата (а) и турбинного гидроагрегата (б):
машзала грузоподъемностью 500/125 + 10 т; 6 — козловой кран нижнего бьефа; 7 — плоский скользя- 8 — маслонапорная установки
Pik. !0.23. а
Рис. 10.23. Поперечный разрез здания (а) н план гидротурбины (б) Татевской ГЭС:
5,1011,45
1,333,5
^1031,15
1,1025,85
-,1021,0
0,1003,6
'St ^№?,ге-1И0нУс»,»1> .' Г "" 51006,6_ ^ЗмДс ЪзГ^
1806S".
Ось ntitoia ieni*e.,n затзорн
1,1008,5 j-—
•5,1006,0
■^1000,0
5,337,3
21(L)
ев?»
0.1013,5.
«Щ,5 ■
n^v
! евро
5 $05,5*
ум1№
^№30=65 г?^
-^1081,65 i
Z— гидротурбина; 2 — гидрогенератор; 3 — предтурбннный шаровой затвор (диаметр 13 м. макси-мальный напор до 700 м); 4 — маслонапорная установка шарового затвора; 5 — мостовой кран наш-ила грузоподъемностью 150/30 т
176
Рис. 10.24. Поперечный (а), продольный (б) разрезы здания, план (в) и разрез (г) по гидротурбине Зарамагской ГЭС:
/ — гидротурбина; 2 — гидрогенератор; 3 — маслоналорная установка: 4 — регулятор частоты вращения; 5 — предтурбнкный шаровой затвор (диаметр 1.4 м, напор максимальный до 600 м): ^ — мостовой кран машзала грузоподъемностью 2 X 235/50 4 10 т
12 Под ред. Ю. С. Васильева177
Рис. 10.25. Поперечный разрез (а) и план-разрез (б) Кислогубской ПЭС:
1830
/ — гидротурбина; 3 — гидрогенератор; 3—паз затвора со стороны Cjcccluu, < — иаз затвора с»стороны моря
081081ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ ГИДРОМАШИН
081
081
Таблица 10.1. Поворотно-лопастные горизонтальные капсульные гидротурбины
Гидроэлектростанция. река
Тип гидротурбины
Г од товления
Изготовитель
Напор, м
Мощность гурбнмы N. при Нр.
МВт
Расход Q три Ир и N, мЗ/с
Частота вращения, об/мин
Высота отсасывания Н- прм Нр и N. м
Полное осевое усилие. ЦН (гидро- статичес-
кпд при N 11 Яр.
•к
Масса турбины с заклад-
частями.
расчетный "р
макси*
пый
МИНН-
номинальная
азгон-
Киевская. Днепр
ПЛГК2О
1963
НОЛТ хтз
7.7
11,8
5.6
17,2
256
85.7
200
-9.8
3,0
89
743
Перепадные (2, 3, 4), Ингури
ПЛГК20
1970
ПО Л М3
11,2
12,3
11,2
20,6
200
93,8
210
-5
2.8
91,5
409
Каневская, Днепр (рис. 10.1)
Г1ЛГК20
1969
ПОАТ хтз
7,4
14,8
4,7
18,1
284
85,7
200
-9,4
3.2
88
711
Череповецкая (2-я очередь), Шексна
НЛГК20
1963
по лмз
И
15
8,7
23
220
93.8
210
-6
3,0
91
409
Еникендская, Кура
ПЛГК25
1 !роскт
ПОАТ хтз
16
20.1
14,2
38.2
262
115,4
230
-15,5
3,4
93.3
659
Саратовская, Волга (рис. 10.2)
ПЛГК15
1970
по лмз
10,6
14.7
6,5
47.3
520
75
170
-11.3
7,0
93,5
934
Продолжение табл. 10.1
Гкдроэлектро станция, река
Система регулирования
мс жду осями агрега
Отсасывающая труба
Рабочее колесо (с четырьмя лопастями!
Вал
Направляющий аппарат
давление
масла.
МПа
регуля
тип МНУ
длина,
ширина выход кого сечения,
СКОрОСТЬ в выходном сечении, м/с
номер лопастной
системы
номинальный диаметр
Оь м
масса.
ИС полно-
диаметр.
дли-
масса.
высота
Ьо. м
лона
мото; а
Киевская, Днепр
4
ЭГРК-150
МНУ 12,5
13.8
27
12
1,8
984
6
54,8
СК
1
8,38
37,5
2,4
24
2СП •
Перепадные (2,3, 4). Ингури
4
ПО к-100
МНУ 12.5
14.2
22.5
11.5
2
548
5,5
40
ск
0.85
4,71
17
2,2
16
2СП
Каневская, Днепр (рис. 10.1)
4
РКМ-150
МНУ 25
13.8
27
12
2.5
984
6
54.4
СК
1
8.3
37.5
2.4
24
2СП
Череповецкая (2-я очередь), Шексна
4
ПОК-100
МНУ 12,5
14,5
22.5
11,5
2.2
548
5.5
41,82
к
0,85
4.71
21,17
2.44
16
СП
Еникендская, Кура
4
ЭГРК-150
МНУ 20
13,5
24.2
11
2,17
3166
5,5
68
к
1
4,15
23
2.2
24
2СП
Саратовская. Волга (рис. 10.2)
4
ЭГРК-150
МНУ 30/2
22,0
35,5
12,0
2.7
548
7,5
96,5
к
1.2
6,99
49,5
3.375
16
2СП
* Здесь и а других таблицах цифра
обозначает число сервомоторов.
Примечании: 1, Смазка цапф лопаток направляющего аппарата 1идротурбнн приведенных ГЭС — водяная.
Режим синхронного компенсатора на указанных ГЭС не предусмотрен.
Таблица 10.2. Поворотно-лопастные осевые
Гидро# лек тростанцн я
< урбины
Год
Пэготляитсль
Напор, м
Мощное т турбины А прн //р МВт
Расход у при Нр N. мз/с
расчетный "п
максимальный
мини- мальпиГ
Палакоргская,
| НЛ15
Г.165
по лмз
8
11,8
7.4
10,2
147
Выг
Днепродзержин-
ПЛ15
1961
ПОАТ ХТЗ
9.9
12,5
8.4
45.4
553
ская, Днепр Угличская. Волга
ПЛ 15
1939
ПО лмз
13
14,5
5,3
55
482
Саратовская. Вол-
ПЛ 15
1965
ПО ЛМЗ,"
" 9.7
14.7
4.5
62
744
га (рис. 10.3) Вариихскис (1, 2,
ПЛ20
1976
ПОАТ ХТЗ
ПОАТ ХТЗ
14,9
15.9
14,9
23.8
175
3. 4). Риони Ксгумская (рекой-
ПЛ 15
1977
То х<е
11,6
15
10,5
55,6
540
струкция), Даугава
Каховская. Днепр
ПЛ 20
1954
13,8
16,5
8,9
60,2
564
Горьковская,
ПЛ20
1953
ПО ЛМЗ
12,2
17
8,8
59
585
Волга Кременчугская,
ПЛ 20
1958
ПОАТ ХТЗ
14.2
16.9
9,6
58
490
Днепр Нижнека мекая.
ПЛ20
1978
ПО ЛМЗ
12.4
18,5
6,5
80,5
728
Кама
Чебоксарская, Волга (рис. 10.4) Майнская, Енисей
ПЛ 20
1980
То же
12.4
18,6
6,5
80.5
728
ПЛ20
1986
16,6
19.6
10,8
110
714
Новосибирская, Обь Рыбинская,
ПЛ20
1956
ПОАТ ХТЗ
14.3
19.8
11.5
58.6
500
ПЛ20
1940,
ПО ЛМЗ
13.2
20
10,4
65
600
Волга Тюямуюнская,
ПЛ20
1949
1981
ПОАТ ХТЗ
16,4
20
5.2
26
180
Амударья Борисоглебская,
ПЛ20
1962
ПО ЛМЗ
19
20,1
16.75
29
174
Паз
Чардаринская,
ПЛЗО
1966
ПОАТ ХТЗ
15,8
23
10
26
195
Сырдарья Путкинская,
ПЛЗО
1964
ПО лмз
20.1
23,2
19
29
165
Кемь
Кайраккумская,
ПЛЗО
1954
СТЗ
15
24.5
13.2
20,9
178
Сырдарья
Нарвская. Нарва
ПЛЗО
1952
ПО ЛМЗ
20,6
25
20,6
48
268
Нижне-Терибер-
ПЛ40
1984
ПОАТ ХТЗ
21.4
25,9
203
27,2
139
ская. Териберка Шульбинская
ПЛЗО
1983
То же
23,5
28,3
16 5
120
585
(1-я очередь), Иртыш (рис. 10.5) Шульбинская
ПЛ50
Проект
40
48,3
33
230
624
(2-я очередь), Иртыш Газалкентская,
ПЛ 40
1980
СТЗ
25
29.4
21,6
41,5
182
Чнрчик Кривопорожская.
ПЛЗО
1983
26
29.9
25.3
46 5
200
Кемь
Волжская,
ПЛЗО
1954
ПО лмз
19
3U
14
126
713
нм. В. И. Ленина. Волга
182
вертикальные гидротурбины
Частот* вращения об/мин
_. Высота отсасыва ним
Нs при
Нр и N.
Осевое усилие. МН
кпд при //
• и N.
турбинь с заклад «ими Ь частями
давле
масля МПа
Система регулирования
нальна
разго
м п°л-
гидра лнческ
регулятора
МНУ
68.2
160
+4
3,1
2,5
89.5
224,1
2.5
РКМ-100
МНУ 4
51.7
108
+ 1
10.5
8,4
85.0
876
4
ЭГРК-150
мну з(
62,5
50
165
ПО
+ 1,1
—0.9
13,5 14
(б
86
88
1257
1173
4
К-350
ЭГРКМ-151
В-35
3 МНУ 25
115,4
235
—3.5
3,6
3.06
93,1
230
4
ПОК-100
МНУ 5.6
55,6
110
—0.9
14.2
8,7
90,1
815
4
ЭГРК-150
МНУ 20
62,5
62.5
150
134
— 1.5 — 1
10
9,7
7,05
4,05
78,6
86,8
710
1136,3
2,5
2,5
РК-200
УК-250
МНУ 20
МНУ 27
62,5
135
—3
9,5
7.4
85,8
722
2,5
РК-200
МНУ 20
57,7
119
-2.7
15,65
7.5
909
1400
4
ЭГРК-200
МНУ 30
57.7
119
—2.7
15,65
7.5
90,9
1400
4
ЭГРК-200
мну Зи
62.5
62 5
135
134
—4.8
—3
17,4
11.5
13,9
8,82
93
83,6
1450
751,9
4
2,5
ЭГРК-150
РК-200
МНУ 30
МНУ 20
62.5
165
—3
15.55
86
1257
2,5
УК-250
МНУ 27
88,2
210
1.3
4,9
4,2
90,1
310
4
ЭГРК-100
МНУ 8
115,4
260
—2,3
4,1
3.5
89,7
184.2
2,5
ЭГРК-100
МНУ 4
115,4
250
—3.0
4,5
4.45
86
260
4
ЭГРК-100
МНУ 5.6
115.4
260
—2.5
4.7
4.1
89,5
182
2,5
ЭГРК-100
МНУ 4
125
250
—2.4
5,08
4.28
80,5
308
2.5
РК-150
МНУ 7
88,2
150
180
290
+0.1
—3.5
8,2
3,75
6,45
3,30
89
91.8
634,5
200
2,5 4
УК-150 ЭГРК-100
МНУ 14
МНУ 6.3
75
150
—8.3
18,65
17,0
92
1060
4
ЭГРК-150
МНУ 16
93,8
190
— 11.8
28,85
25
93,7
1060
4
ЭГРК-150
136.4
270
-3.5
6,02
5,2
93.5
335
4
ЭГРК-150
МНУ 8
136.4
280
—6
6.45
5.5
93,6
340
4
ЭГРК-100
МНУ 8
68,2
140
-4 5
23,5
18.64
94,5
1401
2.5
Р К 0-250
МНУ 32
Гндро^лектрос гакция.
'асстоя-
МСЖЛ) осями агрога-
Диаметр шахты ^гур-
Спиральная камера
Отсасывающая трубаj
1
Рабочее колесо
Нал
Направляющий аппарат
площадь
сечения, м?
максимальная ширина в плане.
та. град
тип
Длина.
высо
ширина выход-
сечения.
скорость в выход-
сечении, м/с
1
ЛОНа. in..
номянали
диаметр Dv м
ЧИСЛО
масса
пол
Метр
длина
масса
высота Ьо- м
On. м
л опа
мотора
Палакоргская, Выг
17.7
8.3
26
14.7
180
жв
22
10,53
13,5
2,5
661
5,5
4
42
СК
0.75
9,585
13.72
2.2
6.4
24
епш
Днепродзержинская, Днепр
28,6
12,0
94,7
23,5
180
>
37.2
17,8
23,5
2,83
661
9,3
4
187,3
»
1.33
5,14
33,4
3,72
10.8
32
чет
Угличская, Волга
27,0
12,3
88
23
192
>
30,35
17,2
20
3,15
91
9
4
304,09
к
1.27
4,8
87.8
3.7
10,8
32
СП
Саратовская, Вол-
45
13,5
44
40
136
>
39
24,3
40
2
661
10,3
4
260
СК
1,3
6,86
50.2
4.275
11.95
32
2СП
га (рис. Ю.З) Вариихские (1, 2, 3, 4), Риони
18,5
7
27.4
13.2
189
>
22,5
12,15
13.2
2,4
1
811
5
4
35.7
>
0.6
6.64
17,2
2,15
6
24
2СПК
Кегумская (реконструкция).
26
12
95,9
23,5
180
>
37,2
17,81
23,5
3
811
9.3
4
155,5
>
1,3
9.89
48.38
3.72
10,8
32
4СП
Даугава
Каховская, Днепр
26,5
10,4
65,45
22
180
>
32,8
12,35
21,5
3,22
548
8
4
200
к
1,1
7,5
47,8
3,2
9,3
32
СП
Горьковская, Волга
25
12,3
88,2
23
192
>
32,5
17.21
22
3.6
510
9
4
301.37
к
1.27
4.8
44,2
3,7
10,8
32
>
Кременчугская, Днепр Нижнекамская,
26 5
10,4
82,2
20,5
180
>
32,8
15,3
20.5
3.17
661
8
4
148,9
СК
1.3
5,76
43,5
3,2
9,3
32
2СП
29
29
13.6
45
26,5
210
>
40,5
25,5
24
2,87
811
10
4
252,5
>
1,4
10,865
55,4
4,3
12
28
4СП
Кама
Чебоксарская, Волга (рис. 10.4)
13,6
45
26,5
210
»
40,5
25,5
24
2,41
811
10
4
258,8
>
1.4
10,86
55.4
4.3
12
28
»
Майнская, Енисей
30
13,6
31,8
26,5
210
>
40,5
24.3
26,5
2 48
811а
10
4
270
>
1,4
11,39
70
4,3
12
28
СП
Новосибирская, Обь
25
10.4
68,53
21,5
180
>
32,75
15.36
18
3,47
548
8
4
167,3
к
1,12
7.5
47.86
3.2
9.3
32
епш
Рыбинская, Волга
27
12,3
88
23
192
>
30,35
17.2
18
3,9
91
9
4
304
>
1,27
4,8
87.8
3.7
10,8
32
4СП
Тюямуюнская, Амударья
17,5
7,6
25.85
15.8
180
»
22
13,38
15
2,3
811
5,5
4
46,72
СК
0,77
8.4
17,9
2,365
6,6
24
>
Борисоглебская, Паз
27
6,6
47.5
15.5
270
»
25,5
12.32
15.6
3,94
661
5
4
28,9
>
0,75
5.64
10,71
2
5.8
24
епш
Чардаринская, Сырдарья
15
17.7
6,8
26.6
13
180
>
21
9,575
13
2.5
661
5
4
33,6
>
0,7
6,22
16,8
2
5,8
24
2СТ
Путкинская, Кемь
6.6
33,8
15
270
>
20
9,57
12,5
3
661
5
4
29
>
0,75
5,64
10,7
2
5,8
24
епш
Кайраккумская. Сырдарья
17
20.2
6.9
25.0
12
195
>
27
9,57
12
2.98
495
5
4
60
0,7
17
2
5,8
24
2СП
Нарвская, Нарва
8,7
37.2
16,7
192
>
30
12,57
15,2
2,59
495
6,6
6
152,58
к
0,9
3,9
18,81
2,64
7,7
24
СП
Нижне-Терибер-
—
6
21.7
11,6
187
>
19,3
10.3
11,6
2,1
587а
4.3
5
36
0.7
6,475
7,5
1,61
5,1
20
>
ская.
Териберка Шульбинксая (1-я очередь), Иртыш
29
8.5
71,1
26
225
>
35,35
22.95
38
1.27
1075
8,5
7
300
СК
1.6
12,3
120
2,98
10,2
28
4СП
(рис. 10.5) Шульбинская
29
8.5
71.1
26
225
35.35
22.95
38
1.83
1075
8,5
7
300
16
12.3
120
2,98
10,2
28
4СП
(2-я очередь), Иртыш
-
Газалкентская, Чирчик
20
16,5
7
25.1
17
225
>
24,1
12.4
17
2.55
587а
5
6
53,8
>
0.85
7.28
23.66
1,88
6
24
2СП
Кривопорожская, Кемь
7.1
97.57
14
210
>
22,5
13
13.8
2.5
800
5
5
70
>
0,75
7.975
22
2
6
24
>
Волжская, им. В. И. Ленина, Волга
28
12,2
63
25
135
>
42
20,83
24
2.87
587
9,3
0
426,5
к
1 42
5 195
59.73
3.5
10.8
32
»
(84
185
Гидроэлектростанция
Тил гидро турбины
Год нзго
ИЗГОТОВЯТСЯ!
Напор, м
Мощност турбины при Ар, МВт
у Расход Q при //р I ^. м'/с
j
Частота вращения, об/мин
_ Высот* отсасыв*
Я* при
Осевое усилие. МН
кпд при Н
и Я. •
Масс* турбины с заклад р НЫМН частями, т
Система регулирования
макси* .мальмы
1мальмы
калька
разгон
м ное
гидрав лическо
лавле-
*МПа*
регулятора
М Н У
Волжская им. XXII съезда КПСС, Волга
плзо
1961
ПО лмз
19
27
14
126
713
68,2
132
—4.5
21,5
18.55
94,5
1320
2,5
РКО-250
МНУ 32
Вилюйская*3. Вилюй
ПЛ40
Проект
ПОАТХТЗ
22.7
32
18.3
92.5
444
88,2
185
-9.3
16,3
13,5
93,7
845
4
ЭГРК-150
МНУ 20
Иркутская. Ангара
ПЛ 40
1956
То же
26
31.5
25
90
400
83.3
167
-5
1,5
1.17
86,5
1088
2,5
РК-200
МНУ 20
Павловская, Белая
ПЛ40
1958
>
22
32
21
42,5
233
88,2
180
—4
0,82
88,9
373.3
2.5
РК-150
МНУ 14
Ондская, Нижний Выг
ПЛ40
1954
ПОАТХТЗ
26
32,5
25.3
20,8
91,5
150
320
-0,8
3.75
2,82
89
157,4
2.5
РК-Ю0
МНУ 4
Иовская (до реконструкции), Иова
ПЛ40
1960
То же
32
36
31
41,5
145
136,4
275
—4
5,9
90,25
270
2,5
РК-150
МНУ 5.6
Иовская (после реконструкции), Иова
ПР40
1981
ПО ЛМЗ
31
36
30
48
167
136,4
275
-4,5
4,95
4,50
93
191,5
2,5
РК-150
МНУ 5,6
Учкурга некая, Нарын
ПЛ40
1961
То же
25,75
36
18.5
41,75
186,5
115,4
255
-4,5
7,5
5.4
88,8
326
2.5
РК-150
МНУ 10
Ходжикентская, Чирчик
ПЛ,4О * ПЛ40
1962
1976
СТЗ
25,75 34
36
37.5
18.5
28.5
45,5
57
207
183,6
j
115,4 150
255
310
-1,9
-4,4
7,5
7,45
6.56
6.63
87,8 93,45
311
325
25 4
РК-150
ЭГРК-150
МНУ 10 МНУ 8
Кумекая, Кума
ПЛ40
1962
ПОАТХТЗ
32
38
29
41,5
147
136,4
275
—5
6 13
90,3
94,3
270
563
2,5 4
РК-150
ЭГРК-150
МНУ 5.6
МНУ 16
ДнепроГЭС-2, Днепр
ПЛ40
1972
То же
34.3
38,3
30,2
107
336
107,1
215
-4
14.3
12,5
Крапивинская (1-я очередь), Томь
ПЛ60
1984
>
36 3
44,7
20,3
103
314
i
125
260
-7.7
16,55
11,75
93,15
550
4
ЭГРК-150
МНУ 20
Мамаканская, Мамакан
ПЛ50
1960
ПОАТХТЗ
45
46,5
31,8
22,2
55,3
214,3
460
-11,3
2,38
91
150
2,5
РК-100
МНУ 1,6
Усть-Хантайская, Хаитайка
ПЛ60
1969
СТЗ
45.8
54
26,5
58,8
146.5
187.5
-4,5
7.8
89,4
350
4
ЭГРК-100
МНУ 5,6
Днестровская, Днестр (рис. 10.7)
ПЛ60
1981
ПОАТ ХТЗ
40
54,5
28
119,5
327,5
125
260
— 1,2
15,8
14,3
93
511
4
ЭГРК-150
МНУ 20
Шамхорская, Кура
ПЛ60
1981
То же
47.5
55
37,8
195
445,7
107.1
220
—8,7
22,9
19,85
93,45
875
4
ЭГРК-150
МНУ 30
Хулаферинская, Араке
ПЛ60
Проект
>
41,5
57.25
31,7
51,5
134,4
166,7
355
—2,9
9
8.2
93,8
285
4
ЭГРК-150
МНУ 10
Миатлинская, Сулак
ПЛ60
1983
>
46
59
39
113
266
125
270
—5,5
16.7
9.65
94.3
470
4
ЭГРК-150
МНУ 20
Верхнетуломская, Тулома
ПЛ70
1963
ПО ЛМЗ
55
62
51,6
58,7
118
187,5
415
-5
8.7
8,06
92.2
277
2.5
ЭГРК-100
МНУ 5.6
Перепадная-1, Ингури
ПЛ70
1969
ПОАТ ХТЗ
59
67
57
70
132
187,5
390
-9
9,1
8.35
91.3
335
4
ЭГРК-100
МНУ 5
Внлюйская-1, Вилюй
ПЛ70
1963
То же
55
68
48
79.5
164
187,5
390
-16
9.1
8 35
90
356
4
ЭГРК-100
МНУ 12,5
Серебрянская-1, Воронья
ПЛ80
1969
ПО ЛМЗ
75,5
82.7
71
68,3
- .• •
250
525
—8
7.5
6.75
92,5
272.2
4
ЭГРК-100
МНУ 5.6
Серебрянская-2, Воронья
ПЛ70
1971
То же
62,5
64
59.7
68.3
...
250
525 j
-5,3
7,5
6,75
91.7
249,2
4
ЭГРК-100
МНУ 5 6
186
187
Продолжение табл. 10.2
Спиральная
каме|
Отсасывающая труба
Расстоя
Днамет|
—
Рабочее колесо
Нал
Направляющий ai
парат
Гидроэлектростанция
между
■ ■■ *——
■——
—
река
тур-
илощад
макси-
ширина
бины.
вдод-
мальма»
О¥ НЯ*
длина
высота.
выход-
в выход
М
сечения
в плане
та. град
м
м
сечения
сечении
лоиаспкИ
диаметр
ЧИСЛО
масса
пол
метр.
длина.
масса.
высота Ьо. м
метр
числе
герво-
м
м/с
системы
D\. м
ние
Do- «
ток
м ) гора
1-
Волжская им. ХХП съезда КПСС.
28
12,2
63
25
135
ЖЬ
45,15
20,83
24
2,8
1
587
9,3
6
417,62
к
1.5
5,195
49,9
3,5
10.8
32
2СП
Волга Вилюйская-3, Вилюй
24
10.3
70,8
20
187,5
»
39,9
24
1 20
2,15
800
7,5
6
180,0
СК
1.45
11.2
80
2.81
9.0
24
4СПШ
Иркутская, Ангара
21,8
9.6
48,4
19
192
*
27,5
13,79
18,4
3,57
577
7,2
7
248
к
1.23
7.1
48.88
2.52
8.4
32
2СП
Павловская,
20,6
28,85
16
192
>
27,8
10,59
16
2.3
5,5
Белая Ондская,
13
5.2
11,65
9
175
8,24
577
7
96,45
»
0.92
2.785
14.2
1,925
6.35
24
»
16,72
7,07
2,78
3.7
Нижним Выг
Иовская (до ре-
15
9,4
17,86
11
180
577
7
35,87
СК
0,62
4.55
12,64
1.3
4,3
24
СП
19,7
8.64
11,5
2,71
4,5
конструкции), Иова
577
7
53,2
0.8
5,6
19,53
1,575
5.2
24
2СП
Иовская (после реконструкции), Иова
15
9,4
17,86
11
180
>
19,62
8.64
11,5
2,5
587а
4,5
6
27,0
к
0.8
6,1
15
1,575
52
24
СП
Учкурганская, Нарын
20
7
25,6
17
225
>
21,5
11,79
21,5
2.66
577
5
7
81,66
>
0,9
7,09
29,39
1.75
5,8
24
2CI1
20
7
28.4
17
225
21,5
11,79
21 5
2,66
707
66,79
0,9
7,33
27,52
Ходжикентская,
20
7
25 1
17
225
24,1
12,4
17
2,62
5
4X2
>
1.75
5,8
24
>
Чирчик
15
587а
5
6
53,8
>
0,85
7.28
23.66
1.88
6
24
>
Кумекая, Кума
6.1
17,67
11
180
17,65
8.64
11,5
2,88
577
587а
4,5
68
53,2
119.1
СК
0.8
1.3
5,6
9,24
19,53
41 1
1.575
2.55
5.2
8.5
24
24
ДнепроГЭС-2, Днепр
18.5
9.4
52
18,25
187,5
>
29,2
14,95
17,5
2,35
1
7
6
СП
Крапивинская (1-я очередь),
25,5
8,8
41
17,25
225
>
27
13,8
15
3
3160
6
7
105
>
1.32
8.79
43.4
2.1
7 о
24
4CI1K
Томь Мамаканская, Мамакан
14,5
4.4
12
11
345
МК
14
5,745
9,5
2,1
642
3
8
16
>
0.6
5.48
12.1
1.05
3.5
24
2СП
Усть-ХаитаЙская.
Хантайка
17
9.5
28,26
15,6
345
52.5
17,54
6.77
2
5а
4,1
8
50,6
к
1,02
4,38
15
1.44
4.75
24
>
Днестровская, Днестр
25,5
9,2
44,4
17,5
225
ЖБ
29
13,8
17,5
2,86
3160
6
7
104,7
СК
1.3
8.7
42.2
2.1
7,8
24
4 СП
(рис. 10.7) Шамхорская, Кура
25
10,3
60.94
20.7
270
>
31,5
15,49
20,2
2,95
642
7,35
7
231
>
1.4
1 1,35
73.4
2.57
9
24
4СПК
Худаферинская, Араке
16,5
6
20.5
12,9
290
>
20,25
10,3
14
2,04
1075
4,5
7
58
>
0,85
5
12
1.57
5.7
20
2СП
Мнатлинская, Сулак
22
8.8
33.5
17,1
270
»
26
138
16
2,97
1075
6
7
104
>
1.3
8.7
43.4
2.1
7,2
24
4СП
Всрхнетуломская, Гулома
18
5,8
5,2
14,6
345
мк
25
11,115
10
1,97
1
646
4,2
8
46
>
0.8
5,17
18.15
1.47
4.9
24
СПС
Перепадная-1, Ингури
17
5.7
22
14,6
345
>
18,45
9 ,43
12
2,2
5а
4,1
8
50,8
>
1
4,35
14.3
1,44
4.75
24
2СП
Вилюйская-1, Вилюй
17
5.7
24,4
15,83
345
>
50
19.27
12
2,1
5а
4,1
8
50,8
>
'1
4,35
14,2
1.44
4.75
24
»
Серебрянская-1, Воронья
14
5.1
14,38
12,4
345
>
14,4
8,28
9
2,9
642
3,6
4X2
41,3
к
0.85
5.55
18,11
1.26
4.2
24
СП
Серебрянская-2, Воронья
14,5
5,1
17.2
10,1
345
>
18
8,28
9
2,9
645
3,6
4X2
41,3
>
0,85
5,55
18,1 15
1.26
4.2
24
>
• Двухперовая гидротурбина.
люЖ^Гз'сер^н^ снкхронниго компенсатора предусмотрен на гидроагрегатах всех при'веденных ГЭС (кроме Угличской. Нарвской. Нижве-Тернберской. Иркутской. Онд-.^^Вн-
188I
Таблица 103. Пропеллерные гидротурбины и поворотно-лопастные диагональные гидротурбины
Г идроэлектро- станция, река
3
5
о
Напор, м
3
L»
о 5 < =
*
О' о
Частота вращения, об/мин
3 5
О =
> плис
И С
5 - - 1
н X я 2
8 g
Снстнмя регулиривип!
3
5
3
X
1
О
ч
Sc
регулятора
AtiVy
Пропеллерные гидротурбины
ДнепроГЭС-2, Днепр
ПР40
1974
НОЛТ ХТЗ
34 3
38.3
30,2
115
360,7
107,1
215
—4
14,3
12.5
94.75
490
4.0
ЭГС-150
МНУ
16
(рис. 10.6)
Поворотно-лопастные
диагональные гидротурбины
Бухтармин- ская. Иртыш
ПЛД45
1966
ПО
Л М3
61
66
58,5
77
(80)
142
150
305
-5
10
9
90,7
426
4
РКМ-100
МНУ
12,5
Зейская,
ПЛД45
1974
То же
78.5
97,3
74,5
220
302
136,4
300
-5
25
11.8
94,4
1046
4
ЭГРК-160
МНУ
20
Ч'ыс. 10 8)
Андижанская, Карадарья
ПЛД45
1981
ПОАТ
ХТЗ
83
99
45
36.5'
47,8
333,3
700
-6,8
4,9
4.65
93,5
135
4
ЭГРК-100
МНУ
2,5
Продолжение табл. 10.3
Г идроэлектро- станция. река
h
3
3
&»
х 3
2 =
Снира.и.нам камера
1 )тслсынлющая труол
1 Абомее колесо
Нал
НапрвяляющиА аппарат
о к а| = 2 а х
I!
И
I S я
о
с ^
X
о
3
3 я
Л и h
2$
•5
IL
L
$5
= 2 xQ
X 3
5
ч О к
X
X
5
я
в
ь
‘ X
1
4 Q
а
ч
5
0
X
S
Пропеллерные гидротурбины
Днепрогэса, Днепр (рис. 10.6)
18,49
9,4
52
18,25
187
ЖБ
29,25
14,95
17,5
2,42
587а
6,8
6
78,2
СК
1.3
9,95
37,8
2,55
8,5
24
СП
Поворотно-лопастные диагональные гидротурбины
Бухтармнн- ская.
Иртыш
19
6
4,96
14,5
1 345
IMK
21.6
4.45
135
2.76
1Д45-5а
4.35
1 10
1 93
К
1.1
8.96136.1711,087
6Д
24
стк
24
9,2
47,76
21.61
345
>
24
13.8
16
2,6
2556
6
9
261,2
>
1.4
5.6 511,5
7.7
24
2СП
И
4,3
6,4
9.5
345
12
5.75
6
2,67
2556
2.5
9
20,7
СК
0,55
2.82 4,8 0,62
3.36
20
СП
Зейская.
3 ея (рис. 10.8)
Андижанская, Карала рья
Примечание. Режим синхронного компенсатора предусмотрен на всех гидроагрегатах приведенных ГЭС, кроме БухтэрмннскоЛ и Андижанской.
1
Таблица 104.
Радиальн
осевые
гидротурбины
Напои и
Частота вращени об/мин
Высота
Осевое усилн МН
Система регулирования
Гндроэлек три-
гидро»
Изготовите.)
Мощност турбинь
ь Расход
V
отсасы
———
КПП
Масса
станция, река
при fl
кл ныл
турбин
леи
(Я
расчг1
•М .1 К i и
Ы М Ш
ПР**
и N.P
Н$ пр*
ири Л
Р с закла
ный
М
маль
мЗ/с
номинал
ь* разго
н- нр И N
гидра
п- и N
ними
даол
ный
на я
ная
поля
эе личе
частям.
мне
гиг.
—
скос
регулятор
тип МНУ
ДнепроГЭС-1, Днепр
Усть-Каменогорская, Иртыш
РО45
РО45
194(
1951
по млз
То же
36.3
39,8
39.4
41.8
26 7
35.9
75
85
237
236
83,3
83,3
167
167
+3,15
+2,2
5
5
3,7
3.52
88
92
623,6
642,2
2
2
1 УК-150
УК-150
МНУ 7
МНУ 7
Кубанская-1, Кубань (канал)
Барсучковская-4. Кубань (канал)
Ташкумырская, Нарын
Байпазинская, Вахш (рис. 10.9)
РО75
РО75
РО75
РО75
1965
1968
1984
1983
УЗГМ
ПОАТ ХТЗ
То же
47,8
53.7
53
54
50
56.95
58.5
60
53.25
40
40
19 25
26
153
153
45
53.5
318
309.6
1
187,5
250
100
100
370
480
180
180
+ 1.7
— 1
— 1
— 1.2
1.1
1.21
8
8
0,94
1.20
6.3
6.3
92
92.2
92.5
93.3
95.6
124
665
665
2.5
4
4
4
РС-К
ЭГРМ-100
ЭГР-150
ЭГР-150
МНУ 25
МНУ 1.6
МНУ 8
мну зо
Барсучковская-3. Кубань (канал)
РО75
1968
>
59.2
61.05
58.35
30
56 1
250
500
— 1
1 2
1.2
2,4
5,5
2.5
92
89,8
93.5
90,7
124
338.5
498
304
Мингечаурская, Кура
Курейская.
Куренка
Бухтарминская, Иртыш
Вилюйская-2,
РО75
РО75
РО75
РО75
1952
1986
1958
1975
ПО ДМ3
стз
по лмз
ПОАТ ХТЗ
57
61
55
62
65.5
66
48
43.2
58 5
51
63
64.6
61.5
123
77
88
43
340
13о
236
142 5
125
125
125
240
265
246
+0,5
+2
—0,3
3,2
6.5
3.24
4
2
4
2,5
ЭГРМ-100
УК-150
ЭГР-150
Р-150
МНУ 1,6
МНУ 7
МНУ 8
МНУ 4
Вилюй
Киевская ГАЭС *
Богучанская, р. Ангара
РО75
РОИ5
1970
1986
То же
ПО ЛМЗ
65
66,5
70.5
69.3
181.2
74.3 565
136,4
166,7
90,9
290
350
190
+0,6
+3,2
—2
5,56
1,57
25
3.0
1,29
12
90
90,8
440
137
4
4
ЭГР-100
ЭГР-100
МНУ 5.6
МНУ 5.6
(рис. 10.10)
4
ЭГР-150
МНУ 20
Усть-Илимская, Ангара
РО115
1971
То же
85.5
90
84
245
315
125
230
—4.5
16,45
8
587
ЭГРМ-150
(рис. 10.11)
4
МНУ 12,5
Красноярская, Енисей
(рис. 10.12)
РО115
1964
>
93
100.5
7ъ
508
615
93,7
180
—2,8
6
12,5
90,7
1350
4
ЭГРИ-150
МНУ 20
Курпсайская, Нарын
Братская, Ангара
РО115
РО115
1980
1961
ПОАТ ХТЗ
ПО ЛМЗ
91.5
100
101
106
90.5
92
206
255
243.1
309
136,4
125
260
250
—4
-11
8,66
4,00
7.5
5.5
94.4
93,5
613
582
4
2.5
ЭГР-150
ЭГР-150
МНУ 10
МНУ 12 5
Кубанская-2, Кубань (канал)
Верхне-Терибер- ская. Териберка
РОЦ5
РО170
965, 967
984
УЗГМ
ПОАТ ХТЗ стз
114.5
111
114.5
118
113
103
48.5
133
47
132
300
187,5
600
330
+ 1
— 1.3
1.8
4.2
1,64
1.7
91,5
922
95,2
381
2.5
4
РС-К
ЭГР-ЮО
МНУ 1
МНУ 12.5
192
1
1
13 Под ред 10. с
Васильева
Гкд(ю электро станция, река
Рзс- С ТОМ НН между осями агрега-
е Диаметр
Спиральная камера
Отсасывающая труба
Рабочее колесо
Вал
Направляющий аппарат
площа^ входного сеченн м2
макси шальная
ширин "* в план
У го
та, гр/д
Ти
длина
ВЫСОТ
ширин
1. выход ного сеченю
а скороеп в выход
<. сечении м/с
номер лопастной системы
диаметр номинальный D\,
ЧИСЛО
масса.
ненке
диаметр.
длина
высота
диа-
До. м
число
мотора
ДнепроГЭС-1, Днепр
22
7,32
60
20,5
342
мь
< 17.67
13,76
19,2
2.38
123
5,45
14
95.6
к
1.1
4.035
35,1
1.99
6,25
24
СП
Усть-Каменогорская, Иртыш
22
7,62
45,58
20,5
342
>
23,1
10,82
16,8
2.25
123
5,45
14
12.7
>
1.1
4.035
35.1
1.99
6.25
24
епш
Кубанская-1, Кубань (канал)
11
3,6
7.05
7
345
>
10,3
6,2
6
2.88
702
2.5
15
16,3
>
0,59
2.75
6
0.625
2.9
24
>
Барсучковская-4. Кубань (канал)
12
5
8.07
8.97
345
»
11.7
6,52
7
2.48
7286
2,5
14
9
>
0,55
3,06
4.6
0.75
2.9
24
>
Ташкумырская, Нарын
24
9
45,1
21.4
345
СБ
26,3
16,1
19
2.2
3123
6,2
14
115,2
СК
1,4
6,56
35.5
2.1
7,56
24
4СПШ
Банпазинская, Вахш
(рис. 10.9)
24
9
45,1
21,4
345
МК
26,3
16,1
19
2.14
3123
6,2
14
115.2
СК
1,4
6,56
35,5
2.1
7.56
24
>
Барсучковская-3, Кубань (канал)
12
5
8.07
8,97
345
>
11,7
6,53
7
2,58
7286
2,5
14
9
к
0,55
3.06
4.6
0,75
2.9
24
епш
Мингечаурская, Кура
18
6
22
14,5
347
>
22.4
9,97
14
2.1
211
4,1
14
46,4
>
0.9
5,02
28,18
1,23
4,75
24
>
Курейская, Куренка
21
7.3
35,5
19,6
342
мк
25.5
13.26
17
2.4
728
5,1
14
70
»
1.12
6,315
29,4
1,53
6
20
2СП
Бухтармннская, Иртыш
18
6
19,4
14,4
347
>
21,6
9,97
14
2.34
211
4,35
10
93
>
0,9
5.02
30.2
1,23
4,75
24
СПШ
Вилюйская-2, Вилюй
18
6,7
26
16.52
352,5
>
23,5
11.635
14
2,37
3123
4,5
14
47,17
СК
0.9
4.25
15,63
1.57
5,65
24
>
Киевская ГАЭС *
Богучанская, Ангара (рис. 10.10)
13
30
4,5
10.5
11,86
75,4
10
27.1
345
345
>
13,5
33,7
8
19.5
8
23.5
2,2
3
697а
841
3
7,5
14
14
17.75
216
>
0.8
1,8
2.88
8,7
6,7
85
0.75
2.626
3.5
9
24
24
4СП
Усть-Илимская, Ангара (рис. 10.11)
22
8,2
33.6
19,64
351,5
>
24,75
14,5
15
3
810
5,5
16
78.7
к
1.5
6.8
45,3
1.792
6.875
20
*
Красноярская. Енисей
(рис. 10.12)
30
10.6
59,42
26
345
>
30
19,5
22,2
3,4
697
7,5
14
245.4
СК
2.3
7.7
99,9
1.88
8,7
24
СПС
Курпсайская, Нарын
19,5
7.25
26,83
18.2
345
>
20
13,3
16
2,89
810
5,156
16
62,5
>
1.4
9.28
47,3
1.63
6,25
20
2СП
Братская, Ангара
22
7.7
30,2
18.5
345
>
22
14,3
13
3.65
662
5,5
14
93
к
1.5
4.3
35
1,12
6.4
24
»
Кубанская-2, Кубань (канал)
И
3,6
7,05
7
345
>
10.3
6.22
6
2,75
638
2.5
15
9
>
0.59
2,75
6
0,56
2.9
24
СП
Верхне-Тернбер- ская, Тернберка
5,8
15,9
13.03
342
18
9.614
12,2
2,4
803
4
15
35
1
359
18.02
0.95
4.8
20
Напор, м
Частота вращения, об/мин
Высота
Осевое усилие, МН
Система регулирования
Гидроэлектростанция. река
Тип гидротурбины
Год ления
Изготовитель
расчет*
"р
маль-
ный
Мощность турбины N при Нр, МВт
Расход Q при Н и N, мЗ/с
номиналь-
разгон-
отсасывания
Н$ при Нр и N.
полное
гидрав-
КПД при Н
■ N, %
турбины с заклад*
частями.
давле-
масла, МПа
регулятора
тип МНУ
Бурейская, Буренка
РО140
Проект
ПО Л М3
106
122
97.5
342
350
136,4
240
—7
11,65
10
94
960
4
ЭГР-150
МНУ 16
Л аджанурская, Цхенис-Цхали и Ладжанури
РО170
1956
«Фойт>, Австрия
131
135
126
37
33,3
250
460
+2,5
3
1.25
87
—
2
...
Чарвакская, Чирчик
РО170
1969
по лмз
118
148.6
90
155
147
187.5
380
-3.5
6.1
5.4
90
318
4
ЭР-100
МНУ 5.6
Жинвальская.
Арагви
РО170
1982
ПОАТ ХТЗ
128
156
108,6
33,5
29,5
428,6
900
—8,45
1.1
1,04
90.3
79.8
4
ЭГР-100
МНУ 4
Токтогульская, Нарыв (рис. 10.13)
РО170
1974
по лмз
140
183
100
307
243
166,7
310
-8
9.4
8
93.5
697,5
1
ЭГР-150
МНУ 25
Ирганайская, Аварское Койсу
РО230
Проект
ПОАТ ХТЗ
168
201,7
147
205
131
214.3
400
—4,9
5.5
3
94,3
410
4
ЭГР-150
МНУ 8
Чиркейская, Сулак (рис. 10.14)
РО230
1970
То же
170
207
156
256
165,6
200
360
—4,9
8,5
5,5
92,7
660
4
ЭГР-100
МНУ 8
Саяно-Шушенская, Енисей (рис. 10.15)
РО230
1977
ПО ЛМЗ
194
220
175
650
560
142,8
280
-7,5
20
8,36
95,8
1400
6,4
ЭГР-10
МНУ 25
Зеленчукская, Кубань
РО230
1986
ПОАТ ХТЗ
234
241,2
231
82
38
428.6
830
—4.5
2,2
2
94,0
119
4
ЭГР-100
МНУ 6.3
Нурекская, Вахш (рис. 10.16)
РОЗ 10
1971
То же
223
275
207
310
153.5
200
360
-8.3
10,4
9.39
92.3
570
4
ЭГР-100
МНУ 20
Гюмушская, Раздан
РО310
1953
ПО ЛМЗ
285
290,3
281
55.2
22,2
375
590
— 1
2,75
2,85
89
156.9
2.5
УК-100
МНУ 1,7
Рогунская, Вахш (рис. 10.17)
РО310***
П роект
ПОАТ ХТЗ
245
320
220
615
275
166.7
310
— 14,9
20
18
94,4
1380
4
ЭГР-150
МНУ 30
Храмская, Храми
РО400
1961
ПО ЛМЗ
317
329.8
294
56,5
203
428 6
725
—0,6
2,3
90,6
146
2.5
Р-100
МНУ 2.5
Спандарянская, Воротан
РО400
1982
То же
295.05
354,76
277.55
' 39,2
15
500
900
— 1.56
1.9
1.77
92,7
130
4
ЭГР-100
мну б.з
Ингурская, Ингури (рис. 10.18)
РО400
1970
ПОАТ ХТЗ
325
404
280
265
89,4 1 i 1
250
440
-7.8
7,9
6.7
93
480
4
ЭГР-100
МНУ 20
196|g7
Гидроэлектростанция. река
Расстояние между осями
Диа- шахты турби-
Спиральная
камера
Отсасывающая труба
Рабочее колесо
Вал
Направляющий аппарат
площадь входного сечения. м2
ширина н плане.
угол охва-
град
тип
длина.
высота.
ширина выход*
сечения.
скорость в выход-
сечении.
м/с
номер лопастной системы
диаметр номинальный D\.
лопа*
масса.
ненне
метр.
длина.
масса.
высота
диаметр Do. м
лопа
мотора
Бурейская, Бурейка
24
8,8
38,46
20,6
351
мк
27
15,4
18
2,87
810
6
16
110
СК
1.6
6,04
55
1.5
7,3
24
СП
Ладжанурская, Цхенис-Цхали
12
—
34,5
7,6
315
>
8
5,6
6
2,3
2.73
15
9
к
0.65
3,16
—
0.5
3.1
24
2СП
и Ладжанури
Чарвакская, Чирчик
16.5
5.8
14,29
13,43
345
>
20,8
10
13.8
2,45
1
1
638а
4.1
15
33.35
>
1
4,7
21,95
0,82
4,75
24
2СПС
Жинвальская,
12
3,4
3,2
6.5
345
>
22,8
9
Эллипс
1,8
1
660а
1.8
14
4.5
>
0.5
3,47
4
0,36
2,3
16
2СП
Арагви
зхб
Токтогульская,
19
7.7
20
16,77
351
29,5**
13
14
2,89
805
5,35
16
82
>
1.5
6,08
48
1,062
6.3
20
>
Нарын (рис. 10.13)
5U5
Иргананская, Аварское Койсу
18
6.3
12,6
13,33
342
>
21.8
10,8
12,5
1.7
833
4,25
16
39,1
>
1,12
4,8
23.3
0,735
5,1
20
СП
Чиркейская,
24
6,5
15,9
14,84
345
»
20,25**
11,64**
12
2,95**
6896
4.5
17
51,7
СК
1.4
5,45
28,5
0,72
5.4
24
епш
Сул а к (рис. 10.14)
41,55
19,2
2,7
Саяно-Шушенская.
Енисей (рис. 10.15)
23,8
9,6
33,16
18,86
342
»
27,3
16,92
18,3
3,78
833
6,77
16
153,71
2
7,175
93
1.17
7.9
20
СКР
Зеленчукская, Кубань
12
—
3,29
7.27
350
>
10,1
6,2
6,5
2,37
821
2,24
16
8
к
0.6
5.345
9,95
0,36
2,69
20
СП
Нурекская.
Вахш (рис. 10.16)
19,5
7.2
14,7
15,4
345
»
23,8
11,5
13
3,1
957
4,75
15
67.1
СК
1,4
4,395
30,4
0,57
5,8
24
2СПШ
Гюмушская, Раздан
12
1.7
6.7
337.5
>
7,5
5,11
4,5
2,05
246
2,65
8.56
к
0,615
4,52
11,24
0,216
3.2
24
СП
Рогунская, Вахш
24
10,6
23,8
18,6
350
СБ
30
25,2
10,5
3.17
3207
6
15
142
СК
1,8
8.6
105
0,822
7,415
24
2СП
(рис. 10.17)
Храмская, Храмн
24
29
2,01
6.9
360
мк
7,5
5,5
4,5
1,92
683
2,45
19
6,84
>
0,6
3.88
6,79
0,25
3
24
>
Спандарянская, Воротам
12
3,4
1,47
3.5
360
>
12
5.06
3.86
0.77
683
2,1
19
6.233
к
0,5
3.679
5,221
0.216
2,55
20
СП
Ингурская. Ингури
17,5
6,5
7.06
12.25
360
СБ
50
14.4
6
2,88
960а
4,5
13
70,35
СК
1.4
4.695
26
0,45
5,4
24
2СПШ
(рис. 10.18)
1
Прямые агрегаты.
• В числителе указаны показатели отсасывающих труб верхних (по потоку) гидроагрегатов
•• С встроенным кольцевым затвором между статором и направляющим аппаратом.
Примечание. Режим синхронного компенсатора предусмотрен на всех гидроагрегатах КубанскоЙ-2. Ладжанурской. ГюмушскоЙ и Храмской.
198
(при двухрядном
приведенных ГЭС.
расположения гидроагрегатов).
кроме Кубанской-!. Барсучковской-3, Варсучховской-4. Бухтарминской. Вклюйской-2.
Таблица 10,5. Ковшовые вертикальные гидротурбины
Показатель
Татевская ГЭС. р. Воротам (рнс. 10.23)
Зарамагская. р. Ардок (рис. 10.24)
।Показатель
Татевская ГЭС. р. Воротам (рис. 10.23)
Зарамагская р. Ардон (рис. 10.24)
Год изготовления
1967
Проект
Тип МНУ
МНУ 4
МНУ 8
Изготовитель
Напор, м:
расчетный Н, максимальный минимальный
ПО ЛМЗ
545 8
568,8
538,3
ПО ЛМЗ
618,6
639,2
609,6
I Расстояние между осями гидроагрегатов. м
Диаметр шахты турбины, м
11
3.5
18
8.5
Мощность турбины N при
Расход Q при Н, и N, м3/с
Н„
МВ г
54,6
33
176,5
32.5
Подводящий коллектор:
площадь входного сечения, м2 максимальная ширина я плаце.
1м
1,326
9.6
2 X 1.54
16.6
Частота вращения, об/мин: номинальная разгонная
Высота отсасывания Н$ при м
н.
и N,
500
910
+3,95
300
400
+4,3
тип
Рабочее колесо: номинальный диаметр, м число ковшей масса, т
Металлический однонетвевой
1,86
20
5,7
Металлический двухветвевой
3,32
20
66
КПД при //р и N, %
89,7
90
Масса гидротурбины с закладными частями, т
Тип регулятора
132
КЭГР70
425
ЭГР2
Вал гидротурбины: диаметр, м длина, м масса, т
0,68
4,2
7.4
1,22
4.08
38
Давление масла в системе регулирования, МПа
4
4
Наличие режима синхронного компенсатора
Предусмотрен
Предусмотрен
Таблица 10.6. Вертикальные насос-турбины
ГАЭС, река
Тип насос-тур
Год изготовления
Изготови-
Напор, м •
Мощность N при
НУ МВт
Расход Q при нр и N.
Частота вращения, об/мин
Высота отсасывания
Не при "р и N.
Осевое
расчетный %
максимальный
минимальный
коми-
ное
ГИД1 рав-
Константиновская (ГЭС-ГАЭС), Ю. Буг (рис. 10.21)
ПЛДНТ150
Проект
ПОАТ ХТЗ
36,8
37,1
41,7
44,8
18,2
20,6
54,7
74.3
220
168
107,1
200
-15
14,8
12,5
Киевская, Днепр (рис. 10.20)
РОНТ75
1969
То же
65
69.5
70,5
74
63,5
50,5
34,6
40
63,5
50.5
166,7
215
-4.3
2,6
1.99
Ташлыкская (ГЭС-ГАЭС), Ю. Буг (рис. 10.22)
РОНТ115
Проект
ПО ЛМЗ
70,6
81,4
80,6
85,8
69,6
77,1
130,5
133
203,7
147,6
125
200
-8
7,72
5.92
Ленинградская, Шапша
РОНТ115
>
То же
84
90
93,3
97,8
80
84,5
200
230
267
215
150
247
-15
7.5
5.5
Загорская, Кунья (рис. 10.19)
РОИТ 115
1984
>
100
105
111
115
91
96
205
215,8
228
189
150
240
-14,4
9.8
8,0
Каневская, Днепр
РОНТ115
Проект
»
100
106.2
111,4
1 17,5
86,3
92,8
213 '244
236,3
214
150
240
-15
9.85
8.0
Днестровская. Днестр
РОНТ170
»
ПОАТ ХТЗ
135,1
154,3
155,4
166,5
132,2
143,4
328
403
272
245
150
210
-20
23.3
19,3
Каншялорская, р. Неман
РОПТ115
1985
ПО ЛМЗ
100
105
108
112,3
93
98
205
215.8
228
189
150
240
— 14.4
9.8
8'
ю
ГЛЭС. река
КПД при "р " N. % *
Масса турбины с заклад-
частями, т
Система регулирования
Расстояние между осями агрегатов.
Диаметр шахты насос-тур-
Спиральная камера
Давление масла. МПа
Тип регулятора
Тип МНУ
Площадь входного сечения.
Максимальная ширима я плане,
Угол охвата, град
Тип
Константиновская (ГЭС-ГАЭС).
Ю. Буг (рис. 10.21)
89.5
90,5
880
4
ЭГРК-150
МНУ 16
24,9
9.7
40 7
23,3
350
мк
Киевская. Днепр (рис. 10.20)
85
89,5
206
4
РМ-100
МНУ 4
13
6,5
6,08
12,2
345
>
Ташлыкская (ГЭС-ГАЭС). Ю. Буг (рис. 10.22)
92,5
90,5
1101
6,3
ЭГР-100
МНУ 16
20,55
9
23,7
17,94
351
Ленинградская Ш а п н! а
91,5
91
НЮ
6,3
ЭГР-150
МНУ 20
21
9
23,7
18,7
351
>
Загорская Кунья (рис. 10.19)
92,5
90,2
1050
6,3
ЭГР-100
МНУ 20
29
9
19
17,8
351
>
Каневская. Днепр
. 92,5
91,3
1070
6.3
ЭГР-150
МНУ 12,5
21
9 .
23,7
19
360
>
Днестровская. Днестр
91,1
91,9
1850
4
ЭГР-150
МНУ 20
10,6
—
21.15
360
>
Кайшядорская р. Неман
92,5
1050
6.3
ЭГР-100
МНУ 20
29
9
19
17,8
351
>
Продолжение табл. 10.6
Отсасывающая труба
Рабочее колесо
Вал
Направляющий аппарат
ГАЭС, река
Дли-
Вы-
Ширина выходного сечения в плане,
Скорость в выход-
сечени и,
Номер
стной системы
Диаметр
НОМИ- нальный
Du м
Число лопастей
Масса,
Исполнение
Дна-
Длина, м
Масса,
Вы-
Ъ».
Диа- mdIp м
Число лопаток
Тип сервомотора
Константиновская (ГЭС-ГАЭС).
Ю. Буг (рис. 10.21)
27
13,8
15,3
2,2
—
6
8
190
СК
1
5,5
30
1.8
8,12
24
2СПШ
Киевская. Днепр (рис. 10.20)
13,5
8,06
8
2,15
18
4,65
6
41
к
0,8
9,84
6.06
0,68
5,4
16
»
Ташлыкская (ГЭС-ГАЭС), IO. Буг (рис. 10.22)
34
15,6
18,25
1.3
812
6,3
8
100
СК
1,32
7.4
70
1.2
7.5
20
»
Ленинградская. Шапша
25
15,6
18,5
2,04
812
6,3
8
135
»
1.4
7.2
65
1,575
7.5
20
2СП
Загорская Кунья (рис. 10.19)
25
15,6
18,5
2,04
812
6,3
8
117
»
1.4
7,6
58.3
1,11
7.5
20
>
Каневская. Днепр
25
16,2
18,5
1,9
859
6.3
8
97
>
1.4
7,6
58.3
1.11
7.5
20
2СПЩ
Днестровская, Днестр
36,5
27
8.2
5,17
5217
7.3
7
120
>
1.7
8,06
88
1,022
8.76
20
2СП
Кайшядорская. р. Неман
•25
15,6
18,5
2,04
812
6.3
8
117
»
1.4
7,6
58,3
I.H
7.5
20
>
• В числителе — для турбинного, в знаискателе — для насосного режима, g •• Гидроагрегаты устанавливаются в колодцах 0—25 м.
Примечание. Режим синхронного компенсатора предусмотрен на всех гидроагрегатах приведенных ГАЭС.
gЮ.2. ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ ГИДРОГЕНЕРАТОРОВ И ДВИГАТЕЛЕЙ-ГИДРОГЕНЕРАТОРОВ
Таблица 10.7. Гидрогенераторы горизонтальных капсульных гидротурбин
Г идроэлектростаиция.
Тип гидрогене* ратора
Изготовитель
Год КЗГОТОР- ления
Мощность
Коэффициент
Частота враше-
об/мин
Напря жение, кВ
КПД * при 100%-ной мощности и номинальном
<03 (Г.
МВА
МВт
Киевская, Днепр
сгкт>
по этм
1964
19,9
18.5
0,93
85,7
3.15
96,1
Перепадные
(2. 3, 4}. Ингури
СГКВ.^64
лпэо
«Электросила»
1969
20.4
20
0,98
93,75
3,15
96
Каневская, Днепр (рис. 10.1)
ПО ЭТМ
1972
19,9
18,5
0,93
85,7
3,15
96,1
Череповецкая, Шексна
СГКВ^6<
ЛПЭО
«Электросила»
1963
22,5
22
0,98
93,8
3.15
95,6
Еникенлская, Кура
СКГ^“
ПО ЭТМ
Проект
41,6
37,5
0,9
115.4
6.3
97,7
Саратовская, Волга
(рис. 10.2)
сгкв2208°
ЛПЭО
«Электросила»
1967
45.9
45
0,98
75
6,3
96,7
Продолжение табл. 10.7
Гидроэлектростанция.
Система охлаждения
Возбуждение
Реактивность. %
Маховой момент, тыс. т-м'
Диаметр расточки статора, см
Диаметр статора по корпусу.
Диаметр капсулы, см
Нагрузка на подпятник, МН
Масса гидро- генера-
ротора.
xd
xd
zd
Киевская, Днепр
Воздушная от отдельного вентилятора
эмв
140
59
47
. 1
493
610
610
3
170
70,6 *•
Перепадные (2. 3. 4). Ингури
Водяная обмотки статора н ротора
тсв
180
52
41
0,65
450
550
550
3
170
60
Каневская, Днепр (рис. 10.1)
Воздушная от отдельного вентилятора
>
133
57
45
1
493
610
610
3,2
170
80 ••
Череповецкая, Шексна
Водяная обмотки статора и ротора
>
198
60
45
0,65
450
550
550
3
170
62
Епикепдская, Кура
Воздушная форсированная
>
137
55
35
1.9
508
660
660
3,4
270
106 ••
Саратовская, Волга (рис. 10.2)
Водяная
128
49
36
3
685
850
850
7
307
135
• КПД капсульных машин с воздушным охлаждением указан без )чси мощности, за г рачинагмоГг на иенгиляцню,
•• Без вала
Таблица 10.8. Гидрогенераторы по»
Гидроалектро СТ1КЦНМ. река
гидрогенератора
Конструктив- ное исполнение
Иаготовитель
Год изго- товле-
Мощность
Коэффициент мощности cos ф
Ча- об/мин
МВ-А
МВт
Палакоргская, Выг
ВГС-^88
70
3
ПО УЭТМ
1962
11,8
10
0.85
68,2
Днепродзержинская, Днепр
СВ^Иб
»
То же
1963
55,0
44
0,8
51,7
Угличская, Волга
св 2^96
»
ЛПЭО «Электросила»
1940
68,75
55
0,8
62,5
Саратовская, Волга (рнс. 10.3)
ВГС^-.РО
ПО УЭТМ
1963
67 3
57,2
0,85
50
Варцихские (1, 2, 3, 4) Риони
св^к
>
ПО ЭТМ
1974
28,75
23
0.8
115,4
Кегумская (реконструкция), Даугава
св^.о«
>
ЛПЭО «Электросила»
1978
75.3
64
0,85
55,6
Каховская, Днепр
>
ПО ЭТМ
1955
71,5
57,2
0,8
62,5
Горьковская, Волга
>
ЛПЭО «Электросила»
1952
71.5
57,2
0.8
62,5
Кременчугская, Днепр
свкр^эе
>
ПО ЭТМ
1959
71,5
57,2
0,8
62,5
Нижнекамская, Кама
>
ПО СЭТМ, ЛПЭО «Электросила»
1978
91,8
78,0
0,85
57,7
Чебоксарская.
Волга
(рис. 10.4)
СВ^1И
>
То же .
1980
91.8
78
0,85
57,7
Майнская, Енисей
==^
ЛПЭО «Электросила»
1982
125.88
107
0,85
62,5
Новосибирская.
Обь
св-^
»
ПО СЭТМ
1952
71,5
57,2
0.8
62,5
Рыбинская, Волга
>
ЛПЭО «Электросила»
1940
68,75
55
0.8
62,5
Тюямуюнская, Амударья
ВГС^-68
ПО УЭТМ
1980
31,2
25
0.8
88.2
Борисоглебская, Паз
>
То же
1965
35
28
0.8
115,4
206
оротно-лопастных осевых гидротурбин
Наи-
"кВ
КПД при 100%-ноА мощности и номинальном с ^Ф.
дения
Реактивность, %
Махи-
Диа- с/”
Диа
тора 1IO корпусу.
Диаметр шахть
Нагрузка
. ПОД-
МН
гидро генерз
Масса ро-
xd
xd
10,5
95,4
эмв
70
34
25
42
806
955
1 150
2.5
246
112
10,5
96,6
>
61
28
23
52
1 450
1 696
1 940
16
803
454
13.8
97
»
77
33
33
50
1 182
1 410
1 720
21
1 141
565
10,5
92,2
тсв
66
32
...
67
1 470
17 100
1 920
20
920
485
10,5
97
ЭМВ
100
29,7
20,5
5
814
985,0
1 120
60
280
240
13,8
97.5
тсв
70
28
21
48
1 456
1 681
1 920
18
835
417
13,8
97
эмв
64
29
21
47
1 292
1 520
1810
20
1 076
513
13,8
96,7
>
64
29
21
47
1 292
1 520
1 810
20
1 080
515
13,8
96.7
>
64
29
21
47
1 292
1 520
1 690
20
934
515
13,8
97.9
тсв
72
29
24
62
1 412
1 650
1 900
20.2
925
470
13,8
97.9
>
72
29
24
62
1 412
1 650
1 900
20,6
925
470
13,8
97.7
>
70
31
22
80
1 430
1 700
1 960
23
1 060
550
13.8
96.7
эмв
64
29
21
47
1 292
1 520
1 810
20
1 080
515
13,8
97.0
>
77
33
33
50
1 182
1 410
1 720'
21
1 141
565
10,5
96.8
тсв
90
35
25
9
878
1 054
1 250
7
330
180
10,5
96,7
эмв
НО
41,5
28
58
740
920
1 160
6
345
170
207
Гидроэлектростанции, река
Тип гидрогенератор»
Кон-
Мощность
фншц
кости
Ча,
некие
Изготовитель
тонле-
МВ-А
МВт
ирашд об/ми
Чардаринская, Сырдарья
с""т®и
3
по сэтм
1963
31,2
25
0,8
115,4
Путкинская, Кемь
>
ПО УЭТМ
1966
35
28
0,8
115,4
Кайраккумская, Сырдарья
вгс-ж“
>
То же
1955
26.3
21
0,8
125
Нарвская, Нарва
>
ЛПЭО «Электросила»
1953
52
41,6
0,8
88,2
Нижне-Терибер- ская. Териберка
п
То же
1985
31,18
26,5
0,85
150
Шульбинская, (1-я очередь), Иртыш (рис. 10.5)
3
1984
130
117
0,9
75
Шульбинская, (2-я очередь), Иртыш
св-^6'
>
>
Проект
250
225
0,9
93,8
Газалкентская, Чирчик
п
по сэтм
1980
47
40
0,85
136,4
Кривопорожская, Кемь
3
по этм
1987
53
45
0,85
136,4
Волжская им. В. И. Ленина, Волга
»
ЛПЭО «Электросила»
1953
127,8
115
0,9
68,2
Волжская
им. XXII съезда КПСС, Волга
То же
1957
127,8
115.0
0,9
68,2
Иркутская, Ангара
сви1^72
»
>
1955
103,5
82,8
0.8
83,3
Павловская, Белая
>
>
1957
52
41,6
0,8
88 2
Оидская, Нижний Выг
ВГС ™40
>
ПО УЭТМ
1953
23,5
20
0,8
150
Иовская * (до реконструкции), Иова
п
ЛПЭО «Электросила»
1959
50
40
0.8
136.4
1
208
Нап- "кВ
КПД при 100%-ноб мощности к номинальном COS (р, %
ма возбуждения
Реактивность, %
Махо-
Дна-
расточки
Диа-
Дна- шахты генера
Наг
М*Н
Масса гндро- генера
ро
xd
xd
xd
10,5
96,7
эмв
79,8
27 6
22,6
49
732
900
1020
6
275
135
10,5
96,7
»
110
41,5
28
58
740
920
1160
6
345
170
10,5
96,3
>
71,4
29,8
19
3,7
650
805
880
6.4
250.5
137,6
10,5
96,8
>
74
28
20
15
972
1150
1350
12.4
530
274
10,5
97,4
тсв
117
34
25
3
605
770
960
5 35
305
150
13,8
98
»
65
25
17
80
1350
1635
1840
26.77
1300
650
15,75
98,25
>
128
42
28
80
1350
1635
1840
26,77
1300
650
10,5
97,7
эмв
92
24
17
6
750
1070
1200
8,5
470
195
10,5
97.6
тсв
100
30
17
1.25
800
490
1200
9.0
450
200
13.8
97,4
>
52
20
15
121
1430
1710
2000
34
1650
874
13.8
97,4
> .
52
20
19
100
1430
1710
2000
29
1410
767
13,8
97,6
эмв
89
35
26
39
1100
1310
2000
15,1
ИЗО
530
10,5
96,8
>
74
28
20
15
972
1150
1350
12
530
274
10,5
96,7
>
97
35
23
2,5
646
800
940
4,8
257
120
10,5.
96,0
тсв
182
32 .
18,5
7,8
778
980
1220
11
500
197
14 Под ред. Ю. С. Васильева
209
Гидроэлектростанция, река
Тип гидрогенератора
Кон- струк-
испол-
Изготовитель
Год
Мощность
Коэф- фици- еит
Частота вращения, об/мин
Напряжение, кВ
КПД tipi ЮО^-ной МОЩНОСТ к иоми нальном cos ф, %
Возбуждение
Реактивность, %
Махо- вой момент, тыс. т«ь
Дна- метр с ₽1
Диаметр ста- - 2*
Диа метр шахть генери
Нагрузка иа под- пят-
МН
Масс гидро геиер
Масса т^.
МВ-А
МВт
xd
xd
xd
Учкурганская, Нарын
==^
п
лпэо «Электросила»
1961
56.25
45
0.8
115,4
10,5
97.0
ЭМВ
80
28
20
9.0
785
980
1220
11
550
244
Ходжикентская, Чнрчик
>
ПО СЭТМ
1976
64,7
55
0,85
150
10,5
97.9
>
93
35
22
75
750
1070
1200
10
500
246
Кумекая, Кума
св 4^ 44
>
ЛПЭО «Электросила»
1962
50
40
0.8
136,4
10,5
967
>
103
30
23
7.2
775
980
1220
9.5
500
213,5
ДнепроГЭС-2, Днепр
1230 ад
СВ"П6Г56
3
по этм
1973
130,6
104,5
0,8
107,1
13,6
97,9
ТСВ
96
30
20
35
1160
1390
1620
19
800
408
Крапивинская, (1-я очередь), Томь
Сй 1230 4Я
СВЛ40*48
по этм
Проект
137,6
117
0.85
125
13,8
98
»
116
32
20
33
1147
1390
1620
20.9
900
450
Мамаканская, Мамакан
вГс-§|28
п
ПО УЭТМ
1961
26,9
21,5
0,8
214
10,5
96,3
ЭМВ
92
27
19
1.3
466
650
—
3.7
241
116,5
Хантайская, Хаитайка
CBWS2
>
ПО СЭТМ
1970
74,12
63
0,85
187,5
10,5
97,79
»
88,3
26
16.7
7.0
704
900
1210
10.8
511
253
Днестровская, Днестр (рис. 10.7)
Г-СВ 2^48
3
ПО этм
1981
137,5
117
0,85
125
13,8
98
ТСВ
116
32
20
40
1147
1230
1620
21
900
450
Шамхорская, Кура
>
ПО СЭТМ
1982
224
190
0.85
107,1
15,75
98,6
>
130
37
22
60
1240
1508
1820
30
1250
610
Худаферинская, Араке
вгс%36
>
ПО УЭТМ
1985
62,5
50
0,8
166,7
10,5
97,7
>
100
29
18
7.0
775
975
1160
77
370
190
Миатлинская, Судак
>
ПО этм
1982
137,6
117
0,85
125
13,8
98
»
116
32
20
41
1147
1390
1620
21
900
450
Верхне-Тулом- ская, Тулома
СВ “° 32 165
п
ЛПЭО «Электросила»
1963
67,1
57
0,85
187,5
10.5
97,5
ЭМВ
•
104
29
20
4.5
588
764
920
115
480
225
Перепадная-1, Ингури
СВ™ 32 190
>
ПО СЭТМ
1969
73,3
86
0,85
187^5
13,8
97,4
85
23,7
15.4
95
840
1200
...
865
Вилюйская-1, Вилюй
>
То же
1965
90,5
77
0.85
187.5
13,8
97,66
>
85
23,7
15,4
9.5
704
900
1210
12,5
580
290
Серебрянская-1, Воронья
>
ЛПЭО «Электросила»
1970
78,8
67
0,85
250
13,8
97.6
106
26
20
4,0
568
750
1000
105
498
242
Серебрянская-2, Воронья
>
То же
1974
78,8
67
0,85
250
13,8
97,6
»
06
26
20
4.0
568
750
1000
105
498
242
• Неявнополюсные генераторы с продольно-поперечным возбуждением.
Примечание
Охлаждение гидрогенераторов, приведении
в таблице, воздушное.
210
И*
211
^Таблица 10.9 Гидрогенераторы пропеллерных осевых и диагональных гидротурбин
Гидроэлектростанция,
Тип гидрогенератора
Конструктивное исполнение
Изготовитель
Год нзгото ВЛСНИЯ
Мощность
Коэффициент мощности
Частота вращения, об/мин
Напря- кВ*
MLJ-А
МВт
Г ид регенераторы пропеллерных осевых гидротурбин
ДнепроГЭС-2, Днепр (рис. 10.6)
1230
СВ 140
бб
3
по этм
1973
130.6
118
0,9
107.1
13.3
Гидрогенераторы диагональю
нх гидротурбин
Бухтармииская, Иртыш
СВБЧ9б-
48
П
по сэтм
1960
88.3
60
0,85
125
13,8
Зейская, (рис. 10.8)
ГП 1130
СВ ~220~
44 ,
3
лпэо «Электросила»
1975
253
215
0,85
136,4
15,75
Андижанская, Карадарья
СП 508
СВ "НГ
18
п
ПО СЭТМ
1980
43,75
35
0,8
333,3
10,5
Примечание. Система охлаждения гидроагрегатов, приведенных в таблице, воздушная.
Продолжение табл. 10.9
Гидроэлектростанция,
КПД при 100 %-ной мощности к номинальном COS ф. %
Система возбуждения
V
тивност
х4
.. %
х4
Маховой момент.
Диаметр расточки статора.
Диаметр статора по кор
Диаметр шахты тонера
Нагрузка на подпятник МН
Масса гидрогенератора.
Масса ротора
Гидрогенераторы пропеллерных осевых гидротурбин
ДнепроГЭС-2, Днепр (рис. 10.6)
97,9
ТСВ
96
30
20
35.00
1160
1390
1620
19
800
408
Гидрогснсрат
оры диагональных гидротурбин
Бухтармииская, Иртыш
97.81
ЭМВ
90,7
32.5
23,2
12.8
782
1240
7.5
645
325
Зейская, Зея
(рис. 10.8)
98,3
тнв
105
32
21
45
1040
1300
1600
3.2
1295
644
Андижанская, Карадарья
го
ы
97,35
ЭМВ
103
29
21
0.95
430
630
870
6.4
292
130
Таблица 10.10. Гидрогенераторы радиально-осевых н ковшовых гидротурбин
Гждроэлехтростанцня.
Тип гидро* генератора
1$ Из =■5
X *
Six
И1ГОТО- ж ж тель
6
L
Мощность
Е
ООО ^1 О
№
1
55
КПД при 100 VmoA мощности и номижаль* пом cos ф. %
ма возбуждения
Релктиямость. %
з
И:
X
S3" |S =
|||
ЦЗ а
Ik
u С
X?
хЗ
МВА
МВт
xd
xd
xd
Гидроген
ераторы радиально
осевых гидротурбин
ДнепроГЭС-1,
П
лпэо
1948
90,0
72
0,8
833
13,8
97,3
эмв
79
30
23
39
1100
1310
1545
10.3
986
491
Днепр
«Электросила*
Усть-Каменогорская, Иртыш
ПО СЭТМ
1951
103.5
82,8
0.8
833
13.8
97,6
>
89
35
26
39
1100
1310
1545
10,3
990
491
Кубанская-1, Кубань (канал)
вгс^72
ПО УЭТМ
1965
20.6
18,5
0,9
187.5
10.5
96,8
>
104,4
35,1
22
1,25
477
650
360/570
2.15
215
105
Барсучковска я-3, Кубань
ВГС^27
>
То же
1968
32,25
29
0.9
250
10.5
97,2
>
...
1.14
460
650
360/570
2.5
240
115
Барсучковская-4, Кубань
вгс^27
»
»>
1973
32,25
29
0,9
250
10.5
97,2
>
112
32
20
1.14
460
650
360/570
2,5
240
115
Ташкумырская, Нарыв
вгс ^ 60
3
ПО СЭТМ
1985
176,5
150
0,85
100
15,75
98.2
тсв
101
33
23,7
55
1190
1444
1670
14.7
1100
645
Байпазинская, Вахш (рис. 10.9)
вгс ^ 60
>
ПО УЭТМ
1983
176,5
150
0,85
100
15,75
98,2
»
101
33
23,7
65
1190
1444
1670
15
1100
645
Мингечаурская,
св^48
п
лпэо
1952
85,5
72,5
0,85
125
13,8
97,5
>
87
32
23
12,8
782
980
1200
7,5
660
325
Кура
«Электросила*
Курейская, Ку рейка
СВ140 48
3
ПО СЭТМ
1986
141
120
0,85
125
13,8
0,982
>
108,6
66,5
33,5
29
1040
1292
1470
12
830
420
Бухтарминская, Иртыш
СББ ?g 48
п
То же
1960
88.3
75
0.85
125
13,8
97,5
эмв
90
33
23
12,8
782
980
1240
7,5
645
325
Вилюйская-2, Вилюй
972 свтй44
>
ПО СЭТМ
1975
95
85
0.9
136.4
13.8
98,13
*
90
30
20
16
896
1120
1420
8,4
680
330
Богучанская, Ангара (рис 10.10)
3
ЛПЭО «Электросила >
198
370
333
0.9
90.9
15,75
98,4
тсв
ПО
35
24
152
1455
1760
1960
27,5
1770
940
Усть-Илимская, Ангара (рис 10.11)
>
ПО УЭТМ «Электросила»
1971
282.5
240
0,85
125
15,75
98,4
тнв
122
38
25
55
1100
1365
1570
16.45
1212
620
Красноярская, Енисей (рис 10.12)
СВФ^64 I/O
>
лпэо «Электросила*
1964
590
500
0,85
93.8
15,75
98
>
157
41
30
187
1610
1910
2200
26
1640
884
1690 , СВФ7яя 64
>
То же
1969
590
500
0,85
93,8
15,75
98
>
166
43
32
187
1610
1910
2200
26
1650
884
Курпсайская, Нарын
“^“
зок
ПО СЭТМ
1980
235
200
0.85
136,4
15,75
98,34
тсв
97
29
19
41
1040
1310
1550
15
1220
600
Братская, Ангара
CBS48
п
ЛПЭО «Электросила»
1960
294
250
0,85
125
15,75
98.2
ТНВ
119
39
27
52
1100
1360
1600
14
1300
655
Куба нская-2, Кубань (канал)
вгс^м
>
ПО УЭТМ
1964
51.6
46
0,9
300
10,5
98
эмв
101
25,5
16,2
- 1.5
464
650
360/570
3,3
300
150
Верхне-Териберская,
СВ 230 32
>
ЛПЭО
1983
144,4
130
0,9
187,5
10,5
98,1
тсв
116
35
22
14
720
920
1154
10,5
790
435
Териберка
«Электросила*
Бурейская,
СВ 1315 48
3
То же
Про-
372.22
335
0,9
125
•
15,75
98,4
тсв
103
32
24
74
1200
1520
1780
20
1500
750
Бурея
265
ект
Ладжанурская,
СРФЛ— 24
п
АЕГУНИОН
1956
46,6
37,3
0,8
250
10,5
97,11
эмв
95
21,6
15,2
1.99
516
710
Квадрат
3,08
423,7'
176.5
Цхенис и Ладжанури 214
50
870
215
Гидроэлектростанция.
генератора
5 ^ в!
Из го то-
1 е
о ?
Мощность
238
ill
*
КПД при 100 %-но» МОЩНОСТИ и номиналь-
соа ф. %
Система воз-
Реактивность. %
? Л Я е f
»< X v
р|
g?
= £ =
” * о
Цих
о.£ ’
« К
чэ &
1 X
X с^
11
L О
3S и £ 2s
МВ-А
МВт
xd
xd
xd
Чарвакская, Чирчик
СВ2^
п
лпэо «Электросила»
1970
176,5
150
0,85
187,5
13,8
98,1
эмв
100
28
17
18
770
980
1250
12
890
472
Жинвальская, Арагви
СВ ^,4
13о
>
ПО этм
1983
40.6
32,5
0,8
428,6
10,5
97,3
>
100
28
17
0.5
335
500
720
2,4
240
117
Токтогульская, Нарыв (рис. 10.13)
»
по сэтм
1974
353
300
0,85
166,7
15,75
98,4
тнв
130
34
20
43
1000
1360
1470
17,25
1554
738.5
Ирганайская.
Аварское Койсу
св5Го28
>
То же
Проект
235
200
0,85
214,3
13,8
98,3
>
135
39,3
22,9
13.5
720
960
1175
12.75
1050
520
Чиркейская, Сулак (рис. 10.14)
вгефузо
>
ПО УЭТМ
1970
294
250
0.85
200
15,75
98,1
>
147
33
19
21,5
835
1166,5
1360
15
1150
560
Саяно-Шушенская, Енисей
(рис. 10.15)
свф^542
3
ЛПЭО «Электросила»
1977
711
640
0.9
142,8
15,75
98,3
>
158
43
30
102
1185
1480
1750
32.5
1790
912
Зёленчукская, Кубань
вгс1го 14
п
ПО УЭТМ
1984
94
80
0.85
428,6
13.8
97,7
тсв
130
30
18
1,05
383
642
378
0,407
385
177
Нурекская, Вахш
940 вгсвф|~зо
940* ВГСББ^ЗО
»
ПО УЭТМ
1972
353
300
0.85
200
15,75
98.2
тсв
131
38
23,7
26,5
843
ИЗО
1390
1,72
1250
648
(рис. 10.16)
>
То же
1979
353
300
0,85
200
15,75
98,3
тсв
131
38
24,3
26,5
843
ИЗО
1390
17,98
1251.5
666,5
Гюмушская, Раздан
CBS'»
>
ЛПЭО «Электросила»
1952
66
56
0,85
375
10.5
97,6
ЭМВ
94
21
21
1.2
386
580
820
4.8
360
179
Ткибульская, Дзеврула
СПФЛ^ 10
»
АЕГ Унион
1954
25
20
08
600
10,5
96,7
>
...
23,8
...
248
400
555
155
...
Рогунская, Вахш (рис. 10.17)
ПО УЭТМ
Проект
666
600
0,9
166.7
15,75
98,3
тнв
.150
39
28
65
1060
1390
1650
30
2200
1000
Храмская-2, Храми
>
ЛПЭО «Электросила»
I960
68.75
55
0.8
428,6
10,5
97,5
эмв
114
28
18
0,75
350
550
800
4,35
272
168
Спандарянская, Воротам
св S12
>
То же
1982
47.5
38
0.8
500
10,5
97.3
тсв
94
20
12
0,4
300
520
780
3,3
280
124,5
Иигурская, Ингури (рис. 10.18)
СВ^24
>
ПО СЭТМ
1976
306
260
0,85
250
15,75
98
>
165
43
100
8
625
890
1170
12
830
398
Гидрогенераторы
ковшовых гидротурбин
Татевская, Воротам (рис. 10.23)
свтИ 12
п
ЛПЭО «Электросила»
1966
65,5
52,4
0,8
500
10,5
97,5
эмв
130
28
16
0,4
300
520
780
1,8
283
134
Зарамагская, Ардом (рис. 10.24)
свШ20
>
То же
Проект
203.5
173
0,85
300
13,8
98
тсв
105
29
18
1,75
590
870
1150
4,5
760
380
• Нурекская ГЭС. гидроагрегат 5? 9.
Прн меча н не Система охлаждения гидрогенераторов Красноярской. Саяно-Шушенской. Ингур воздушная ротора. Гидрогенератор девятого агрегата Нурекской ГЭС имеет внутрнпроводниковое водя обмоток ротора и статора и железа статора). Система охлаждения всех остальных гидрогенераторов 216
ской и восьми гидроагрегатов Нурекской ГЭС внутрнпроводниковая водяная статора и форсированная ное охлаждение статора и ротора. Гидрогенераторы Рогунской ГЭС имеют полное водяное охлаждение ГЭС. приведенных ■ таблице, воздушная*
217
Таблица 10.11. Двигатели-гидрогенераторы насос-турбин
Гидроэлектростанция, река
Тип двигателя гидрогенератора
Конструктивное исполне-
Изготовитель
Год изготовления
Мощность
Коэффициент мощности
Частота вращения, об/мин
Напряжение. кВ
МВ-А
МВт •
Константиновская ГЭС-ГАЭС.
Ю. Буг (рис. 10.21)
св>
56
3
по этм
Проект
85,5
50
80
0,85
0,95
107,1
15,75
Киевская ГАЭС, Днепр (рис. 10.20)
36
п
То же
1970
45,6
33,4 40
0,733 0,9
166,7
10,5
Ташлыкская ГЭС-ГАЭС, Ю. Буг
48
3
»
Проект
147
125
133
0,85
0,95
125
15,75
Загорская ГАЭС, Кунья (рис. 10.19)
40
>
ПО УЭТМ
1984
236
200
220
0,85
0,95
150
15,75
Каневская ГАЭС, Днепр
«тс ^
40
>
по этм
Проект
255
220
220
0,85
0,95
150
15.75
Днестровская ГАЭС, Днестр
40
>
То же
>
430
324
421
0,9
0,99
150
15,75
Кайшядорская ГАЭС, Неман
вглс^
40
>
>
1986
236
200
220
0,85
0,95
150
15,75
Продолжение табл. 10.1 1
Гидроэлектростанция,
КПД • при 100 %-иой мощности я номинальном СОЗ ф, %
Система возбуждения
Реактивность. % •
Маховой момент, тыс. т-м1
Диаметр расточки статора.
Диаметр статора по кор пусу, см
Диаметр шахты генератора,
Harpy эка на подпятник, МН
Масса гидрогенератора. т
Масса ротора.
х
xd
xd
Константиновская ГЭС-ГАЭС, Ю. Буг (рис. 10.21)
97,7
98,3
тнв
59
87
24
34'
16
23
28
1045
изо
1520
19
860
390
Киевская ГАЭС, Днепр (рис. 10.20)
97,4
эмв
104
115
33
37
30
35
5,1
561
860
1100
5,5
450
200
Ташлыкская ГЭС-ГАЭС, Ю. Буг
98,2
98,4
тнв
108
105
37
36
23
22
35
1048
1140
1585
13
960
460
Загорская ГАЭС, Кунья (рис. 10.19)
98,4
98,5
>
142
142
45
45
32
32
32
935
1200
1450
14,6
1100
600
Каневская ГАЭС, Днепр
98,4
98,5
>
134
148
39
43
35
27
32
935
1190
1450
15,6
1120
600
Днестровская ГАЭС,
98,3
»
103
30
14
60
1150
1485
1730
36,6
1570
760
Днестр
98,6
123
35
17
Кайшядорская ГАЭС, Неман
98,4
98,5
>
142
142
45
45
32
32
32
935
1190
1200
14,6
1100
600
^ *В числителе — ж генераторном режиме, в знаменателе — в насосном режиме.
<5 Примечание. Система охлаждении всех двигателей-гидрогенераторов воздушная.
Глада 1!
ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ ГИДРОМАШИН ЗАРУБЕЖНЫХ ГЭС, ГАЭС И ПЭС
Таблица 11.1. Поворотно-лопастные горизонтальные капсульные гидротурбины
Гидроэлектро станция, страна
Год
первого гидроагрегата
Иаготовнтель (завод, фирма)
Число гидро- агрега-
Тил гидротурбины
Напор, м
КОСТЬ агрегата, МВт
Диаметр рабочего колеса D\. м
Расход, мЗ/с
Частота праще-
об/мин
Коэффн- быстро ХОДНОСТи
V об/мин
Макси*
кпд.
%
мини-
расчет-.
максимальный
Клостерфосс, Норвегия
1969
ПОАТ ХТЗ
4
плгкю
3,5
5,03
7,0
5.33
4,5
119
85,7
945
94
Витьярв, Швеция
1974
КМВ
3
•••
5,6
ф..
12.3
5,8
250
75
1125
...
Вогри, Франция
1980
Нейрпик; Жемон
2
•. .
5,65
...
18
6,25
350
75
1340
Расине, США
1980
Эшер Висс
2
2,44
6,23
7,0
24.6
7,7 •
443,5
52,1
1160
93,1
Кишкоре, ВНР
1974
Нейрпик;
Ганс-Моваг
4
6.27
6,7
11,5
7.21
4,3
138
107
1066
Порт де Фер, Румыния
Проект
Эшер Внес
2
ПЛГК15
2,44
6,9
7.5
22,8
7.25
71,5
1123
Дженпег, Канада
1975
ПО ДМ3
6
4,9
7,31
10,7
28,0
7,5
448
62
1020
94.0
Мелк, Австрия
1983
Фойт;
Андриц;
Фоест-Альпине
9
4,9
8,2
11.28
22,3
6.3
300
85.7
1070
Абвинден-Астен, Австрия
1979
Андриц;
Эшер Висс;
Фойт;
Фоест
9
4.8
8,2
10,9
19,5
5,7
284
93.8
1102
Кадерусс, Франция
1975
Альстом; Нейрпик
4
...
9,1
32,5
6,25
400
93,8
1248
Конгсвингер, Норвегия
1975
Квернер Бруг
1
9,16
19,1
5,5
240
93,8
...
Оттенсхейм, Австрия
1973
Андриц; Нохаб
9
5
9,2
13,45
25
5,6
250
100
1050
94,3
Авиньон,
1973
Альстом;
4
ПЛГК15
9.3
10,5
30
6,25
400
93,8
1168
Франция
Нейрпик:
9,7
30
6,25
405
93,8
1175
Жерванс, Франция
1981
Альстом; Нейрпик
4
. ♦.
12
Фуннефосс, Норвегия
; 1976
Квернер Бруг
2
8,15
10,3
12,95
20
5,2
220
100
903
Бокэр (Валабрег), Франция
1970
Альстом; Нейрпик
6
10,7
35
6,25
400
93.8-
735
Страсбург, Франция
1970
Альстом; Нейрпик
6
...
10,7
12,9
24.5
5,6
234
100
947
Парки, Швеция
1970
КМВ
1
5
11
14
21,2
4.9
140
115,4
975
Иффецхейм, ФРГ
1977
Фойт;
Эшер Висс
4
•..
117
13 85
27
5
268
100
900
Шалланг, Ю. Корея
', 1974
Альстом; Нейрпик
4
5
11,8
14,4
21
5,2
200
120
963
Рок Айленд, США (рис. 11.1)
. 1978
Альстом;
Нейрпик; Крезо
8
...
12.1
13,3
54
7.25
481
85,7
1005
Пож де Руссильон, Франция
1977
Альстом;
Нейрпик;
Шармиль
12
• ♦ .
12,1
18.10
40
6,25
400
93,8
930
Альтеиворт, Австрия
1976
Бофоре;
Нохаб;
Андриц;
9
ПЛГК20
9.5
14
39
6
300
103,4
882
Бельвер, Португалия Англефорт, Франция
1977
Фойт
Эшер Висс
1
...
14,2
15,20
35,3
6
267.5
100
805
1980
Нейрпик: Жемон
2
...
15
45
6,4
350
107
900
Геддеде, Швеция
1973
Нохаб; КМВ
1
...
15
24,3
4,5
180
136,4
842
Акао, Япония
1978
Фуджи
1
...
14,4
17,4
34
5,1 ♦*
220
128,6
784
Каковек, СФРЮ
1979
Нейрпик;
Литастрой
2
...
18,55
22,45
42,24
5,4
250
125
780
Шинго, Япония
Проект
• • •
1
ПЛГК25
19,25
40,6
5
200
136
* Диаметр капсулы й.64 м.
•• Диаметр капсулы 6,3 м.
Таблица 11.2. Поворотно-лопастные вертикальные осевые гидротурбины
Гидроэлектростанция, страна
Год пуска первого агрегата
Изготовитель
1 Число вгре*
. гатов
Тип гидро турбины
Напор, м
Мощность агрегата.
МВт
Диаметр рабочего колеса Оь м
Расход. мЗ/с
Частота враще-
об/мнн
Коэффициент быстроходности "*• об/мин
Максимальный кпд. %
мальный
расчетный
мякси- мальный
Вальзее, Австрия
1968
Нохаб
6
ПЛ10
—
9.1
10,6
40,5
7.8
450
62,5
94
Русфорс» Швеция
1962
КМВ
2
ПЛ15
—
11,7
13
40,5
8,1
380
71.4
775
94,2
Ашах, Австрия
1964
Фойт;
Эшер Внес
4
ПЛ20
13
15
18,3
66,54
8,4
500
68,2
694
94
Ноканан, Япония
1972
. . .
2
18
20
28
5.3
125
659
...
Лонг Спрае, Канада
1977
Доминион Инжиниринг
10
...
...
...
99,3
7,93
...
...
...
...
Ферлах Мария, ФРГ
1975
Фойт
2
ПЛЗО
...
20,8
22
38.94
5,1
125
646
...
Жупия, Бразилия
1967
Эшер Висс;
Рива;
Франко Този
14
...
21,1
24,4
100
8,4
462
78,3
640
...
Росег-Сант Якоб, Австрия
1974
Нохаб
2
...
23
...
41
5 (
197
136,4
640
...
Сальто Гранде, Аргентина
1977
ПОАТ ХТЗ
14
ПЛ40
10,6
25,3
32,5
138
8,5
...
75
580
94
Вольта Г ранде, Бразилия
1974
Доминион Инжиниринг
4
21,4
26.2
32,5
103
7,6
...
85.7
542
...
Джердап — Железные Ворота, СФРЮ-СРР
1969
ПО ЛМЗ
9
17,5
27,16
35,5
178
9,5
...
71,5
575
94.3
Собрадиньо, Бразилия
1978
То же
1
6
ПЛ40
18
27.2
31,8
194
9.5
...
75
590
94,5
Лауэр-Мону- ментал, США
1975
Аллис Чалмерс
6
...
28,3
30,5
- 156
7,93
...
90
635,6
94,0.
Джон Дей, США
1968
Морган Смит
20
...
28,6
37,1
135
7,8
...
90
644,1
••*
Литл Гус, США
1975
Аллис Чалмерс
6
ПЛ50
...
28^3
48,3
158
7,93
...
90
636
Мэктаквак, Канада
1977
ПО ЛМЗ
2
ПЛ40
23,77
33,53
36,27
НО
6,6
112,5
537
94,3.
Лоуэр Гранит, США
1974
Аллис Чалмерс
3
...
28,3
30,5
158,5
7,94
90
635
Грэнд Репидс, Канада
1965
То же
16
ПЛ50
34,1
36,5
41,1
110,4
6,8
112,5
486
...
Лнгга, Швеция
1976
Бофоре; Нохаб
2
39
...
181,7
7,5
107
546
Табка, Сирия
1972
ПО ЛМЗ
8
ПЛ70
29
60
69
142,0
6
150
395
93,5-
Отори, Япония
1965
Хитачи
1
ПЛ60
40
49
51
100
6,15
221,5
150
297
Трез Марна, Бразилия
1969
Фойт
8
32
50
55
71
149,5
166,3
392
Акка, Швеция
1978
Нохаб
я
ПЛ50
42,5
45
150
6,8
115,4
482
...
Орлик, ЧССР
1963
чкд
4
ПЛ70
44
70,5
...
94
4,6
150
187,5
359
90
Таблица 11.3. Пропеллерные и диагональные поворотно-лопастные гидротурбины
Гидроэлектростанция. страна
Год пуска первого гидроагрегата
Изготовитель
* Число гидроагрегатов
Напор, м
Мощность агрегата, МВт
Диаметр рабочего колеса.
D\. м
Расход. м3/с
Частота вращения, об/мин
Коэффи- быстроходности
об/мин
Максимальный кпд.
минимальный
расчетный
максимальный
Пропеллерные
Кадерусс *, Франция
1975
Альстом;
Нейрпик
2
—
9,1
...
32,5
6,9
400
93,8
1210
Советер *, Франция
1973
Альстом; Нейрпик
2
—
9,4
10
33
6,9
400
93.8
1210
...
Кэтл Репидс •*, Канада
, 1974
Франко Този
i 12
i
—
—
30
106
7,36
...
88
: 508
...
Диагональные
Кулигран, Шотландия
! 1962
Инглиш
Электрик
1
...
58,5
22
2.53
48,7
300
292
...
Амгасэ, Япония
J 1963
Мицубиси
2
47
57
60,5
57
3,9
94,1
180
408
94
Аяура, Швеция
1967
Нохаб
1
44
46
70.3
91,2
4,5
160
166,7
1 490
...
Шин-Ришима, Япония
1967
Тошиба
1
...
70,6
...
33,9
...
...
300
318
...
Самеура, Япония
1970
Хитачи
2
...
80
87,5
44
3,15
...
257
265
Янадзе, Япония
1964
Тошиба
1
...
97,3
...
43,6
...
...
257
204
...
• Горизонтальная' гидротурбина Пр15.
•• Вертикальная гидротурбина ПрЗО.
Таблица 11.4. Радиально-осевые вертикальные гидромашины
сл
□ о
Год
первого гидро агрегата
Изготовится!
Ч нсло гидро агрсга
Г ин гидро турбины
Напор, м
Мощ ность•
МВт*
Дна- рабоче-
D1. м
Расход, мз/с
Частота ера щення. об/мин
Коэффициент быстроходно стн ns, об/мин
Максимальная высота
рация Н$. м
Масса
Макс и-
KIL'L %
?
8
о
Гидроэлектро станция, страна
1
х я X X
К«
3
X ч
X X
09 i
5
Сайт-1, Канада
1978
по лмз
4
РО45
36,58
39,6
42.6
179
8
...
66,7
330
-1
220
95
Илья Солтейра, Бразилия (рис. 11.2)
1973
Евроконсорциум;
Хитачи
20
РО50
32
46
50
165
(200)
6.8
453
71.8
305
146
94.2
Капивара,'
Бразилия
1974
ПО ЛМЗ
4
35
50
50
163
6 05
375
100
350
-4
105.8
95.2
Агуа Вермела, Бразилия
1978
Нейрпик
6
РО75
57
57
240
(291)
7.2
457
94.7
345
160
Эль Чокон, Аргентина
1977
6
58,4
61.3
66
200 (235)
7
459
83,3
279
Инга-2, Заир
1976
Нейрпик
8
56,2
62,5
178
6.13
315
107
340
Порьюс, Швеция
1976
Бофоре; 14 ох я б
2
60,5
243.5
6,9
470
«3.3
284
Пурнари, Греция
1979
ПОАТ ХТЗ
2
57,5
68
79
103
4.25
150
290
- 1
Броунли, США..
1980
Хитачи
1
РО1 15
72
81
225 (265)
6,9
100
264
96
to to
Докан, Ирак
1976
ПО ЛМЗ
5
50
82
95
81.7
3.3
200
270
-2,6
Гидроэлехтро станция, страна
1 од
первого гидро* агрегага
Изготовитель
Число гидро агрега-
Гип гидротурбины
Напор, м
МВт*
Дим
рабочего ко-
О\. м
Расход м3/с
нра- тения, об/мин
Коьффи быстро ходно
об/мин
Мякеп- мяльная высота
И*.***
Масса колеса.
КПД, *
3
±5
h
i ?
Паулу Афонсу-3, Бразилия
1974
Фойт
4
РО115
...
82.5
88
207
5,7
187,5
390
Грэнд Кулп-З, США (рис. 1 1.-1)
1975
Бингам-Впламете
3
67,1
86.5
108,3
600
9.75
750
72
248
430
93
Грэнд Кули-1, США
1977
Аллис
Чалмерс
3
67,1
86,5
108,3
700
9,91
880
85.7
318
450
Харспронгет-2, Швеция
1980
КМВ; Бофоре
1
103
105
469
6,6
485
107.1
261
193
Кабора Басса, Мозамбик (рис. 11.5)
1974
Фонт; Нейрпик
5
РО170
103.5
127
415
(485)
6,55
405
107.1
244
162
Инферннльо-2, Мексика
1974
Эшер Висс
2
110
112
198.5
5,4
202
138 5
201
...
Гекчекайя, Турция
1973
Аллис Чалмерс
3
104
115
130
107
3,78
100
187.5
190
59.3
94.5
Итайпу, Бразилия (рис. 11.6)
1982
Механико-Пеза- да; Фойт; Женой; Крезо
18
90
118
124
700
8.5
689
90.9
250
Ла Гранд-4, Канада
1983
Нейрпик
9
...
119,5
122
300
5,55
280
128.6
262
-4,2
Ла Гранд-2, Канада
1979
Нейрпик
16
137
141,7
338,5
5.5
270
133,3
190
-7,5
94 1
Гури 2, „ Венесуэла ел
1982
Хитачи; Тошиба
10
РО170
130
136
146
730
7,17
530
112,5
242
130
. ...
Фоз-до-Арея. Бразилия
1980
Гидроарт; Хитачи
6
96
128
135
430
6
344
128 6
...
Майка, Канада
1975
ПО ЛМЗ;
Хитачи
2
4
131
170
182,9
444
6,1
435
128,6
160
-3
...
95,3
Ритсем, Швеция
1978
КМВ
1
145
150
173
300
(330)
5,3
240
166.6
218
...
75
...
Портидж Маунтин, Канада
1969
Мицубиси; Тошиба
6
138,7
152,4
170,7
260 (282)
5,36
150
167
...
94,1
Реза Шах Кэбир, Иран
1970
Альстом;
Нейрпик
4
РО230
...
160
280
5.5
166.7
182
...
...
...
Сейтеваре, Швеция
1967
Нохаб
1
167,5
...
182
204 (225)
4,5
...
200
184
32
96
Гувер (модернизация), США
1970
Аллис Чалмерс
1
161,5
181
104
4,35
...
180
117.6
92.0
Черчилл Фолс, Канада
1971
Доминион
Инжиниринг
11
РО400
...
312,5
322
477
5,6
142
200
127
—3.7
100
94,0.
Вер Хорнберг, ФРГ
1976
Эшер Висс
4
РО700--
593
625
655
258
4.5
45
600
114
-70
Росхаг-Цемм, Австрия
1970
Фойт
4
*
...
636
650
60
1,98
13
750
68
90,1:
Вяльдек-2 (ГАЭС), ФРГ (рис. 11.7)
1974
*
2
РО400
320
329
343
220
80
375
147
—53
Черны Ваг (ГАЭС), ЧССР
1980
чкд
6
РО500
391
419
428
114.3
2,6
30
500
105
—24,6
* В скобках указаны максимальные значения.
" Турбина горизонтальная.
Таблица 11.5. Ковшовые вертикальные гидротурбины
, • Гидроэлектростанция, страна
Год пуска первого гидро агрегата
Изготовитель
Число гидро* агрегата
Напор, м
агрегата. МВт
Диаметр рабочего колеса Di. м
Расход. М3/с
Частота вращения, об/мин
Коэффициент быстроходности
об/мин
расчетный
макси мальныЛ
Нью Колгейт, США (рис. 11.8, 11.9);
1969
Фойт
2
397
413
169
4,45
46
180
45
Сестримо, НРБ ■
1974
чкд j
2
...
539
136
2,69
28
333
55
Скьюмен, Норвегия^
1973
Квернер Бруг
2
...
585
140
2,2
24
428
46
Идикки, Индий
1972
Аллис Чалмерс
6
600
669
130
2,68
22
375
46
ЧимеТо **, Италия
1958
Рива Кальцони
; 2
...
727
123
3.5
18
300
32
Чивор, Колумбия
1975
То же
4
803
125
2,3
19
450
48
Видра-Лотру, СРР
1972
Нейрпик;
3
747
—
. 180
3.6
28
375
48
Кемано, Канада
1960
Аллис Чалмерс;
Доминион । Инжиниринг; Нейрпик
16
760
820
ПО
3,35
17
327
32
Эль-Мантаро, Перу
1967
Рива Кальцони;
Франко Този
6
• • •
850
124
2,56
17
450
40
Аурланд-1 ***, Норвегия
1973
Квернер Бруг
3 .
840
855
243
3,08
32
375
53
Си-Сима, Норвегия
1979
То же
2
885
315 (350)
5,1
40.5
333
40.5
Гриттен, Норвегия
1979
> >
1
920
• • ’
144
2,5
18
500
44
Ланг-Сима, Норвегия
1975
> >
2
1065
1126
260
5,1
28
428
41.9
Мальта-Роттау **•* (ГАЭС), Австрия
1977
Фойт
2
1030
1106
220
3
20
500
37
Монченизио, Италия
1976
Рива Кальцони
2
1304
130
3.38
И
428
23
Фроже, Франция
1978
Нейрпик
2
1330
234
2.85
20
500
38
Сан-Фиорано, Италия (рис. 11.10)
1972
Франко Този
2
1404
1440
140
2.95
11
500
25
• В скобках указана максимальная мощность.
*• Гидротурбина горизонтальная.
••• Максимальный коэффициент полезного действия 91.28%.
•••• Диаметр предтурбннного шарового затвора 1,1 м.
Таблица 11.6. Диагональные поворотно-лопастные насос-турбины (ПЛДНТ)
Гидроэлектро станция, страна
Год пуска перпого гидроагрегата
Фирма — изготовитель
Ч нсло гидро агрегатов шт.
Напор в турбинном режиме, м
Мот-
МВт '
Диаметр рабочего колеса
D|. м
Расход *. мз/с
Частота проще
об/мин
Коэффн- быстроходности
об/мин
Высота отсагы- пяния Н$. м
КПД -. %
МИНЯ-
четный
максималь-
Сэр Адам Бек, Канада
1959
Инглиш Электрик
6
13,1
25,3
26
35,5
47.8
5,8
114
140
92,3
349
92
90
Кадана, Индия
1977
ЧКД
2
30
48,2
61,7
65,0
5
147,7
137,7
136,5
560
—
Липтовская Мара. ЧССР
1974
2
30
35
46,6
50,3
52.9
5
124,0
107.0
135,5
290
—
Вальдеканас, Испания
1952
Инглиш Электрик.
Мицубиси
3
50
74.1
75
81
81
4,65
138
НО
150
234
—9
92
Никаппу, Япония
1974
Тошиба; Мицубиси
2
66,5
100
117
103
102
4.15
115
94
231
257
-40
—
Мосегава, Япония
1973
Тошиба
2
55
100.5
ПО
148
160
4,5
“170
180
254
—49
—
Таканэ-1, Япония
1969
Мицубиси, Хитачи
4
79,6
125
136,2
88
99
3,45
80
66
277
177
-35
90
90,7
to • В числителе —в турбинном, в знамена геле—в насосном режиме.
Таблица 117. Радиально-осевые насос-турбины (РОНТ)
Год пуска
Число
Напор *
Мо:и
МВт
Лип
Рае ход •. м /с
цельная
Коэффициент
HWOTF
ГнЛроэлектрм станция, страна
1 пер- DOTO гидро-
Фирма — изгото китель
гндро- агре-
МИЛЬ
расче!
МЫ»
ьплех а Г), м
частота арате
об/мин
быстроходности
orc асы
КПД •. V
Веле, США
1976
Аллис Чалмерс
4
27
29,9
30
54,5
61.8
6.88
78?
85,8
373
...
Мормон Флэт. США
1971
То же
2
39,3
43.5
...
41,3
45 5
Л02
138,5
333
...
■Фэйрфнлд, США (рис. 11.11)
■Смит Маунтин, США
(рис. 11.12)
■Блу Ридж, США
1978
8
64,8
5.23
150
358
1965
>
2
8
45.7
58
60
80
82
52,7
62,5
71
65
78
300
327
6,76
135,6
718"
227
105,9
112.5
210
245
...
Габриель Калан.
■Испания
1977
ФоЛт
1
31
50
59
ПО
6.84
136 36
398
...
■Агуеира, Португалия
1978
Нохаб. Веней
2
61,1
71
112,4
90
6,05
...
125
232
Джокасси, США (рис. 11.13)
1973
Аллис Чалмерс
4
85,5
85
90
90
97,5 105
198
170
7,32
175
120
204
-366
93,5
94
■Синкан (Никаппу), Япония
1970
Мицубиси
...
66,5
73.0
100
102
117
122
103
102
4.15
115
94
231
273
—40
92
92
Далешице,
1976
ЧКД
4
67
88,7
112,5
6
135
136,5
230
. . .
91,4
ЧССР
69.22
93
...
115
77 9
«Картере, США
1973
Аллис Чалмерс
2
-LLL
105
106
127
132
130
129
6.3
127
150
188
...
Лос Рейнос,
1978
ЧКД
2
90
99,7
118,5
5,4
115
166.7
241
Аргентина
104,8
97,2
139
Ладингтон, США
1973
Хитачи
6
87,2
93
107,7
113,6
118
120
343
323
8,38
"зи"
112,5
223
-7,5
93,5
92
Жарновец, ПНР
1981
ЧКД
4
101,9
119
181
6
178,5
166,7
219
-25
90,5
112,6
128,5
197,5
153,3
91
Ягнсава, Япония
1967
Хитачи
3
53
111
111
85
5,74
100
150
141
-10
93
63
112.5
112,5
87
80
92
Азуми,
1968
Тошиба
4
75
. . .
135
108,5
5,29
187,5
208
Япония
78
138
106
"90”
Маунт Эльберт,
1976
Аллис Чалмерс;
2
123
145
103
5,3
180
165
США
Тошиба
131.5
148
133
"80"
Камлох,
1972
КМВ; Бовинг
2
159
170
117
300
212
Ирландия
187
198,5
61-72
Фоерс,
1974
КМВ; Бовинг
2
150
165
178
150
4,57
95,5
273
212
-39,6
92
Великобритания
181'
167
77,5
"80"
Окуяхаги-1,
1980
Тошиба
3
161
172
107,3
4
300
206
Япония
182
118
"68"
Широяма, Япония
1965
Хитачи; Тошиба
2
2
123,9
133
153
155
181,4
186,2
65
67,4
3,9
48
19,5
300
166
...
91,0
91,0
Кисеняма, Япония
1968
То же
1
1
184
196
206
210
220
230
233
240
5,74
124 НО
225
162
—29.6
91,0
91,0
Каплнна.
1979
Гидроарт, Рива;
2
210
. . .
256
245,6
. . .
120,5
300
СФРЮ
Франко Този;
Ансальдо
227
210
97
Нортфилд Маунтин, США
1971
Гамильтон;
Лима
4
216
224
228
234
251
254
260
250
5,8
"83"
257
172
-32.2
90,5
89.3
Бэр Свэмп,
1974
Хитачи
2
201
220
228,6
320
5,85
"Т2М
225
167,1
—21,3
92,5
США
208,8
225
240,8
306
—
91.5
Шинтойонэ,
1972
Тошиба
5
116
203
236
230
5.43
82
257; 250;
155,5
—36
Япония
8
245
250
129
214/257
Гидроэлектро станция, страна
него гидро- агре-
Фирма — изготовитель
Число гидро
Напор *, м
Мощ-
МВт "
Диа-
колеса Dt. м
Расход м’/с
нальная частота краше
об/м И Н
Коэффн
быстро ходности
пб/М.1Н
Высота отсасывания.
КПД -. %
минималь
расчет ный
макси- маль-
Ревэн, Франция
1975
Альстом;
Нейрпик
4
223
226
243,5
246
180
151
4,33
333
L92.3
-39
90
91
Шиптакасегава, Япония
1979
Тошиба
4
203
230
230
242
265
336
320
6,36
128
214
161
-33
Том Соок, США (рис. 11.14)
1965
Аллис Чалмерс
2
241
254
239
261,5
268
235
200
6,45
125
75,7
200
-9.7
Млоты, ПНР
1982
Тошиба, ЧКД
5
250
270'
274
283
257
253
4.745
115
77
300
178
-30
Редена, Франция
—
3
260
366
130
109
Юктан, Швеция
1978
Вофорс; Нохаб.
КМ В
224
199
251
269
251
330
240
4,2
145
ТТ5
300
201
-60
94,5
91.4
Ко-Труа Поп, Бельгия (рис. 11.1S)
1971
Аллис Чалмерс
6
235,6
273
277
275 5
125
140
4 6
300
112
-18
Кастаик, США
1977
Хитачи
6
259
265
274
281
328
261
263"
5.84
"эТ
257
137
-21,3
Маркерсбах, ГДР
1979
ЧКД
6
286,7
286,7
301
307
175
182
3.98
74
53
375
155
-42
Рэккун Маунтин, США (рис. 1 1.16)
1975
Аллис Чалмерс
4
257
264
297
304
305
311
340
400
5,05
109
121
300
165
-40
“90"
Дас Каунти, США
(рис. 11.17)
1980
То же
6
328
334
329
335
384
393
380
420
6,4
130
116
257,1
132
-45
92
92,7
Набара,
1975
Хитачи
2
249.4
294
318
318
5.95
257
126
-43
Япония
279
315
339,3
Бленхейм Джильбоа, США
1973
>
4
305,4
330.7
338,3
357.3
339
358
300
313
6 06
■ 99,7
80.6
257
116
-15.3
...
Бэд Крик, США
1978
Аллис Чалмерс
4
309
329
390
257
230
5 7
50,5
300
156
Вианден-2,
1973
Зульцер; Фойт
1
275)8
291
196 '
4.4
74,1
333
152
-26
91.9
Люксембург (рис. 11.18)
283,7
294,5
215
68.8
91,5
Круахан, Шотландия
1966
Мицубиси; Инглиш Электрик
2
335
343
368
362
368
103
107
3.2
25.9
600
152
Кадамарай,
1982
КМВ, Бовинг
4
323
341
395
102
500
127
Индия
341
381
413
116
26.7
Родунд-2, Австрия (рис. 11.19)
1977
Фойт
1
324
323
330
357.4
348
271
4.35
83
71 5
375
162
—36
Бразимоне
Сувиана, Италия
1973
Гидроарт
2
354
377,7
386
170
169
4.26
52 3
37.7
375
108
-36
Окутатараги,
1974
Хитачи
2
342.8
383,4
406
310
5.7
94
300
116
— 47 5
Япония
374.8
...
424
314
72
Монтези, Франция
1982
Нейрпик
4
379,8
389.7
416
426
228
202
...
62,8
42,8
428.6
-61
Вилларино, Испания
1969
Бовинг; КМВ
4
376
382
395
410
135
125
3
45
29
600
151
-44
Дрэйкеисберг, ЮАР
1982
Тошиба
4
422
451
467
250
300
"бГ
375
115
Поромбка Жар, ПНР
1978
Бовинг; КМВ
ЧКД
4
402
427
417
430
452,5
135
127
3.1
34,6
30
600
137
91.6
90.5
Гндроэлектро станция, страна
Год
Число
lanop *. м
Лиз- колеса
О., м
Коми-
Кияффи-
бЫСТ|Н>- ходностм
об/*мин
Высота отсасывания
вето гвдро- arpt-
Фирма — пэгото житель
гидро- агре-
МЯЛЬНЫЙ
расчет-
мяль-
Н°МВт *
Расход м'/с
частота яраще-
об/мин
кпд •. %
Окикуетси, Япония
1977
Хитачи
4
432
468
470
485
490
240
250
57
48
375
98
-53
57
512
48-54
Охира, Япония
1975
Тошиба
2
470
509
490
509
512
545
256
277
4,82
47.8
400
105
-51
...
Агехара, Япония
Хитачи
4
460
508
272
290
...
53,5
360
...
...
...
Нумапара, Япония
1974
>
3
422
452
482
500
528
230
250
5,0
57 5
50
375
...
-46
Тамахара, Япония
1982
Хитачи: Тошиба
4
518
524,3
559,2
309
310
...
52,5
428,6
...
...
...
Динорвик, Великобритания (рис. 11.20)
1981
Бовинг; КМВ
6
494
523
535,8 540
541
545
273
300
3,66
"to"
500
126
—60
92,5
91,7
Окуюшино, Япония
1976
Тошиба
6
443
468
475
506,5
526
539
207
214
3,76
46,7
39
514
117
—70
Хелмс, США
1982
Хитачи
3
500
580
...
350
357
...
...
360
...
...
Байна Баста, СФРЮ
1978
Тошиба
2
497,5
531,7
554
600
621
294
300
4,82
"367
428,6
73
—54
Чаира, НРБ (рис. 11.21)
Проект
>
4(1-я очередь)
689
701
212
225
3,74
36
30
600
...
-62
90,6
90,1
Да Кош **, Франция (рис. 11.22)
1975
Нейрпик: Крезо; Вевей
4
862
882
930
932
945
80
83
1,9
9,6
8.7
600
...
90.8
89 5
Трэнд Мезон***, Франция
1982
Нейрпик:
Вевей
8
821
827
949
972
109
146
2.215
18,1
17,3
600
-40
Чиотас Пиастра *”, Италия (рис. 11.26)
1974
Ансальдо; Рива Кальцони;
Франко Този
8
990
1060
1047
Лотб"
150
160
2,25
16,3
14,5
600
...
-46
Супер Биссорте **, Франция
Эдоло **, Италия (рис. 11.27)
1986
Нейрпик; Вевей
Ансальдо; Рива
Кальцони;
Франко Този
4
8
1072
1120
1100
1256
1287
1194
1217
1290
130
148
127
141.6
2,14
2,215
11,9
10,4
600
600
89,5
90,0
•* 5™ЛИТе^с~^ турбинном режиме. в знаменатсле-в насосном режиме.
Насос-турбина 5-ступенчатая.и
Насос-турбина 4-ступенчатяя.
Таблица 11.8. Насос-турбины ПЭС
Приливная электростанция, страна
Год пуска первого
Изготовитель
Число агрегатов
Напор, м
Мощность агрегата.
МВт
Диаметр рабочего колеса Db М
Расход при расчет
напоре, mVc
нальиая частота вращения, об/мин
Коэффициент быстроходности лг об/мин
Максимальный кпд. %
Диаметр капсулы Ок. и
минимальный
расчетный
максимальный
Кислогубская, СССР
(рис. 10.25)
1964
Нейрпик; Альстом
1
0,18
1,28
2,5
0,4
3,3
37
72“
1340
86
2,7
Сен-Мало, Франция
1959
То же
1
0.7
5,5
11
9
5,8
270*
88.2
1375 •
75
5,0
Ранс, Франция
1966
>
24
1
5,5
11
10
5,35
270
94,0
1390
4.35
Аннаполис *, Канада
1984
Эшер Висс
1
1.7
5.5
7.1
17,8
7,6
378
50
87.3
Для насосного режима
** С мультипликатором 600 об/мин.
Рис. 11.2. Разрез по гидроагрегату ГЭС Илья Солтейра
23*5
237
Рис. 11.5. Разрез по гидроагрегату ГЭС Кабора Басса 238
Рис. 11.7. Разрез по гидроагрегату ГАЭС Вальдек-2
16 Под ред. Ю. С. Васильева
Рис. 11.8. Разрез по гидроагрегату ГЭС Нью Колгейт
242
Рис. 11.10, Разрез по многоступенчатому насосу трехмашинного агрегата ГАЭС Сан-Фиорано
Рис. 11.11. Разрез по гидроагрегату ГАЭС Фэйрфилд
16*
to
<л
Рис. 11.13. Разрез по насос-турбине ГАЭС Джокасси
Рис 11.14. Разрез по гидроагрегату ГАЭС Том Соок
4
246
I
Рис. 11.15. Разрез по гидроагрегату ГАЭС Ко Труа Пон
Рис. 11.16. Разрез по насос-турбяне ГАЭС Рэкун-Маунтин
Рис. 11.17. Разрез по насос-турбине ГАЭС Бас Каунти
247
to
со
Рис. 11,18. Разрез по гидроагрегату ГАЭС Внандеп-2
Рис. 11.19. Разрезпо гидроагрегату ГАЭС Ролуид-2
i
(
Рис. 11.21. Разрез no насос-турбине ГАЭС ЧаираРис. 11.22. Разрез по на
сос-турбине ГАЭС Ла Кош
Рис, 11.23. Разрез ио гидроагрегату ГАЭСЛаго Делио
ОРГАНИЗАЦИЯ МОНТАЖА ОБОРУДОВАНИЯ
Глава 12
МОНТАЖНЫЕ ПЛОЩАДКИ
МЕСТОПОЛОЖЕНИЕИ ГАБАРИТЫ МОНТАЖНЫХПЛОЩАДОК
Гидроэнергетическое оборудование современных ГЭС и ГАЭС имеет габариты, не позволяющие собирать его полностью в заводских условиях и доставлять в собранном виде на место установки. Турбинные и генераторные предприятия производят контрольную сборку отдельных узлов и часто только для головных образцов гидроагрегатов. После контрольной сборки узлы разбираются на части, которые по массе и размерам можно транспортировать по железной дороге. Некоторые детали гидроагрегата при наличии технической возможности и экономической целесообразности перевозят на строительную площадку водным транспортом, например рабочие колеса крупных радиально-осевых турбин, ванны подпятников и т. п.
На монтажных площадках ГЭС и ГАЭС осуществляют разгрузку деталей и узлов гидроагрегатов и производят расконсервацию и укрупннтельную сборку. На монтажной площадке разметают узлы гидроагрегата также при его демонтаже. Кроме того, на монтажной площадке часто производят сборку и ревизию трансформаторного оборудования, а также других видов оборудования ГЭС и ГАЭС.
Монтажная площадка располагается всегда в зоне действия грузоподъемных кранов машинного зала, как правило, в том торце, куда удобнее повести подъездные пути. На многоагрегатных объектах в ряде случаев предусматривают две монтажные площадки —по обоим торцам машинного зала или делают удлиненным блок последнего агрегата, наиболее удаленного от монтажной площадки.
При необходимости укрупнительной сборки узлов одновременно несколько гидроагрегатов предусматривают дополнительную внешнюю сборочную площадку, обслуживаемую специальными козловыми, автомобильными и самоходными кранами на- гусеничном ходу. В некоторых случаях целесообразно использовать в качестве временной дополнительной монтажной площадки строительную часть нескольких гидроагрегатов, примыкающих к основной монтажной площадке или расположенных в противоположном от нее торце машинного зала. Однако это требует значительного 256
опережения строительных работ по машинному залу, что не всегда осуществимо.
Пол монтажной площадки предусматривается на уровне пола машинного зала. Однако в связи с возможным по топографическим условиям в створе сооружении уровнем расположения подъездных путей монтажная площадка может располагаться и выше, и ниже машинного зала. Если подъездные пути находятся намного выше машинного зала, то появляется необходимость устройства перегрузочной площадки, оснащенной соответствующим краном. Для подземных ГЭС и ГАЭС может оказаться целесообразным устройство подъездных путей и монтажной площадки не в торце, а в середине машинного зала, между гидроагрегатами.
При монтаже и особенно демонтаже для раскладки некоторых узлов н детален агрегата используется наряду с монтажной площадкой свободная площадь машинного зала, для чего она рассчитывается на соответствующую нагрузку.
Размеры монтажной площадки, как правило, должно быть достаточны для расположения ротора генератора, крышки турбины, рабочего колеса, вала, ванны подпятника. Крестовина генератора может быть при этом установлена на ротор или под ним. При отсутствии специальной трансформаторной мастерской предусматривается также место для ревизии трансформатора.
В тех случаях, когда конструкция гидрогенератора предусматривает установку на вал разогретой втулки ступицы ротора на месте монтажа, в полу монтажной площадки предусматривается люк для прохода фланца вала и под люком в лежащем ниже помещении располагается бетонная роторная тумба для опоры и крепления фланца. Болты крепления фланца рассчитываются на вырывающее усилие, равное грузоподъемности крана машинного зала за вычетом массы вала и ступицы. Такое усилие может быть приложено при необходимости снятия втулки с вала в случае перекоса при ее установке.
В месте, предназначенном для сборки ротора генератора, предусматриваются закладные металлические плитки для крепления сборочного стенда. Плитки устанавливаются на уровне черного пола. По окон
чании монтажных работ они закрываются, как и весь пол монтажной площадки, облицовочными маслостойкими плитками.
В тех случаях, когда на монтажной площадке собирается статор генератора, здесь предусматривается место и приспособление для его сборки.
Сборка рабочих колес поворотно-лопастных гидротурбин и разъемных рабочих колес радиально-осевых гидротурбин производится на чугунных монтажных плитах, закрепленных на перекрытии монтажной площадки. Эти плиты (рис. 12.1) имеют стандартный размер 1,5X3 м и поставляются в качестве монтажного приспособления комплектно с первой гидротурбиной. Число плит определяется размерами закрепляемых деталей. Плиты устанавливаются на черный пол и крепятся к перекрытию фундаментными болтами. После покрытия пола монтажной площадки облицовочными плитками поверхность монтажных плит должна несколько выступать над ними. Монтажные плиты удобно использовать и в период эксплуатации при ремонте узлов оборудования.
Для ревизии трансформаторов на монтажной площадке отводится определенное место в пределах подъездных путей для их перемещения на своих катках. Здесь же в случае необходимости производится поворот трансформатора краном машинного зала из транспортного положения в рабочее. В месте, где производится ревизия трансформатора, желательно устраивать неглубокий приямок для сбора и отвода протечек масла с перекрытия в маслоуловитель.
Для выема сердечника или поднятия «колокола* трансформатора в случае недостаточности принятого высотного положения кранов под монтажной площадкой гредусматривается трансформаторная яма, перекрываемая съемными прочными плитами.
На рис. 12.2 показан пример расположения узлов оборудования на монтажной площадке для гидроэлектростанции с тремя поворотно-лопастными гидротурбинами
17 Под ред. Ю. С. Весмдье»»
с рабочим колесом диаметром 10 м мот костью 110 МВт. Общая длина монтажной площадки равна 37 м, или 1.2 длины агрегатного блока.
Расчетные нагрузки на перекрытии монтажных площадок определяются пи массе собираемых здесь укрупненных узлов и занимаемой ими площади. Наибольшие нагрузки на перекрытия бывают обыч но на участках, где производится кантов ка вала агрегата, располагается рабочее колесо турбины или ротор генератора
По опыту проектирования расчетные распределенные нагрузки на монтажную площадку составляют 60—150 кПа, для пола машинного зала 20—80 кПа.
Принятое значение распределенных нагрузок должно быть проверено также на установку временных сосредоточенных грузов и стационарного оборудования.
На монтажной площадке в зоне действия грузоподъемных кранов машинного зала должны размещаться соответствующие транспортные средства, доставляющие сюда грузы:
железнодорожная платформа нормальной колеи 1524 мм грузоподъемностью 92 т, железнодорожные транспортеры для доставки трансформатора и других грузов соответствующей грузоподъемности (схема погрузки трансформатора и других негабаритных грузов определяется предприятием-изготовителем и им же согласовывается с МПС):
автомашины, автотреллеры н прицепы грузоподъемностью по максимальной массе перевозимых грузов;
специальная железнодорожная тележ ка для доставки крупногабаритного рабочего колеса с разгрузочного причала.
Захватное приспособление крана должно заходить за центр тяжести доставляемого груза не менее чем на 200 мм. Центр тяжести обычно располагается по про дольной осн транспортного средства.
Железнодорожный путь целесообразно предусматривать с учетом закрытия ворот после вкатывания транспортного средства, причем локомотив-толкач может быть выведен наружу. То же относится к трелле- ру-лрицепу с тягачом.
Въезд на монтажную площадку в зависимости от расположения подъездных путей по отношению к машинному залу может быть торцевой или фронтальный При фронтальном въезде более иелесооб разно подъездные пути располагать максимально приближенными к торцевой стене, при этом разгрузка транспортных средств не будет мешать сборочным работам на остальной части монтажной площадки. При торцевом въезде по этим же причинам желательно подъездные пути располагать не по центру, а ближе к одной из стен монтажной площадки.
Ворота для въезда на монтажную площадку должны иметь размеры, увязан
Рис. 12.2. Схема расположения оборудования на монтажной площадке ГЭС:Рис. 12.2. Схема расположения оборудования на монтажной площадке ГЭС:1- оси подкрановых рельсов; 2 — рабочее колесо турбины массой 270 т: 3 — монтажные плиты; 4 — ротор гидрогенератора массой 600 т; 5 — габарит обслуживания вспомогательного подъема грузоподъемностью 80 т; 6 — габарит обслуживания дополнительной электрической тали грузоподъемностью Ют; 7 — габарит обслуживания петли главного подъема грузоподъемностью 350 т; 8 — грузовой люк: 9—крышка турбины массой 120 т; /0 — пути перекатки трансформатора на катках, гZ — трансформатор массой 170 т; 72 — проход в ремонтно-механическую мастерскую; /3 — железнодорожный путь; 14 - подпятник генератора массой 100 т: 15 — люк над анкером гидродпнамометрз1- оси подкрановых рельсов; 2 — рабочее колесо турбины массой 270 т: 3 — монтажные плиты; 4 — ротор гидрогенератора массой 600 т; 5 — габарит обслуживания вспомогательного подъема грузоподъемностью 80 т; 6 — габарит обслуживания дополнительной электрической тали грузоподъемностью Ют; 7 — габарит обслуживания петли главного подъема грузоподъемностью 350 т; 8 — грузовой люк: 9—крышка турбины массой 120 т; /0 — пути перекатки трансформатора на катках, гZ — трансформатор массой 170 т; 72 — проход в ремонтно-механическую мастерскую; /3 — железнодорожный путь; 14 - подпятник генератора массой 100 т: 15 — люк над анкером гидродпнамометрзРис. 12.3. Разгрузочный причал для рабочих колес гидротурбин:Рис. 12.3. Разгрузочный причал для рабочих колес гидротурбин:баржа речная; 2 — рабочее колесо массой 156 т; 3 — грузовой полиспаст; 4- пилой; 5 - ванты: ряж из бруса: 7 — стреловой полиспаст; «—грузовые лебедки грузоподъемностью 7Д т от кр» КГБС-450: 9 —’стойка; 10 — отводной блок стрелового полиспаста; // — железнодорожные nv- для передвижения тележки с рабочим колесомбаржа речная; 2 — рабочее колесо массой 156 т; 3 — грузовой полиспаст; 4- пилой; 5 - ванты: ряж из бруса: 7 — стреловой полиспаст; «—грузовые лебедки грузоподъемностью 7Д т от кр» КГБС-450: 9 —’стойка; 10 — отводной блок стрелового полиспаста; // — железнодорожные nv- для передвижения тележки с рабочим колесом
Рис. 12.2. Схема расположения оборудования на монтажной площадке ГЭС:
Рис. 12.2. Схема расположения оборудования на монтажной площадке ГЭС:
1- оси подкрановых рельсов; 2 — рабочее колесо турбины массой 270 т: 3 — монтажные плиты; 4 — ротор гидрогенератора массой 600 т; 5 — габарит обслуживания вспомогательного подъема грузоподъемностью 80 т; 6 — габарит обслуживания дополнительной электрической тали грузоподъемностью Ют; 7 — габарит обслуживания петли главного подъема грузоподъемностью 350 т; 8 — грузовой люк: 9—крышка турбины массой 120 т; /0 — пути перекатки трансформатора на катках, гZ — трансформатор массой 170 т; 72 — проход в ремонтно-механическую мастерскую; /3 — железнодорожный путь; 14 - подпятник генератора массой 100 т: 15 — люк над анкером гидродпнамометрз
1- оси подкрановых рельсов; 2 — рабочее колесо турбины массой 270 т: 3 — монтажные плиты; 4 — ротор гидрогенератора массой 600 т; 5 — габарит обслуживания вспомогательного подъема грузоподъемностью 80 т; 6 — габарит обслуживания дополнительной электрической тали грузоподъемностью Ют; 7 — габарит обслуживания петли главного подъема грузоподъемностью 350 т; 8 — грузовой люк: 9—крышка турбины массой 120 т; /0 — пути перекатки трансформатора на катках, гZ — трансформатор массой 170 т; 72 — проход в ремонтно-механическую мастерскую; /3 — железнодорожный путь; 14 - подпятник генератора массой 100 т: 15 — люк над анкером гидродпнамометрз
Рис. 12.3. Разгрузочный причал для рабочих колес гидротурбин:
Рис. 12.3. Разгрузочный причал для рабочих колес гидротурбин:
баржа речная; 2 — рабочее колесо массой 156 т; 3 — грузовой полиспаст; 4- пилой; 5 - ванты: ряж из бруса: 7 — стреловой полиспаст; «—грузовые лебедки грузоподъемностью 7Д т от кр» КГБС-450: 9 —’стойка; 10 — отводной блок стрелового полиспаста; // — железнодорожные nv- для передвижения тележки с рабочим колесом
баржа речная; 2 — рабочее колесо массой 156 т; 3 — грузовой полиспаст; 4- пилой; 5 - ванты: ряж из бруса: 7 — стреловой полиспаст; «—грузовые лебедки грузоподъемностью 7Д т от кр» КГБС-450: 9 —’стойка; 10 — отводной блок стрелового полиспаста; // — железнодорожные nv- для передвижения тележки с рабочим колесом
ные с доставляемыми грузами. Если оборудование доставляется только по железной дороге, то размеры ворот принимаются по допускаемой негабаритности грузов. При доставке деталей и укрупненных узлов с разгрузочного причала водного транспорта или с внешней сборочной площадки размеры ворот должны учитывать габариты этих грузов.
Ворота монтажной площадки должны открываться и закрываться механизирован ным способом. Полотнища ворот теплоизолируются, а в северных районах в зоне ворот предусматривается также тепловая завеса. В одной из створок ворот предусматривается калитка.
ПОДЪЕЗДНЫЕ ПУТИ И БАЗЫХРАНЕНИЯ ОБОРУДОВАНИЯ
Детали и узлы, отгружаемые предприятиями — изготовителями оборудования, как правило, рассчитываются на железподо рожный транспорт. Если нет железной дорога, то грузы доставляются автотранс 258
портом с использованием большегрузных автомобилей и автоприцепов, треллеров и специальных автопоездов с многоколесными тягачами. Доставкой таких грузов занимается специализированное объединение «Спецтяжавтотранс» Министерства автомобильного транспорта РСФСР, которое разрабатывает также маршрут и схему погрузки и крепления грузов.
Такие крупногабаритные детали гидроагрегатов, как рабочие колеса радиальноосевых гидромашин и ванны подпятников гидрогенераторов, независимо от габаритов желательно изготавливать неразъемными и подвергать чистовой обработке в заводских условиях. При этом обеспечивается максимальная надежность работы гидроагрегата.
Для перевозки крупногабаритных деталей целесообразно воспользоваться водным транспортом, если может быть обеспечена хотя бы сезонная связь предприятия—изготовителя оборудования со строительной площадкой. Для разгрузки судов при использовании водного транспорта обычно в нижнем бьефе гидроузла
приходится предусматривать разгрузочный причал с необходимыми грузоподъемными средствами. Этот причал должен быть связан с монтажной площадкой ТЭС соответствующими путями.
На рис. 12.3 показан разгрузочный причал одной из ГЭС, оснащенный грузо- подъемны^ краном упрошенной конструкции типа <Шевр>. Здесь имеются железнодорожные пути, связывающие причал с монтажной площадкой, и специальная тележка на рельсовом ходу (с поворотными катками) для погрузки рабочего колеса турбины.
В последнее время ведутся поисковые работы по вариантам доставки крупнота баритных деталей воздушным путем с помощью дирижаблей.
При доставке деталей железнодорожным транспортом габариты приближения строений следует принимать по ГОСТ 9238—83 «Габариты приближения строений и подвижного состава железных дорог колеи 1520 (1524 мм)> для линии со скоростью движения поездов не выше 160 км/ч. На рис. 12.4 показан габарит С для путей, сооружений и устройств обшей сети железных дорог и подъездных путей
Рис. 12.4. Габариты подвижного состава и приближения строений железных дорог [С— габарит приближения строений (мостов, туннелей, галерей и платформ): Т — габарит подвижного состава, проходящего по всем путям железных дорог СССР]Рис. 12.4. Габариты подвижного состава и приближения строений железных дорог [С— габарит приближения строений (мостов, туннелей, галерей и платформ): Т — габарит подвижного состава, проходящего по всем путям железных дорог СССР]Подвижной составМодельГрузоподъемность.Габариты, мШирина макси мальнаяДлина по осям автосцсЦистерна для нефтепродуктов вместимостью. м3:61,1515-1474553,0912.0271,715-1427603.09612,49156,2515-15001253,23421,15Грузовая платформа13-401703,1514,62Критик цельнометаллический вагон с расширенным дверным проемом11-217683,24914,73Цельнометаллический полувагон с глухим полом12-1505693,13413,92Транспортер колодцевого типа (размер колодцевой части 10,7 X 2,7 м)14-6062612,719,67Транспортер платформенного типа14-60551202,424,13Транспортер сцепного типаТранспортер сочлененного типа, максимальная длина перевозимого груза по осям проушин, м:14-604924033,1315,514-6057240—48,041514-135400—58 0215,514-139500—63.49Транспортер с пониженными погружными площадками14-6061340—46,84Подвижной составМодельГрузоподъемность.Габариты, мШирина макси мальнаяДлина по осям автосцсЦистерна для нефтепродуктов вместимостью. м3:61,1515-1474553,0912.0271,715-1427603.09612,49156,2515-15001253,23421,15Грузовая платформа13-401703,1514,62Критик цельнометаллический вагон с расширенным дверным проемом11-217683,24914,73Цельнометаллический полувагон с глухим полом12-1505693,13413,92Транспортер колодцевого типа (размер колодцевой части 10,7 X 2,7 м)14-6062612,719,67Транспортер платформенного типа14-60551202,424,13Транспортер сцепного типаТранспортер сочлененного типа, максимальная длина перевозимого груза по осям проушин, м:14-604924033,1315,514-6057240—48,041514-135400—58 0215,514-139500—63.49Транспортер с пониженными погружными площадками14-6061340—46,84Таблица 12.1. Подвижной состав железных дорог колеи 1520 мм (выборка из номенклатурного каталога «Вагоны широкой и узкой колеи», 1984 г.)Таблица 12.1. Подвижной состав железных дорог колеи 1520 мм (выборка из номенклатурного каталога «Вагоны широкой и узкой колеи», 1984 г.)Колесная формулаУклон. °(№6X4100—804X285—658X470-506X255—358X235—15Колесная формулаУклон. °(№6X4100—804X285—658X470-506X255—358X235—15
Рис. 12.4. Габариты подвижного состава и приближения строений железных дорог [С— габарит приближения строений (мостов, туннелей, галерей и платформ): Т — габарит подвижного состава, проходящего по всем путям железных дорог СССР]
Рис. 12.4. Габариты подвижного состава и приближения строений железных дорог [С— габарит приближения строений (мостов, туннелей, галерей и платформ): Т — габарит подвижного состава, проходящего по всем путям железных дорог СССР]
Подвижной состав
Модель
Грузоподъемность.
Габариты, м
Ширина макси мальная
Длина по осям автосцс
Цистерна для нефтепродуктов вместимостью. м3:
61,15
15-1474
55
3,09
12.02
71,7
15-1427
60
3.096
12,49
156,25
15-1500
125
3,234
21,15
Грузовая платформа
13-401
70
3,15
14,62
Критик цельнометаллический вагон с расширенным дверным проемом
11-217
68
3,249
14,73
Цельнометаллический полувагон с глухим полом
12-1505
69
3,134
13,92
Транспортер колодцевого типа (размер колодцевой части 10,7 X 2,7 м)
14-6062
61
2,7
19,67
Транспортер платформенного типа
14-6055
120
2,4
24,13
Транспортер сцепного типа
Транспортер сочлененного типа, максимальная длина перевозимого груза по осям проушин, м:
14-6049
240
33,13
15,5
14-6057
240
—
48,04
15
14-135
400
—
58 02
15,5
14-139
500
—
63.49
Транспортер с пониженными погружными площадками
14-6061
340
—
46,84
Подвижной состав
Модель
Грузоподъемность.
Габариты, м
Ширина макси мальная
Длина по осям автосцс
Цистерна для нефтепродуктов вместимостью. м3:
61,15
15-1474
55
3,09
12.02
71,7
15-1427
60
3.096
12,49
156,25
15-1500
125
3,234
21,15
Грузовая платформа
13-401
70
3,15
14,62
Критик цельнометаллический вагон с расширенным дверным проемом
11-217
68
3,249
14,73
Цельнометаллический полувагон с глухим полом
12-1505
69
3,134
13,92
Транспортер колодцевого типа (размер колодцевой части 10,7 X 2,7 м)
14-6062
61
2,7
19,67
Транспортер платформенного типа
14-6055
120
2,4
24,13
Транспортер сцепного типа
Транспортер сочлененного типа, максимальная длина перевозимого груза по осям проушин, м:
14-6049
240
33,13
15,5
14-6057
240
—
48,04
15
14-135
400
—
58 02
15,5
14-139
500
—
63.49
Транспортер с пониженными погружными площадками
14-6061
340
—
46,84
Таблица 12.1. Подвижной состав железных дорог колеи 1520 мм (выборка из номенклатурного каталога «Вагоны широкой и узкой колеи», 1984 г.)
Таблица 12.1. Подвижной состав железных дорог колеи 1520 мм (выборка из номенклатурного каталога «Вагоны широкой и узкой колеи», 1984 г.)
Колесная формула
Уклон. °(№
6X4
100—80
4X2
85—65
8X4
70-50
6X2
55—35
8X2
35—15
Колесная формула
Уклон. °(№
6X4
100—80
4X2
85—65
8X4
70-50
6X2
55—35
8X2
35—15
от станций примыкания до территории промышленных предприятий (для путей на самой территории промышленных предприятий действует габарит Сп — на рисунке не показан, имеющий незначительные отклонения от габарита С). На этом же рисунке показаны габариты подвижного состава Т, допускаемого к обращению но путям общей сети железных дорог СССР, подъездным путям и путям промышленных предприятия, сооружения и устройства на которых отвечают требованиям габаритов С и Сп.
Для подвижного состава, допускаемого к обращению как по всей сети железных дорог СССР, так и по железным дорогам зарубежных стран колеи 1435 мм, действуют уменьшенные габариты 0-Т, 01-Т, 02-Т и 03-Т.
В табл. 12.1 указаны основные размеры железнодорожного подвижного состава в СССР.
Железнодорожные пути на территории ГЭС и ГАЭС проектируются в соответствии со СНиП 11-2-80. Эти пути относятся к IV категории, для которой характерен поездной и маневровый характер движения поездов при скорости не более 50 км/ч и размер перевозок не более 2 млн. т-км/км.
Для таких путей наименьший допустимый радиус закругления 300 м, руководящий уклон не более 30 %. В трудных условиях радиус закругления пути может
быть снижен до 200 м. а при особенно сложных топографических условиях для промышленных электровозов и тепловозов с вагонами общей сети, а также транспортерами и сцепами с длинномерными или негабаритными грузами радиус может приниматься 150 м. В любом случае радиус меньше 300 м должен быть специально обоснован.
Наименьшая длина прямых вставок между криволинейными участками железнодорожного пути с направлениями кривых в разные стороны допускается 30 м, а при специальном обосновании — 20 м. При направлении кривых в одну сторону прямая вставка должна быть длиной нс меньше 40 м, если это невозможно, то выполняют сплошную кривую.
На подходах к погрузочно-разгрузочным фронтам при подаче составов с выключенными тормозными средствами вагонов при массе состава брутто до 300 г спуски допускаются не круче 12%о, если локомотив находится в хвосте состава, и 15%о, если локомотив в голове состава.
Для промышленных предприятий железнодорожные рельсы принимаются обычно типа Р50 по ГОСТ 7174—75 и Р43 по ГОСТ 7173—54.
Автомобильные дороги на территории ГЭС и ГАЭС проектируются, исходя из расчетной скорости движения 60 км/ч. При этой скорости радиус закругления дороги должен быть не менее 400 м. однако при трудных или стесненных условиях при специальном обосновании допускается минимальный радиус 125 м.
На дорогах и проездах, рассчитанных на движение электрокаров со скоростью 15 км/ч. радиус принимается для одиночных электрокаров 5 м, для электрокаров с прицепом 8 м.
Продольные уклоны дороги принимаются в зависимости от колесной формулы автотранспортера, на движение которого они рассчитаны:
Детали гидроагрегатов, прибывающие на строительную площадку гидроузла, хранятся в основном на базе оборудования, откуда по мере необходимости доставляются на монтажную площадку.
В соответствии с «Инструкцией о порядке хранения энергетического оборудования на объектах Минэнерго СССР» (1967 г.) в закрытом отапливаемом складе должно храниться следующее оборудование:
обрезиненные вкладыши подшипника турбины;
регуляторы частоты вращения;
баки МНУ в сборе с насосами или отдельно масловинтовые насосы с электродвигателем;
компрессорные агрегаты;
насосы с электродвигателями;
электроприводы трубопроводной арма туры;
детали с запрессованными синтетическими втулками и отдельные втулки.
аппаратура управления, регулирования и защиты и контрольно-измерительные приборы;
регулирующие и предохранительные клапаны;
щиты с разводкой и приборами;
диски подпятников.
В закрытом неотапливаемом складе хранятся:
распределительные золотники;
механизмы рабочего колеса ПЛ турбин;
механизмы поворота и сервомоторы направляющего аппарата;
баббитовые вкладыши подшипников.
клапаны срыва вакуума и выпуска воздуха;
эжекторы;
маслоприемники рабочего колеса ПЛ турбин;
детали механизмов холостого выпуска и предтурбинных затворов:
кран-балки и тали с электроприводами, грузовые полиспасты, тельферы, тросы, полюсы генераторов и электродвигателей;
стальные сегменты роторов электрических машин;
тормоза и тормозные сегменты:
электродвигатели напряжением до 1000 В и генераторы постоянного тока.
элементы электрических машин, имею щие обмотку;
соленоидные приводы;
подпятники, подшипники и другие детали генераторов и электродвигателей.
Под местными и индивидуальными навесами или укрытия ми должны храниться:
лопатки направляющего аппарата, лабиринтные уплотнения;
регулирующие кольца;
рабочие колеса турбин;
лопасти рабочих колес ПЛ турбин, валы;
маслонапорные установки (котлы я баки);
лестницы, перекрытия, ограждения, кольца направляющего аппарата.
корпуса подшипников (без обрезинен них вкладышей);
корпуса предтурбинных затворов, закладные мелкие трубопроводы;
станочное оборудование;
грузовые тележки грузоподъемных кранов.
Ila о i к p ы т о м складе разрешается хранить:
водяные фмлмры;
баки разного назначения, трубопроводы и фасонные части диа- 'и-тром более 60 мм;
закладные и фундаментные части гид- I «машин, поставляемые без транспортной .сшчнон упаковки;
фермы и кабины грузоподъемных кра* поя;
|росы в барабанах;
крестовины гидрогенераторов;
корпуса статоров электрической ма- инны без обмотки.
Вее складские помещения и площадки -азы основного оборудования должны на холиться в зоне обслуживания стационарных либо передвижных грузоподъемных • редств. База оборудования связывается монтажной площадкой автодорогой и, если имеется возможность, железнодорожной веткой. Детали, доставленные водным транспортом, как правило, хранятся на разгрузочном причале и отсюда доставляются па монтажную площадку.
Для разгрузки и отстоя трансформаторов вблизи монтажной площадки предусматриваются железнодорожные пути, откуда трансформатор на своих катках может быть перемещен на монтажную площадку для сборки н ревизии. Обычно предусматривается возможность разгрузки трансформатора как с помощью гндродомкратов железнодорожного транспорта, так и грузоподъемными средствами монтажной площадки. Железнодорожные пути и пути перекатки трансформаторов на своих катках частично сов- \<ещаются.
12J. ВЫБОР ГРУЗОПОДЪЕМНОСТИИ ЧИСЛА КРАНОВ
Монтаж гидроэнергетического оборудования производится грузоподъемными электрическими кранами, обслуживающими как монтажную площадку, так и машинный зал ГЭС или ГАЭС Применяются в основном краны закрытой установки. В южных районах машинный зал иногда выполняется пониженным и краны устанавливаются снаружи, над крышей. При этом в крыше монтажной площадки и над каждым из гидроагрегатов устраиваются люки-проемы со съемными или раздвижными крышками.
Для закрытой установки применяются мостовые, полукозловые и козловые крапы, для открытой установки — преимущественно козловые. Все краны применяются для легкого режима работы.
Грузоподъемность кранов машинного зала принимается в соответствии с массой монтажных узлов гидроагрегата. Опре- леляющим обычно является масса ротора 262
гидрогенератора с приспособлением для его захвата. В случае применения конструкции гидрогенератора с разъемным ротором определяющей для выбора грузоподъемности крана может быть масса собранного па монтажной площадке статора генератора, укрупненного узла крышки турбины, рабочего колеса или главного трансформатора.
Тип кранов машинного зала н их число назначаются па основании технико-экономического сопоставления и рекомендуемого архитектурного решения с учетом компоновки основного оборудования и конструкции строительной части.
При числе гидроагрегатов в машинном зале более пяти или при массе монтажного узла более 500 т, а также в подземных машинных залах обычно принимается установка двух кранов одинаковой, половинной грузоподъемности [2]. Установка двух кранов увеличивает маневренность при производстве монтажных и ремонтных работ, кроме того, несколько облегчаются подкрановые конструкции.
На многоагрегатных ГЭС и ГАЭС с числом агрегатов более 15 рекомендуется применение дополнительного крана грузоподъемностью 10—50 т, устанавливаемого на одних путях с основными кранами или на самостоятельных путях [2]. Для крана грузоподъемностью 250 т и больше целесообразно по условиям монтажа крупных деталей заказывать крюки вспомогательного подъема повышенной грузоподъемности (63—125 т).
Пролет кранов принимается с учетом подъема н переноса наибольшего по ширине монтажного узла, обычно ротора или статора гидрогенератора и рабочего колеса турбины поворотно-лопастного типа. При этом приближение транспортируемых кранами деталей по горизонтали к строи- тельным конструкциям и установленному оборудованию должно быть не менее 1000 мм.
В случае установки в машинном зале двух одинаковых кранов подъем и перенос основной детали, определившей их грузоподъемность, осуществляется при совместной работе обоих кранов. При этом может использоваться специальная траверса (масса примерно 10 % грузоподъемности) с захватом за. ступицу ротора или вал генератора. При ширине крана, меньшей диаметра ротора, в некоторых случаях захват может быть осуществлен за спины без применения траверсы. Масса траверсы и других приспособлений учитывается в массе поднимаемого груза.
Высота машинного зала, определяемая высотным расположением подъемных механизмов кранов, должна назначаться минимальной, для чего рекомендуются жесткие захваты, раздельная транспортировка вала и рабочего колеса, перенос вала и других длинных деталей в горизонтальном
положении с кантовкой их в кратере гидроагрегата. Принятое высотное положение кранов должно быть проверено на подъем трансформатора для поворота его в рабочее положение и на выем сердечника при ремонте трансформатора. Если высота окажется недостаточной, рекомендуется применение специальной траверсы для подъема трансформатора или устройство трансформаторной ямы. Если высотное положение крана машинного зала при этом нс обеспечивает установку высоковольтных вводов трансформатора, следует предусматривать установку на кране дополнительного устройства малой грузоподъемности или применение другого специального приспособления. При транспортировке грузов кранами зазор по вертикали до строительных конструкций или установленного оборудования требуется не менее 500 мм.
Для увеличения площади пола машинного зала и монтажной площадки, обслуживаемой кранами, целесообразно на крайних фермах мостов кранов устанавливать электрическую таль, передвигающуюся по монорельсу. Грузоподъемность тали 5—10 т.
Применяемые на ГЭС и ГАЭС краны машинных залов обычно имеют скорость (меньшие величины относятся к кранам большей грузоподъемности): передвижения крана 15—25 м/мин; передвижения тележки 5.0—12,5 м/мин; главного подъема 0,4— 1 м/мин; вспомогательного подъема 4,5— 12,5 м/мин; передвижения дополнительной электроталн 20 м/мин; подъема крюка элсктротали 8 м/мин.
При установке в машинном зале двух кранов располагать их следует зеркально таким образом, чтобы кабины управления были рядом. В этом случае дополнительные электротали устанавливают на наружных фермах каждого крана.
Ход подвески главного подъема крана машинного зала должен обеспечивать установку рабочего колеса в его камеру. Крюк вспомогательного подъема должен иметь ход несколько больший, чтобы обеспечить подачу грузов на подмости под рабочим
колесом и в помещения под монтажной площадкой.
При грузоподъемности крана 250 т и более главный подъем обычно оснащается нс крюком, а петлей с пальцем для соединения с жесткими захватными приело соблсниямн крупногабаритных и тяжелых грузов. В этом случае необходимо предусматривать установку на указанную петлю съемного крюка или другого устройства грузоподъемностью 150—200 т для возможности захвата других грузов гибкими стропами.
СПЕЦИАЛЬНЫЕПРИСПОСОБЛЕНИЯ
На рис. 12.5 показана траверса грузоподъемностью 900 т для совместной работы двух кранов грузоподъемностью по 500 т при подъеме ротора генератора массой 890 т с захватом за ступицу ротора Захватной фланец траверсы по размерам и крепежным болтам согласуется с размерами фланца ступицы ротора для крепления надставки вала. Масса этой траверсы 58,77 т.
На рис. 12.6 показано приспособление для переноса крышки турбины, используемое также для установки рабочего колеса с валом поворотно-лопастной турбины Особенностью этого приспособления является использование подставок разной длины, позволяющее переносить рабочее колесо и укрупненный узел крышки турбины в машинном зале при минимальной его высоте. Этим же приспособлением после перестроповкн на удлиненные подставки устанавливается крышка турбины с опорой подпятника на рабочее место с учетом выступающего конца турбинного вала.
На рис. 12.7 показано приспособление для переноса собранного статора гидрогенератора с помощью его верхней крестовины.
На рис. 12.8 показана траверса грузо подъемностью 400 т для разгрузки транс
рис. 12.5. Траверса грузоподъ-емностью 900 т для спареннойработы двух кранов
BOSS2053
Рис. 12.8. Траверса грузоподъемностью 375 т для подъема трансформатора
Рис. 12.9. Траверса для подъема ротора за надставку вала
264264Глава 13Глава 13ОРГАНИЗАЦИЯ МОНТАЖА ГИДРАВЛИЧЕСКИХОРГАНИЗАЦИЯ МОНТАЖА ГИДРАВЛИЧЕСКИХТУРБИНТУРБИН
264
264
Глава 13
Глава 13
ОРГАНИЗАЦИЯ МОНТАЖА ГИДРАВЛИЧЕСКИХ
ОРГАНИЗАЦИЯ МОНТАЖА ГИДРАВЛИЧЕСКИХ
ТУРБИН
ТУРБИН
форматора типа OPU533000/500. Масса траверсы 30,28 т.
На рис. 12.9 показана траверса для подъема ротора за надставку вала. Масса траверсы 47,5 т при грузоподъемности 650 т.
Габариты обслуживания площади пола машинного зала, в том числе монтажной
13.1. ПРОЕКТ ОРГАНИЗАЦИИМОНТАЖА
Одним из основных способов ускоренного ввода гидроагрегатов в эксплуатацию является рациональная организация монтажных работ, максимальное совмещение их со строительными работами по сооружению здания ГЭС (рис. 13.1).
Условиями успешного ведения монтажных работ в планируемые сроки являются: высокое качество изготовления оборудования, тщательная комплектация его заводами-изготовителями и на базах хране
площадки, зависят, в частности, от приближения кранов к торцевым стенам. Ограничения зависят от настройки приспособлений для автоматического отключения механизма передвижения при приближении к концевым упорам по торцам машинного зала (см. гл. 4).
ния строительства, применение легко удаляемой консервации, наличие всех необходимых приспособлений, материалов и т. п. Этому также содействует наличие вблизи здания ГЭС хорошо оборудованной базы монтажной организации с механической мастерской, оснащенной соответствующим станочным парком, монтажными и другими инструментами.
В проекте организации монтажа гид ротурбинного оборудования исходят из числа агрегатов, сроков начала работ и ввода их в эксплуатацию, возможности ведения работ по монтажу закладных ча-
1н
о г ' Е у сз ® d
। d’ti 3 сз.
П С} :т^
з8ь )ри
iu. год тельстЬ
’cl
Вт
ороа.
го/
?
"Tpemu.iL
год
Четвертый год
1 R 2 to си
V
V1
71!
vniyx
х
XI
хп
i
и
|/У
У
VI
711
7Ш
IX
X
XI
XII
I
11
111
IY
У
71
УН
7П1
Ъх
X
XI
XII
I
11
т
IV
У
VI
VII
УШ
IX
х
XI
XII
1 -
? -
1
—
1 —
2
1 —
2
"Г
XX-
J
3
- 1
- г
х
ос 1
F
^
—
/ -
юс
1
р к
5
1 -
Т7"1?
1
С-
Б
2
ХА
ГА
F
7
8
■ i
24
9
1
-1
2
2-
3 х
Г
с
—
—
10
1
-2
3
М_
11
- 7
-7
J XX
F
12
2
5 XX
F
- 7
13
zi
XX
- Г
• 2
К
-1
« -
^“1 F
15
*
J XX ~1
7 -
16
3
XX -НК
17
/
ЮС
18
Ь——
- 1
—
-2
—
—
W
—1
- 3
—х>
-Л
19
- 1
1 —
> —
—
——
- ।
1 3
хх - 1
->
—
20
21
—
-R—
г —
—
—Z
_
-
"J
■я — 1
-з
>
от-
л
22
-7j
|
1
-4
1 >
■2,
X- <
л..
—
Рис. 13.1. График монтажных работ при строитслычии миогоагрсгатпон ГЭС:
/-монтаж закладных частей; 2 -монтаж направляющего аппарата: 3- монтаж рабочих механизмов; хх - пуск гидроагрегата на холостим хоту К овод в эксплуатацию*
х Ех Ех тз to
х Е
х Е
267
я w я TD
С» а ь X
5
5
я
я о
Е
я X X
Е
СУ X
X
я -О to § X
с»
л я си
-о to ч
тэ о» S' л го
ж р
X
тз си СК О Л X 2
2 О X to X
2 to
О
О ГО X ч го 50
2 а to to Я го b w
со СО
5 О Я •н > X •у > 01 о .с х х
3 гл х > я я и 2 О CD
to о ч
2, Я
г to
го
§
5
to X
х
3 to ч о
Е
о
СК X
я
to 9
2 о
Ь b X
го ч to X о я
Со to
to b X Е
to b ст
О
х to
2 го
Е
го
to
о
с»
СК X X
Е
X to я
X 2 ГО
X to
2 г»
Е
си
л го
О
о ь го г> to
п
X
X Е ж
а» b О я
я
X ь to 2 о
го
X
Е
to О м ж
X 3
X
X Г»
2
Е
а Е я
S X го X X Е X
ж
го я
го X X
о
О b о X ro X X ro
to го
to to х Е
to го ч го
9
b to
го
СК го ь
X ь to
2
х b X
О2
ГО 2 to u> X о
я ь о го X
го
ь to
я го 9
9 X X я о 9 Е 2
X о
у
го ч Z X о 9 Е X
о го to X
го
о to X о
го
Е
' о 1 ч
я
X
о
X
о
о
оо
го
ГО
to
О Е =. Ж
E x x о
z 2
О го
о го to
о ГО
го
X
E X
2 го
to X
—‘ to го
° го О X Сп
го ч Е X о 9
О
я
О
to
Е
X to
2
8 to
я
го
X X го
to
b
я
° о
О' О
го X
о
9 го
го ):
и to
X
X
bО
о со to to
го
toО
*
го ч X
to
го
я Е
to to
ГО я го л
X
X
Ж о to
го
о
X го ч го X
to 2 О О
аз
9
го
го X
го
x ro
! ?s
X to г
X О
о
Я
х
X
X X
я
to
ГО
X
го
2
О
Я О
го to
О
to to
to
ГО о
х
to
■: 9 СО
У*
I го
2
। О
9
Е
го
о
скхз
Е
X to
О
E ж
О
О O'
to О' о ч to
О
я о а
£ X
to to
о
го
to
го
О 2 Е а м го 2 to X
о го о
го ч о X to
to
го
b X
го
to
to Ж
го
о
о я
о
о
о X о
О
О to
я
го
to
я
2 го
W
аto
се
ы
9 E я
X 9 to 5 ч го X
ro
го
to
2
to to
to
b to
я
го
to
to
X
я
О Я го го го го
^ь»
•а си
X X го
д:
to
х
я о 9 го
2 го
E 2
• Ju го
-П ч г-1 to
ГО
ж
Е
to
to
X
2
о
о
ь го
ro to
w to
о го X о 9
to
СК го ч о
to"О
ro 2 ro
to to 2 ro
§
О 03 X X
2
Я
X о
СП =
о
О из
3
Е
to
со
О Е
X
сл
X to
о
>
5
О 9 to
X
X
ГО Я го
9 to 5 Е
о о ь ч о 9
to
го
X
го
К
Е
to CK to
2 го го ч го
о я го го го го
X X 2
3
о
2
Е
го
го я го * X Z го
x ro
ro X ro to
Ж
X X
и,
ro 2 ro
:’ Е
Е со
го си
го
о
го
§ »*
О Ч = boo
x ro
го
to a ro X
9 ГО го
о
to СК о
го X 9 to ч Е 9 to го
ь to
го
го
го
2
О
го
го
о
Е
го
О
to
Е
to го я о
О го
я о 2 о Е ст 3
о
to to
го я ь го
to
О го
to
to to
to
-е-
ГО Я го X
Е
x E ж
о
to го
го
to X to
о го ч
О
о
Я
го
о
Е
3to
о сз
О
о 2
X
ГО
го о го
ч о
о СК го го я го
а го го
О
с го
ro to
ro
2
9 to
3
ь to
О
О
о
го
О
Е
Рис. 13,2, Послединателыюсть операции при сборке рабочего колеса иескрестовиннон конструкцииРис. 13,2, Послединателыюсть операции при сборке рабочего колеса иескрестовиннон конструкции
Рис. 13,2, Послединателыюсть операции при сборке рабочего колеса иескрестовиннон конструкции
Рис. 13,2, Послединателыюсть операции при сборке рабочего колеса иескрестовиннон конструкции
лоприемник (для поворотно-лопастной гидротурбины).
Монтаж направляющих аппаратов. На сборочных и монтажных площадках собираются вес кольцевые детали. В обоснованных случаях конструцнсй направляющего аппарата предусматривается его монтаж одновременно со строительными работами.
Основными требованиями к качеству монтажа направляющих аппаратов являются: правильная центровка верхнего кольца (крышки турбины) относительно нижнего, что должно обеспечить возможность применения минимальных усилий для поворота направляющих лопаток, плотность контакта лопаток, минимальные торцевые зазоры между лопатками и неподвижными кольцевыми деталями. При любом способе центровки верхнего кольца направляющего аппарата (крышки турбины) относительно нижнего должна быть проверена вертикальность и легкость поворота каждой лопатки, плотное прилегание смежных лопаток, параллельность верхних торцов лопаток, опирающихся на нижнее кольцо, сопрягаемой с ними плоскости верхнего кольца.
Операции по окончанию монтажа направляющего аппарата выполняются после установки па место рабочего колеса, вала и крышки турбины.
Направляющие лопатки соединяются с регулирующим кольцом и после заполнения трубопроводов системы регулирования маслом под давлением из МНУ создается заданное натяжение, позволяющее выбрать люфты в соединениях деталей механизма поворота и обеспечить необходимую плотность направляющего аппарата в закрытом положении при полном давлении воды в спиральной камере. Стопор заводится при закрытом с натяжением направляющем аппарате, что позволяет разгрузить полости сервомоторов от давления масла.
Монтаж рабочих колес. Рабочие колеса радиально-осевых гидротурбин в большинстве случаев изготовляются и доставляются к месту установки цельными. Рабочее колесо с подвешенным к нему конусом- обтекателем, на котором могут быть размещены подмости для работ по соединению колеса с валом на месте, устанавливается на фланец фундаментного кольца и расцентровывается относительно неподвижных деталей. В тех случаях, когда высота машинного зала позволяет, рабочее колесо до опускания окончательно соединяется с валом и устанавливается на место в сборе с ним. В момент опускания краном рабочего колеса при повороте его с остановками через 90° проверяются зазоры в нижнем лабиринтном уплотнении.
Части составных рабочих колес соединяются с помощью болтов или сваркой, проверяется форма лабиринтных колеи и 268
при необходимости дополнительно обрабатывается. после чего колеса статически балансируются на специально поставленном для этого заводом-изготовителем приспособлении.
Рабочие колеса крупных поворотно- лопастных гидротурбин отправляют с заводов-изготовителей на строительство после статической балансировки и контрольной сборки, включающей гидравлические испытания, но из-за больших габаритов н массы они поступают разобранными на отдельные детали.
Для сборки механизма поворота лопастей на монтажной площадке заводы- изготовители поставляют специальное приспособление. Одновременно поставляется ряд других приспособлений, в том числе для подъема и кантовки корпуса, заводки цапф, подъема и установки лопастей, установки стаканов, подъема и транспортировки рабочего колеса в сборе, а также для гидравлических испытаний и др.
На рис. 13.2 приведены схемы операций по сборке рабочего колеса с бескре- стовииной конструкцией механизма поворота лопастей. Полностью собранное и испытанное на монтажной площадке рабочее колесо с раскрытыми лопастями снимается с тумб, осторожно опускается на конус-обтекатель до образования между ними зазора в несколько миллиметров. Конус прижимается к корпусу снизу домкратами, окончательно затягиваются и стопорятся болты их соединения.
Рабочее колесо переносится и опускается в камеру монтируемой турбины на проектную отметку, поворачивается вокруг вертикальной оси на 180°, при этом через каждые 60° определяют суммарные диаметральные зазоры лопасти — камера. С помощью маслонасосной установки лопасти рабочего колеса сворачиваются, после чего опять производят определение тех же зазоров. Затем рабочее колесо опускается ниже проектной отметки (на несколько миллиметров больше, чем высота буртика на верхнем фланце вала). После этого рабочее колесо подвешивается на подвесках к заранее закрепленным на опорном кольце консолям и расцентровывается в камере. Торец цилиндра сервомотора выводится в горизонтальное положение регулировкой длины подвесок.
После опускания и крепления к рабочему колесу крышки, соединенной с валом, изменением длины подвесок выполняется регулировка вертикальности вала с точностью до 0,03 мм на I м его длины. С этого момента фланец вала турбины является измерительной базой для сборки генератора и прицентровки остова ротора.
Окончательно рабочее колесо центрируется в плане по зазорам между лопастями и камерой после проверки и, в случае необходимости, исправления обшей линии вала, приведения последнего в верти-
Рис. 13.3. Схема расположения индикаторов для проверки общей линии нала:Рис. 13.3. Схема расположения индикаторов для проверки общей линии нала:Рис. 13.4. Биение вала и турбинного подшипника:я —схема; б — векторная диаграмма; в — раз- верткзРис. 13.4. Биение вала и турбинного подшипника:я —схема; б — векторная диаграмма; в — раз- верткз
Рис. 13.3. Схема расположения индикаторов для проверки общей линии нала:
Рис. 13.3. Схема расположения индикаторов для проверки общей линии нала:
Рис. 13.4. Биение вала и турбинного подшипника:
я —схема; б — векторная диаграмма; в — раз- верткз
Рис. 13.4. Биение вала и турбинного подшипника:
я —схема; б — векторная диаграмма; в — раз- верткз
кз.п.ное положение с контролем распределения усилий, воспринимаемых сегментами подпятника.
Монтаж направляющих подшипников. Большинство отечественных гидротурбин оснашено направляющими подшипниками с обрезиненными вкладышами или сегментами. с водяной смазкой н охлаждением.
На монтажной площадке ГЭС собирают в кольцо корпус вкладыша, состоящий. как правило, из двух частей, соединяемых болтами. Изнутри к цилиндрической поверхности корпуса крепят сегменты.
К монтажу подшипника приступают после окончания всех работ по центровке ротора гидроагрегата и фиксирования его положения относительно неподвижных частей. В подшипниках с обрезиненными сегментами регулировка зазоров между каждым сегментом и валом осуществляется опорным болтом, клиньями или мерными прокладками, что значительно упрощает этот процесс.
Монтаж маслоприемника. К монтажу маслоприемника приступают после выполнения центровки и фиксирования положения ротора гидроагрегата, статора генератора, крестовины с установленной на ней подставкой. Этому предшествует сборка маслопрпемника на монтажной площадке. Корпус маслоприемника устанавливают в горизонтальное положение, заводят в него штанги, проверяют зазор между бронзовыми втулками в корпусе, наружной и внутренней штангами.
На подставке располагают основание маслоприемника с изоляционной прокладкой между ними.
Штанги маслоприемника окончательно крепят на верхнем фланце штанги рабочего колеса и с помощью специальных распорных болтов центруют по наружной поверхности надставки вала. Основание маслоприемника центруют относительно его штанг и окончательно закрепляют на подставке. На основание устанавливают и центруют корпус маслоприемника.
В связи с тем, что маслоприемник. штанги и маслопроводы представляют собой замкнутый электропроводящий контур. пересекающий статор генератора, в этих деталях индуцируются блуждающие тохи. вызывающие электрокоррозию. Во избежание этого основание маслоприемника должно быть изолировано от подставки и сливной трубы, а корпус — от присоединяемых к нему трубопроводов и деталей обратной связи.
Фланцевые соединения деталей гидротурбин. При монтаже гидротурбин одной из наиболее трудоемких и ответственных операций является затягивание большого число болтов с резьбой диаметром до 200 мм. Условиями надежности крепления Флзнисаых соединений являются правиль- 270
а — для генератора с валом: б — то же безвольной конструкции; и — точки намерения в плаве
ный выбор напряжений затягивания, его равномерность.
Наибольшее распространение нашли методы контроля усилий затягивания по измерению абсолютных деформаций болтов (шпилек), моментов завинчивания гаек (болтов), углов поворота гаек (болтов), отсчитываемых от условного нулевого положения, отвечающего плотному прилеганию сопрягаемых плоскостей фланцев и опорных плоскостей болтов и гаек к ним. Нулевое положение может быть обеспечено затягиванием болтов, создаваемым усилием крана или равномерной обтяжкой болтов (гаек) кувалдой.
Как показали результаты проведенных испытаний, при затягивании большого числа крупных болтов различными способами контроль усилий затягивания по их удлинению или измерению углов поворота обеспечивает значительно большую равномерность напряжений, чем контроль по моментам затягивания.
Центровка вертикальных гидроагрегатов, выполняемая в завершающий период монтажа, является операцией, которая обычно не может быть совмещена с другими ответственными операциями на дан ном гидроагрегате, поэтому сокращение сроков ее выполнения ускоряет ввод оборудования в эксплуатацию.
Центровка вертикальных гидроагрегатов имеет следующие цели: создание равномерных зазоров между неподвижными и вращающимися частями гидроагрегата: устранение чрезмерных биений вращающихся частей, вызываемых в основном не- перпендикулярностью опорной плоскости вращающегося диска подпятника оси вращения и изломом во фланцевых соедине
ниях элементов, образующих общую линию вала агрегата.
При проверке общей линии вала агрегата вначале прокручивают ротор генератора и проверяют биение его фланца. Для исключения радиальных перемещений при этом в одном из подшипников генератора устанавливаются зазоры, близкие к нулю. При прокручивании с помощью индикаторов Jx—It (рис. 13.3) измеряются смешения шейки вала в генераторном подшипнике, биения фланца вала генератора, цилиндрической поверхности фланца надставки, торцевой плоскости фланца остова ротора.
Неперпендикулярность подпятника, вызывающая биение сверх допустимого предела, устраняется шабровкой на клин опорной плоскости остова ротора или установкой калиброванной по толщине прокладки между этой плоскостью и вращающимся диском подпятника. В современных конструкциях генераторов отдельные изоляционные прокладки не применяются и изоляционный слой выполняется заодно с вращающимся диском подпятника на его тыльной стороне. В этом случае при необходимости шабрят на клин изоляциоп ный слой.
Высота снимаемого клина определяется из соотношения
где Бг— радиальное биение фланца вала генератора, мм; У„— диаметр диска подпятника, мм; I, —- расстояние от подшипника с зазором, близким к нулю, до фланца вала генератора, мм.
После устранения чрезмерного биения ротор генератора прицентровывается к валу турбины, их фланцы соединяются болтами, в которых при затяжке создается расчетное напряжение 120—200 МПа. Производится проверка общей линии пала прокручиванием ротора гидроагрегата на подпятнике. При этом по показаниям индикаторов /1—/j (рис. 13.3) с учетом значений смещения ротора генератора в подшипнике, сегменты которого установлены относительно шейки вала с зазорами, близкими к нулю, определяется биение вала турбины у фланцевого соединения и турбинного подшипника. Составляющие биения показаны на рис. 13 4, а.
Для наглядности по полученным результатам строится векторная диаграмма (рис. 13.4,6) или развертка — теоретически синусоида (рис. 13.4, в), на которых графически получают суммарное значение биения вала у турбинного подшипника и его составляющие от различных погрешностей изготовления и монтажа, в том числе от излома во фланцевых соединениях. В случае, если значение бнення вала у турбин- лого подшипника вследствие излома во фланцевом соединении превышает допустимое. торцевая плоскость фланца вала
турбины шабрится на клин. Высота снимаемого клина определяется из соотношения
Уф
6 - 777 £нзл'
где Оф—диаметр фланцев, мм; /т— расстояние от фланцевого соединения до шейки вала у подшипника турбины, мм; Биз* — биение шейки вала у подшипника турбины вследствие излома, мм.
ТЕХНИЧЕСКАЯ ДОКУМЕНТАЦИЯ
НА СМОНТИРОВАННОЕ
ОБОРУДОВАНИЕ
Монтаж гидроагрегатов при разделении его на несколько этапов требует контроля точности установки как турбины в целом, так и отдельных ее деталей и узлов в процессе производства строительных работ.
Для обеспечения правильной сборки гидроагрегата при монтаже турбин должны выполняться определенные требования: точность установки детали, служащей сборочной базой, т. е. расположение детали на заданной высотной отметке и относительно геодезических осей;
точность расположения роторных частей гидроагрегата относительно их неподвижных деталей;
точность установки фланца вала турбины, служащего измерительной базой при монтаже генератора;
точность установки остальных деталей на отдельных этапах строительно-монтажных работ
соответствие показателям, характеризующим качество монтажа гидротурбин, например уступам в сопряжениях элементов проточной частя, зазорам лопасть — 272
камера, зазорам в лабиринтных уплотнениях, зазорам в направляющем аппарате, отклонениям от соосности шеек вала гидроагрегата.
Количественным выражением требований к точности и показателям качества смонтированной турбины являются допуски на размеры, погрешности формы и расположения отдельных деталей и узлов, и на турбину в целом.
Специальный контроль соблюдения допусков в процессе монтажа турбины обусловлен необходимостью избежать ошибок при установке закладных частей, положение которых не может быть исправлено после бетонирования. С этой целью по окончании установки закладных частей производится сдача-приемка под бетонирование облицовки конуса, статора, фундаментного и опорного колец, камеры рабочего колеса и т. п., а фактические отклонения их размеров, формы и расположения фиксируются в картах замеров и сравниваются с допусками. Соблюдение их при монтаже является одним из обязательных условий обеспечения необходимой точности сборки турбины в целом. Контролируемые показатели точности и качества монтажа деталей н узлов турбины взаимосвязаны.
При установке и выверке закладных частей в качестве измерительных баз для определения формы и расположения деталей используются ось X в направлении берегов и ось У в направлении бьефов гидросооружения. Отсчет высотного расположения деталей производится по абсолютным или относительным отметкам на^1 уровнем моря и контролируется измерениями от реперов. Оси и реперы наносятся при общей планировке сооружения.
Фактическое отклонение размеров, формы и расположения детален, зазоры.
биение, данные по испытаниям и наладке отдельных узлов включаются в карты замеров, акты и протоколы.
При монтаже закладных частей фиксируются отклонения их поверхностен от проектного расположения на заданной высотной отметке, от параллельности условной горизонтальной плоскости (негорнзон- дальность), от соосности относительно вертикальной геодезической оси, от прямолинейности и плоскостности, круглости и цилиндричности расточек в различных сечениях по высоте.
Схема контроля при монтаже рабочих механизмов указана на рис. 13.5. Численные значения зазоров ti, b, с, d, е, (, g, h, к, б задаются с учетом параметров турбины и результатов расчетов размерных цепей. Проверка обшей линии вала вертикального гидроагрегата показана на рис. 13.3. Проверка линии вала горизонтального гидроагрегата показана на рис. 13.6.
Подробный перечень и образцы карт замеров, протоколов, актов содержатся в [-12]. Оформленная надлежащим образом техническая документация на смонтированное оборудование по каждому агрегату является неотъемлемой частью комплекта документации, предъявляемой при приемке гидросооружения государственной комиссией в постоянную эксплуатацию.
После окончания непосредственного монтажа гидротурбинного и генераторного оборудования осуществляется определенный цикл работ, связанных с вводом гидроагрегатов в эксплуатацию. Этот цикл включает проверку состояния смонтированного оборудования До заполнения проточной части водой, опробование всех систем и механизмов на неподвижном гидроагрегате при заполненной проточной части, наблюдение за гидроагрегатом при вращающемся роторе без включения генератора в сеть и опробование гидроагрегата, включенного в сеть. Существуют различные правила выполнения указанных этапов ра
бот и, в частности, имеется стандарт МЭК. основные положения которого приводятся в § 13.5.
МЕЖДУНАРОДНЫЕРЕКОМЕНДАЦИИ ПО ВВОДУВ ЭКСПЛУАТАЦИЮ, ЭКСПЛУАТАЦИИИ ОБСЛУЖИВАНИЮГИДРАВЛИЧЕСКИХ ТУРБИН(СТАНДАРТ МЭК.
ПУБЛИКАЦИЯ 545. 1976)
Основной целью стандарта является введение обших принципов сдачи гидравлических турбин и обратимых гидромашин в эксплуатацию и указание порядка экс плуатании и обслуживания. Стандар) имеет рекомендательный характер. В общих положениях стандарта приведена терминология, устанавливающая однозначное толкование основных вопросов эксплуатации и обслуживания, а также дается со став информации, которую должен получить заказчик от поставщиков оборудования.
Основными разделами стандарта ян ляются гл. 2 «Сдача в эксплуатацию* в гл. 3 «Эксплуатация».
В процедуру сдачи в эксплуатацию входят различные испытания, перечень и программа которых согласовываются заказчиком, поставщиком оборудования и генеральным проектировщиком.
Первым этапом испытаний являются предпусковые испытания. Сначала производятся различные проверки до заполнения проточного тракта водой. В этот период одновременно с турбинами должно быть проверено генераторное, вспомогательное и резервное оборудование. Проверке с фиксированием результатов подлежат:
Рис. 13.6. Проверка линии вала горизонтального гидроагрегата 18 Под ред. К). С. ВасильеваРис. 13.6. Проверка линии вала горизонтального гидроагрегата 18 Под ред. К). С. Васильевапроточный тракт турбины, его измерительные створы и отводы давления,
Рис. 13.6. Проверка линии вала горизонтального гидроагрегата 18 Под ред. К). С. Васильева
Рис. 13.6. Проверка линии вала горизонтального гидроагрегата 18 Под ред. К). С. Васильева
градуировка шкал открытия направляющего аппарата, положения рабочих лопастей, комбинаторная зависимость и основные зазоры;
работа маслонапорной установки;
защитные устройства по контролю температуры и уровня масла, я другие средства автоматического контроля;
работа системы регулирования в целом;
времена открытия и закрытия затворов и задвижек;
система подачи смазки в подшипниках; подача воды и смазки во все места, требующие охлаждения или смазки;
работы лскажных и дренажных насосов и насосов подачи смазки, имеющих индивидуальный привод;
работа тормозной системы гидроагрегата.
Следующим этапом является проверка при заполненном проточном тракте.
Проточный тракт заполняется постепенно, со стороны нижнего бьефа. В дальнейшем через байпас или при малом открытии щита заполняется напорный водовод.
После этого производятся испытания на вращающемся гидроагрегате. Этот этап начинается с первоначального пуска, осуществляемого ручным управлением с доведением частоты вращения ротора до синхронной без включения генератора в сеть.
Одновременно проверяется работа системы регулирования, электрооборудования, защитных устройств и автоматики. Также может производиться динамическая балансировка ротора.
Последним этапом при сдаче гидроагрегата в эксплуатацию, являются испытания под нагрузкой и на сбросы нагрузки. Эти испытания имеют следующие цели:
проверка гидроагрегата на устойчивость работы, вибрацию в пределах гарантированных нагрузок;
проверка работы регулятора и регулирующих устройств, а также всех узлов гидроагрегата;
определение кратковременного повышения частоты вращения и давления в проточном тракте с контролем предельных значений при внезапном отключении нагрузки;
проверка работы гидравлического я электрического оборудования, включая оборудование зашиты н автоматики.
Во время всех'нспытанин должна быть обеспечена запись параметров, характеризующих режим работы и состояние гидроагрегата.
После окончания всех испытаний я анализа результатов испытаний рекомендуется провести осмотр гидроагрегата. При благоприятных результатах разрешается пробная эксплуатация.
Практика вводя в эксплуатацию гидроагрегатов на отечественных гидроэлектростанциях показывает, что все рекомендации публикации № 545 практически удовлетворяются. Опыт ввода в эксплуатацию гидроагрегатов, созданных и смонтированных в СССР, а также опыт ввода гидроагрегатов, поставленных на экспорт в различные страны, позволяет сформулировать конкретное содержание таких работ (см. § 13.6).I
НАЛАДОЧНЫЕ РАБОТЫПЕРЕД ПУСКОМ ГИДРОАГРЕГАТА
Проверка и испытание гидротурбинного оборудования до заполнения проточной части водой. Перед заполнением водоподводящих и водоотводяшнх устройств водой проверяется состояние гидромеханического оборудования — затворов, стационарных подъемных механизмов, сороудерживающих решеток, ремонтных заграждений, аварийное закрытие предтурбинных затворов и щитов. Кроме того, проверяются монолитность соединения закладных частей турбины с бетоном, состояние и размеры измерительных створов и отводов давления, наличие уступов в проточной части, откуда удаляются все посторонние или забытые предметы, которые могут привести к аварии.
Наладке и проверке подлежат:
работа масл о и апорной установки — подача основного и резервного насосов при номинальном давлении в сосудах-аккумуляторах; действие предохранительно-разгрузочных клапанов при пуске и остановке насосов, при повышении давления: действие запорных клапанов, регуляторов. автоматических и ручных устройств запуска и остановки двигателей; уровни масла в давления в системе регулирования; состояние всех масляных фильтров и соответствие требованиям ГОСТ залитого в МНУ масла: срабатывание всех реле давления, включая реле аварийно-низкого давления для остановки гидроагрегата, действие защитных устройств и сигнализации;
работа системы регулирования— гидравлические испытания трубопроводов повышенным давлением; действие электрической и механической частей регулятора с имитацией пуска, нормальной и аварийной остановки гидроагрегата от защитных, устройств: настройка времени полного открытия и закрытия направляющего аппарата, лопастей рабочего колеса ПЛ турбины, сопл в дефлекторов ковшовых турбин; действие аварийных механизмов турбины, ручного и дистанционного привода механизма настройки по напору; работа холостого выпуска или отклонителя струи; определение натяга на лопатках направляющего аппарата; действие
стопора, сигнализации срезных устройств и конечных выключателей; определение мертвых ходов в передачах обратной связи регулятора и характеристики изодромного механизма; определение утечки масла и воздуха из МНУ при различных положениях регулирующих органов; градуировка шкал открытия направляющего аппарата, разворота лопастей рабочего колеса, игл и дефлекторов; проверка фактической зависимости открытия лопаток направляющего аппарата, угла разворота лопастей от хода сервомоторов; определение и настройка комбинаторной зависимости; определение перестановочных усилий в сервомоторах направляющего аппарата и рабочего колеса при осушенной проточной части турбины;
работа вспомогательного оборудования — работа лекажных и дренажных насосов, самосливов и эжекторов: действие клапанов срыва вакуума, спускных клапанов из спиральной камеры и отсасывающей трубы, байпасов; подача масла, смазки и воды па все подшипники и уплотнения, требующие смазки и охлаждения; работа тормозной системы гидроагрегата; опробование устройств перевода гидроагрегата в режим синхронного компенсатора.
Кроме того, перед заполнением проточной части водой проверяются зазоры лопасти — камера, в лабиринтных уплотнениях турбины, в подшипниках и уплотнениях.
По окончании наладки и проверки оборудования закрываются все люки, двери, стопорится направляющий аппарат, включается тормозная система, подается питание на щит управления.
Проверка и испытания оборудования \лри заполненной проточной части и неподвижном гидроагрегате. Через байпас или при малом открытии затвора заполняется водой до уровня нижнего бьефа отсасывающая труба, после чего поднимается затвор отсасывающей трубы и заполняется водоподводящий тракт.
При заполнении проточной части водой и после заполнения проверяются:
надежность рабочих и ремонтных уплотнений вала турбины;
уплотнения цапф лопаток направляющего аппарата, уплотнения лопастей рабочего колеса: стыки детален; плотность люков спиральной камеры и отсасывающей трубы;
ручное и автоматическое управление н действие затворов, включая быстропадающие щиты;
система опорожнения отсасывающей трубы и спиральной камеры, холостой выпуск;
система отжатия воды для режима синхронного компенсатора;
система откачки воды из крышки тур- 6ин|,т:
нормальный н аварийный расход воды для смазки и охлаждения подшипников турбины.
Первоначальный пробный пуск. При ручном управлении производится открытие направляющего аппарата или игл сопл и устанавливается частота вращения не ниже минимальной (50—75 % номинальной) в соответствии с указаниями завода — изготовителя генератора. При спокойном вращении ротора гидроагрегата, отсутствии стуков, скрипов, повышенных шумов, вибраций, резкого повышения температур в подшипниках и подпятнике ча стота вращения доводится до номинальной, по частотомеру производится тарировка тахометра, установленного на колонке регулятора.
Испытания на работающем гидроагрегате. При испытаниях на холостом ходу проверяются:
работа турбины и вспомогательных механизмов, протечки через уплотнения вала турбины, цапфы лопаток направляющего аппарата, стыки деталей; деформация крышки турбины и опор подшипника; вертикальное перемещение ротора; шумы, биение вала, вибрация опор; температура подшипников, уплотнений и смазочного масла: уровни масла и воды в ваннах подшипников; давление и расход воды в подшипниках, уплотнениях, в системе их охлаждения: пульсация давления воды в проточной части турбины;
действие систем регулирования и автоматики (в соответствии с международными рекомендациями по коду Ns 308);
работа маслонапорной установки, включая действие системы автоматической подкачки воздуха в сосуды-аккумуляторы, а также действие защит и сигнализации.
После завершения испытаний на холостом ходу частота вращения турбины постепенно увеличивается, проверяется работа защитных устройств от реле оборотов при превышении частоты вращения выше номинальной.
Результаты пусковых испытаний турбины заносятся в бланки замеров.
При испытаниях под нагрузкой (см. § 14.6) проверке подлежат:
заводские гарантии регулирования при сбросах нагрузки;
нагрузочные характеристики и действие механизмов гидротурбины с определением фактической зависимости мощности гидроагрегата от открытия направляющего аппарата; устойчивость работы гидроагрегата на автоматическом управлении; вибрационное состояние агрегата и схем автоматического управления и защитных устройств гидроагрегата.
Параллельно производятся испытания гидрогенератора (см. § 14.6).
При благополучном исходе перечисленных испытаний проводится комплексное опробование гидроагрегата под нагрузкой
Рис. 13.7. Номограммы для оценки вибрационС--ОТ эффективного значения вибрации турбинного подшипника в радиальном направлении Up! 6 — биения вала при направляющем подшипнике на водяной смазке;Рис. 13.7. Номограммы для оценки вибрационС--ОТ эффективного значения вибрации турбинного подшипника в радиальном направлении Up! 6 — биения вала при направляющем подшипнике на водяной смазке;
Рис. 13.7. Номограммы для оценки вибрацион
С--ОТ эффективного значения вибрации турбинного подшипника в радиальном направлении Up! 6 — биения вала при направляющем подшипнике на водяной смазке;
Рис. 13.7. Номограммы для оценки вибрацион
С--ОТ эффективного значения вибрации турбинного подшипника в радиальном направлении Up! 6 — биения вала при направляющем подшипнике на водяной смазке;
2030 40 50 60 70 ЗОЮ 200 300 400 500
1,41,61,8234 5 6 78910 Иц* 2030 40 50 60 7080 100200 300 HHQKC-,x
276
277
(см. § 14.7 и 16.3). после чего он останавливается для осмотра, в том числе и проточной части турбины.
После завершения комплексного опробования и ввода агрегата в промышленную эксплуатацию начинается гарантийный период.
МЕЖДУНАРОДНЫЕ
РЕКОМЕНДАЦИИ ПО НАТУРНЫМИЗМЕРЕНИЯМ ВИБРАЦИЯИ ПУЛЬСАЦИЙ В ГИДРАВЛИЧЕСКИХТУРБИНАХ, НАСОСАХ И ОБРАТИМЫХНАСОС-ТУРБИНАХ
Одними из основных характеристик качества гидротурбинного оборудования и качества его монтажа являются вибрационные характеристики. В комплекс работ по вводу гидроагрегата в промышленную эксплуатацию входит оценка вибрационного состояния гидроагрегата. На основании опыта отечественной гидроэнергетики. а также международной практики существуют различные предложения как по оценке вибрационного состояния, так и его критериям; предпринимались даже разные попытки по нормированию допустимых значений вибрации.
В настоящее время подготовлен окончательный проект, устанавливающий единый подход к оценке вибрационных состояний гидроагрегатов и обеспечивающий накопление сопоставимых статистических данных.
Исходя из необходимости комплексной оценки состояния гидроагрегата предлагается определять вибрацию непосредственно следующих узлов: корпуса каждого подшипника; крышки турбины; крестовин генератора; колон и растяжек капсулы (для капсульных гидротурбин); незабето- нированных частей камеры рабочего колеса; направляющих лопаток. Предлагается также измерять биение вала турбины.
Одновременно следует измерять пульсации давления в подводящих и отводящих частях проточной части, а также под крышкой турбины. Кроме того, рекомендуется измерять пульсацию осевой силы, радиального усилия на рабочее колесо, гидравлических моментов на направляющих лопатках, мощности .гидроагрегата, частоты вращения, крутящего момента на валу и местных напряжений в основных деталях турбины.
Для получения сопоставимых результатов измерении предлагаются единые методические основы по составлению программ испытаний, подготовке к испытаниям, проведению испытаний и обработке результатов испытаний. При этом также рекомендуется единый подход к местам 278
расположения измерительных датчиков, их тарировке, применяемой измерительной и регистрирующей аппаратуре, а также методике оценки погрешностей.
В рекомендациях сформулированы требования к измерительным схемам и приборам, включая возможные границы измерений. При измерениях вибраций рекомендуется применять специальные преобразователи для непосредственного измерения среднеквадратичных вибропсремещс- ний, виброскоростей и виброускорсний. Специально оговариваются применение электротензометров, а также калибровка устройств для измерения пульсации крутящего момента, скорости вращения, мощности моментов на направляющих лопатках и радиальных усилий па рабочее колесо.
По мере накопления статистических данных предполагается выбрать наиболее подходящие критерии оценки вибрационного состояния гидроагрегатов и проанализировать их. Эти критерии должны будут отряжать специфические особенности влияния на состояние гидроагрегатов различных диапазонов частот.
В СССР в настоящее время применяются нормы на вибрацию гидроагрегатов, указанные в § 16.4.
Оценка вибрационного состояния гидротурбин, характеризующая ее надежность, дается на основании сравнения фактических значений параметров вибраций с обобщенными, которые могут быть составлены на основании обобщения опыта эксплуатации.
Вибрационное состояние гидротурбины характеризуется интенсивностью вибрации: корпуса направляющего подшипника (или крышки турбины) в радиальном направлении, а также корпуса подшипника, крышки турбины или опоры подпятника в осевом направлении. Кроме того, важным критерием является интенсивность биения вала у турбинного подшипника. Интенсивность биения вала оценивается размахом колебаний 2Ае- Интенсивность вибрации корпуса направляющего подшипника в радиальном направлении (крышки турбины) и в осевом направлении (крышки турбины, опоры подпятника) оценивается эффективными значениями виброперемещений ио и Up, под которыми понимаются среднеквадратичные значения за выбранный промежуток времени, полученные непосредственным измерением на работающем гидроагрегате при различных режимах работы:
Исходя из этого в качестве критериев принимаются эффективные среднеквадратичные значения вибрации турбинного подшипника в радиальном Up и осевом и0 направлениях и размах биения вала 2Ла
у турбинного подшипника для подшипников па масляной и водяной смазке. Фактические значения критериев сведены в номограммы (рис. 13.7). Поля номограмм построены с учетом размера турбины и максимального эксплуатационного напора. При этом само поле разграничивается на три зоны: две относятся к области допустимой эксплуатации с оценками «удовлетворительно» и «хорошо» и одна — к недопустимой (оценка «неудовлетворительно»).
Оценка «хорошо» предполагает, что для данного гидроагрегата необходима периодическая (не реже одного раза в шесть месяцев) проверка вибрационного состояния. Оценка «удовлетворительно» требует систематического (ежесуточного) контроля одного из параметров вибрации (например, биение вала). Оценка «неудовлетворительно» требует прекращения эксплуатации, проведения специальных исследований и осуществления мероприятии, обеспечивающих снижение вибрации до уровня «удовлетворительно».
Порядок работы с номограммами по
яснен стрелками на приложенных рисунках.
Таким образом, полученная по результатам измерений частная оценка «Р, ио н 2Л* сравнивается с помощью номограмм с обобщенными значениями и общая оценка вибрационного состояния выносится по наихудшей частной оценке.
С помощью приводимых номограмм можно решать различные задачи, например сравнивая результаты натурных испытаний с полем номограммы, можно сделать заключение о состоянии испытанного гидроагрегата и прогнозировать необходимые рекомендации по эксплуатации и надзору за ним.
Проектируя узлы турбин и, в частности, опоры ротора, а также назначая монтажные допуски, можно заранее обеспечивать определенные эксплуатационные свойства гидроагрегата. При накоплении определенных статистических данных номограммы могут быть основой для уточнения технических условий на поставку гидроагрегата, а также для проверки гарантий.
Глава 14
ОРГАНИЗАЦИЯ МОНТАЖА ВЕРТИКАЛЬНЫХГИДРОГЕНЕРАТОРОВ
ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ
В связи со значительными размерами гидрогенераторов на заводе-изготовителе производится сборка лишь отдельных узлов.
В большинстве случаев на заводах производится частичная укладка обмотки статора в секторы сердечника (см. т. 1, § 15.2). Корпус статора собирается в кольцо, выполняется сборка (шихтовка) сердечника. производится испытание сердечника. После укладки выполняются электрические испытания обмотки статора, секторы упаковываются и отправляются на место монтажа генератора.
На всех гидрогенераторах на заводе производится контрольная сборка отдельных узлов, в том числе остова ротора, крестовин, подпятника, масляной ванны. На головных машинах, кроме того, производится контрольная выкладка сегментов перекрытия шахты турбины и верхней крестовины. Для проверки наружного диаметра остова ротора производят контрольную выкладку в кольцо нескольких рядов сегментов обода ротора (обычно четыре — шесть рядов). Во время контрольных сборок особо ответственных узлов составляются формуляры, в которые заносятся фактические замеры, а также отмечается ка
чество обработки отдельных деталей. После выполнения контрольных сборок и заполнения заводских формуляров собранные узлы разбирают, консервируют, упаковывают и отправляют на монтаж. Перед разборкой на сопрягаемые места деталей наносят риски и маркировку, чтобы обеспечить правильность их сборки на месте установки. Перечень контрольных сборок, выполняемых на заводе, уточняется в зависимости от конструктивного исполнения гидрогенератора.
В последнее время для крупных гидрогенераторов все чаше сборка активного железа статора переносится на монтаж и выполняется так называемая кольцевая сборка, которая имеет ряд преимуществ перед посекторной сборкой.
Проект монтажных работ предусматривает организацию рабочих мест для сборки узлов гидрогенератора на гидроэлектростанции.
Оборудование, поступающее для монтажа с базы складирования, подлежит приемке и осмотру с участием представителей завода-изготовителя и монтажной организации. Детали и узлы гидрогенератора расконсервируются, проверяется сохранность поверхностей диска подпятника, сопрягаемых плоскостей остова ротора, шеек валов, принимаются меры для предо-
хранения обработанных поверхностен от коррозии и возможных повреждений.
Важным этапом подготовительных работ является выполнение фундамента. Он должен быть монолитным, без пустот н раковин, для исключения возможности смещения его частей относительно друг друга.
При приемке фундамента геодезистами проверяется его положение, а также положение штраб относительно осей здания и соседних гидроагрегатов, высотное положение опорных поверхностей фундамента по реперам.
К акту о готовности фундамента под монтаж гидрогенератора прилагается формуляр, в котором фиксируются замеры главных осей гидроагрегата, высотные отметки частей фундамента, другие его размеры.
Поверхности фундамента, не подлежащие последующей подливке бетоном, воздушные каналы генератора должны быть оштукатурены, загрунтованы и окрашены до пробного пуска генератора.
СБОРКА РОТОРА
Сборка ротора начинается со снятия консервации, запиловки заусенцев и забоин, проверки шеек подшипников, посадочных и торцевых сопрягаемых поверхностей вала и втулки (дисков) ротора.
Вал (втулка) ротора устанавливается в вертикальное положение на сборочные тумбы или на фундаментную плиту. Вертикальность подгоняется установкой прокладок между фланцем (опорной поверхностью втулки) и тумбами. Допустимое отклонение от вертикали не должно превышать I мм. Фланец вала притягивается гайками к фундаментной плите через анкерные болты.
На вал надеваются и опускаются на фланец неразъемные детали, расположенные между фланцем и втулкой (например, выгородка подпятника). Втулка ротора (или диски) нагревается до 150—220 °C и насаживается на вал (в гидрогенераторах без вала эта операция отсутствует), после остывания насаженной втулки устанавливается верхнее запорное кольцо.
После выверки вертикальности вала с втулкой (в безвальной конструкции после проверки горизонтальности установки втулки ротора) с помощью крана устанавливаются спины остова ротора. Чтобы обеспечить одинаковое высотное положение всех спиц и облегчить подтягивание их шпильками к втулке (центральной части остова ротора), под наружные концы спин на заранее заложенные в бетоне металлические плиты устанавливаются металлические тумбы с регулируемыми по высоте прокладками.
Затяжку шпилек стыковых плит выполняют с помощью специальных ключей
краном или гидравлическим приспособлением, обеспечивай заданный момент, с помощью динамометра или контролируя удлинение шпилек с помощью индикатора. Стыковые плиты затягиваются до плотного сопряжения плоскостей; допускаются лишь местные зазоры (неплотности) на отдельных участках длиной до 200 мм, причем общая длина участков не должна превышать половины периметра стыка. Между спицами устанавливаются распорные балки и сегменты перекрытия (за исключением балок, мешающих опрессовке обода ротора).
Перед началом сборки обода ротора в пазы клиповых полос устанавливаются закладные клинья, положение которых проверяется по пазу. Закладные клинья должны выступать из паза на 5— 10 см.
Сегменты обода ротора собирают на цилиндрических сборочных калибрах, устанавливаемых в отверстия в сегментах (калибры остаются в собранном ободе). Сборка ведется со смещением каждого последующего слоя на половину или целое полюсное деление в соответствии с требованиями конструкторской документации, при этом в каждый слой должны укладываться сегменты одинакового веса с вырубкой от штампа в одну сторону. Если в ободе ротора имеются сегменты двух позиций. то в каждый из двух смежных слоев помещаются сегменты одной позиции. Через определенное число слосп укладывается несколько слоев сегментов с вырезами для установки пружин, прижимающих катушки полюсов. Для образования вентиляционных каналов обод подразделяется по высоте на несколько пакетов, между которыми укладываются сегменты с вентиляционными распорками. При укладке сегменты простукиваются по наружному диаметру к центру по всей высоте обода.
По мере сборки слоев производится опрессовка обода (обычно через 400—500 мм). Опрессованная часть удерживается стяжками или планками, приваренными снаружи и внутри обода. Перед установкой постоянных шпилек планки срубаются. Уплотнение обода производится ударами кувалды из меди или специальным пневматическим молотом.
Перед установкой постоянных шпилек в необходимых случаях производится калибровка или дорновка отверстий цилиндрическими дорнами, которые пробиваются сверху пневматическими молотками. Возможна также протяжка отверстий дорнами снизу вверх мостовым краном с помощью специальной удлинительной оправки. Затем в прокалиброванные отверстия забиваются пневмомолотками шпильки и этими шпильками производится окончательная опрессовка. Во избежание образования недопустимой «волны> по высоте обода затяжку постоянных шпилек необходимо
производить равномерным усилием, для чего используются пневматические гайковерты с контролем заданного усилия. Допустимое отклонение высоты обола от номинальных размеров не должно превышать ±5 мм. Гайки шпилек по верху и низу обода прихватываются по одной грани электросваркой. После обтяжки обода ротора постоянными шпильками производится прошивка (дорновка) пазов под хвостовики полюсов и пазов для установки клиньев обода специальными прямоугольными прошивками (дорнами), которые пробиваются через пазы сверху вниз пневматическими молотками или протягиваются снизу вверх с помощью мостового крана.
После опрессовки с помощью поворотной стрелы проверяется концентричность обода, затем производится его р а с к ликов к а установкой одновременно диаметрально противоположных клиньев, которые устанавливаются на всю длину обода. Рас- клиновка в холодном состоянии является предварительной, окончательная расклинов- ка производится при температуре, обеспечивающей расчетный посадочный натяг обода на остове после остывания. Раскли- новку в горячем состоянии целесообразно производить после установки полюсов, обмотку которых можно использовать для нагрева.
В роторах, в которых втулка соединяется со спицами с помощью дисков, рас- клиновку обода целесообразно производить после установки на место вала — надставки.
Магнитная ось ротора наносится на ободе с помощью поверочной стрелы или нивелира. Ось фиксируется относительно нижней поверхности фланца вала или плоскости соединения с диском подпятника. Совпадение магнитной оси ротора и средней линии полюсов при их навешивании фиксируется упорами, которые привариваются в пазах обода под хвостовики полюсов. В пазы на наружном диаметре обода закладываются спиральные пружины, которые должны размещаться в пазах без заедания.
Полюсы ротора перед навеской необходимо осмотреть, очистить, продуть сухим сжатым воздухом, измерить сопротивление изоляции, которое не должно быть менее 10 МОм, испытать изоляцию на электрическую прочность. Полюсы с низким сопротивлением изоляции должны быть высушены. На все полюсы наносится метка, обозначающая среднюю линию. Полюсы нумеруются, взвешиваются, распределяются по массе. Данные заносятся в таблицу, согласно которой составляется схема навешивания полюсов.
При навешивании полюсов следят, чтобы средняя линия полюсов совпадала с магнитной осью ротора; допустимое отклонение от номинального размера должно быть не более ±2 мм. Для того, чтобы
в процессе установки шайба полюса не задевала за выступающие из пазов в оболе спиральные пружины, между полюсом и ободом прокладываются листы кровельного железа, закрывающие пружины. После установки полюса листы вынимаются.
Установленный на обод полюс заклинивается встречными парными клиньями, которые смазываются белилами и забиваются пневматическими молотками. Перед забиванием клинья соединяются попарно, проверяется параллельность их плоскостей, прилегающих к ободу и хвостовику. Башмаки полюсов зачищаются.
После заклиновки изоляция полюсов испытывается повышенным напряжением. Затем подгоняются, рихтуются и собираются межполюсные и демпферные соединения и устанавливаются на остове шины токоподвода.
После окончательной заклиновки полюсов производится измерение концентричности ротора по верху и низу полюсов с помощью поворотной стрелы. Ротор становится под нагрев и производится рас- клиновка в горячем состоянии. Обод ротора разогревают током, проходящим через обмотки полюсов, и электропечами. Обол с полюсами теплоизолируют асбестовым полотном, при этом остов ротора не теплоизолируют. При нагреве обода следят за температурой остова ротора, обода ротора и катушек полюсов; температура катушек не должна быть выше 90 °C. При достижении требуемого перепада температуры производится горячая расклиновка. Эксцентричность обода исправляется соответствующей одновременной забивкой противоположных клиньев с помощью пневматического молота.
После остывания обода производится обрезка клиньев полюсов и обода ротора снизу заподлицо со спицей и сталью обода, а с верхней стороны обода оставляется толстый конец клина полюса высотой до 200 мм для возможности его выема при ремонте. Клин обода сверху подрезается заподлицо со спицей. Все гайки обода ротора прихватываются по одной грани.
С помощью монтажной стрелы окончательно измеряют концентричность ротора по каждому полюсу сверху и снизу, следя за тем, чтобы отклонение от радиуса не превышало 1 мм от среднего размера. Данные измерений записывают в монтажный формуляр. Все гайки и болты на роторе прихватываются электросваркой или контрятся шайбами. Ротор осматривают, просушивают, продувают чистым, сухим сжатым воздухом, после чего вес его детали, за исключением тормозных сегментог. посадочных мест под фланец вала турбины и диска подпятника, покрывают из краскопульта электроизоляционной эмалью в два слоя. После этих операций ротор готов к переносу с монтажной площадки в кратер гидроагрегата.
НЛ. СБОРКА СТАТОРА
Сборка статора гидрогенератора, поступившего на монтажную площадку в виде отдельных секторов, может производиться как непосредственно в кратере гидроагрегата. так и на монтажной площадке с последующим переносом в собранном виде.
При сборке статора в кольцо в стыки активной стали устанавливают прокладки из электротехнического картона требуемой толщины, а в стыковые брусья устанавливают цилиндрические штифты и. если требуется, стальные прокладки. Производят равномерную затяжку стыковых шпилек по внутреннему и наружному ряду. Усилие затяжки определяется заводом-изготовителем и на монтаже контролируется динамометром.
Укладку обмотки статора производят после окончания стыковки в подготовленные пазы. В процессе укладки обмотки все ее стержни испытывают повышенным напряжением. Пайку головок стержней производят обычно припоем ПСр15 с помощью газопламенных горелок; существуют и другие способы пайки. Качество пайки проверяют ультразвуковым прибором или разрубкой отдельных паяных соединений с отрывом хомутиков от элементарных проводников.
После пайки производят изоляцию головок стержней с помощью специальных изоляционных коробочек, изготовленных из пресс-материала АГ-4, стыки уплотняются замазкой ЭЗ-214. В коробочки заливают компаунд ЭЗК-217, который представляет собой терморсактивную композицию холодного отверждения на основе эпоксидных смол н предназначается для создания электрической прочности и улучшения теплопроводности головок.
По окончании всех обмоточных работ производят сушку обмотки статора и высоковольтные испытания по ГОСТ 183—74**.
СБОРКА ГЕНЕРАТОРА
В КРАТЕРЕ ГИДРОАГРЕГАТА
Монтаж гидрогенератора должен проводиться при положительной температуре окружающего воздуха не ниже 5 °C, обмоточные работы и покрытие лаком обмоток статора и ротора — при температуре не ниже 10°C. С момента подачи оборудования и начала монтажных работ монтажная площадка и место установки гидрогенератора должны иметь круглосуточную охрану. Допуск лиц, не связанных с выполнением монтажных работ, категорически воспрещается. Если сборка статора производилась на монтажной площадке, то он переносится в кратер гидроагрегата кранами с помощью специального приспособления.
Установка статора по высоте и центровка в радиальном направлении обычно для сокращения цикла и монтажа гидроагрегата производятся до опускания ротора генератора я выполняются относительно фланца вала турбины, который до соединения с валом генератора устанавливается несколько ниже проектной отметки и является базой всех центровочных работ. Вал турбины при этом установлен вертикально и рабочее колесо отцентровано относительно камеры рабочего колеса.
Выверку высотного положения статора следует производить до его центровки относительно оси гидроагрегата, так как при этой выверке осн расточки статора могут переместиться в произвольном направлении. Выверенный по высоте статор фиксируется подбивкой встречных парных клиньев, установленных на бетоне под фундаментными плитами статора. Фактическое положение средней линии активной стали статора, измеренное относительно фланца вала турбины, не должно отличаться от проектного более чем на ±1 мм.
Центровка статора и проверка его формы (эллнпсности) относительно оси гидроагрегата может производиться по струне, подвешенной соосно с осью вала турбины, или поворотной стрелой, установленной на фланце вала турбины и отцентрованной относительно этого фланца. Во всех случаях измерения выполняют измерительной штангой с микрометрической головкой.
При центровке измеряют расстояние от расточки статора до оси гидроагрегата. В зависимости от высоты активной стали статора измерения производят по высоте в двух или трех местах — посередине каждого сектора и у каждого его края. Точность центровки должна удовлетворять техническим требованиям на монтаж гидрогенератора.
После окончания центровки статор закрепляется на месте анкерными шпильками, парные клинья сваривают между собой и приваривают к фундаментным плитам. Бетонирование фундаментных плит статора производят только после окончательного крепления статора к фундаментным плитам и проверки воздушного зазора между статором и ротором.
При сборке гидрогенераторов подвесного типа перед опусканием ротора устанавливаются подставки ' под тормоза и вместе с тормозами выверяются относительно фланца вала турбины.
Опускание ротора в статор производится с вложенными в воздушный зазор деревянными мерными рейками, равномерно расположенными в (10—20 точках) по окружности; толщина реек должна быть на 5—10 мм меньше зазора.
При установке верхней крестовины на статор се положение регулируется подкладками под лапы.
Производится предварительная сборка сегментов направляющего подшипника, сопротивление изоляции которых должно быть не ниже 1 МОм. Для прокручивания ротора минимальный зазор между сегментами и валом устанавливается 0,01—0,02 мм.
Сборка подпятника при подвесном гидрогенераторе начинается с крепления выгородки, затем закрепляется подпятник с сегментами (предварительно сегменты пришабриваются к диску). Втулка подпятника насаживается с нагревом до 50—80 °C.
Проверка неперпенднкулярности плоскости трения оси вала производится поворотом ротора генератора краном машинного зала с помощью специального приспособления, при этом сегменты подпятника и подшипника смазывают животным несоленым топленым салом или техническим вазелином. Сегменты подшипника плотно прижимают к шейке вала генератора. Устанавливают в двух вертикальных плоскостях, расположенных под углом 90°, по два индикатора в районе фланца вала генератора, шейки подшипника генератора и около запорного кольца.
Вал генератора прицентро- вывается к валу турбины с точностью 0,1 мм. непараллельность сопрягаемых плоскостей фланцев допускается не более 35 мкм. Присоединение валов производится по техническим условиям поставщика турбины. Затем регулируется равномерность распределения нагрузки между сегментами подпятника, например, с помощью тензодатчиков или индикаторов, установленных на каждом сегменте для измерения прогиба упругих опорных тарелок. До подбивки опорные тарелки тарируют, снимают графики зависимости прогибов от нагрузки, которые учитывают при подбивке.
Монтаж гидрогенераторов зонтичного исполнения отличается только последовательностью сборки и центровки узла подпятника.
ПРЕДПУСКОВЫЕ РАБОТЫ
И ПОДГОТОВКА ГЕНЕРАТОРАК ПУСКУ
К первому пробному пуску в блоке гидроагрегата должны быть закончены все строительные работы, включая подливку бетоном фундаментных плит статора, верхней и нижней крестовин и тормозных тумб. Стены камеры холодного воздуха и весь фундамент должны быть окрашены, из шахты генератора убраны временные леса, подмости, площадки и ограждения, а также неиспользуемое оборудование, материалы и инструмент. Помещения должны
быть очищены от строительного мутора н пыли. Необходимо проверить наличие постоянного и аварийного освещения в шахте гидрогенератора.
Масляные ванны генератора заполняются маслом требуемой марки до уровня. предписанного чертежом. Рабочий уровень масла уточняется после пуска гидроагрегата. До заливки масло должно быть очищено фильтр-прессом и центрифугой. После заполнения ванн необходимо произвести контрольную очистку масла путем повторной прокачки его через фильтрпресс и центрифугу; степень очистки проверяется анализом проб масла из каждой ванны. Необходимо убедиться в отсутствии протечек масла в местах стыковых соединений, в местах прохода через ванны проводов термоконтроля и в местах установки реле уровня масла.
Генератор должен быть очищен от грязи и посторонних предметов, продут сжатым сухим чистым воздухом и еще раз тщательно проверена сборка отдельных узлов.
Проверяют правильность работы приборов термоконтроля и сверяют их показания с показаниями контрольных приборов. Проверяют состояние масляных уплотнений ванн подпятника и подшипника, наличие нормальной циркуляции воды в системах охлаждения обмотки статора, воздухоохладителей, маслоохладителей подпятника, маслоохладителей подшипника.
Проверяют монтаж системы пожаротушения, работу системы подачи смазки под давлением в сегменты подпятника, работу системы торможения в режиме подъема ротора на тормозах и в режиме торможения. Путем многократной подачи воздуха в систему торможения удаляется оставшееся масло из тормозов и труб. Нужно убедиться в свободном возврате тормозов после снятия давления н наличии зазора между опущенными колодками и тормозными сегментами ротора. В процессе подъема ротора на тормозах проверяют плотность манжет тормозов и фланцевых соединений трубопровода торможения, а также давление масла в системе торможения.
За несколько часов перед пуском гидроагрегата нужно взять пробу масла в ваннах подпятника и подшипника для химического анализа. Температура масла в ваннах подпятника и подшипника должна быть не ниже 10 °C и не выше 25 °C.
Первый пуск гидроагрегата производится, как указано в § 13.6. После достижения номинальной частоты вращения отключают систему принудительной подачи смазки под давлением в сегменты подпятника, если таковая предусмотрена.
С момента трогания гидроагрегата с места необходимо особенно внимательно следить за показаниями приборов тепло-
До должны боты:До должны боты:
До должны боты:
До должны боты:
контроля, установленных в сегментах под- пятника, подшипника и масляных ваннах.
В случае резкого повышения температуры подпятника или подшипника нужно немедленно остановить гидроагрегат. При достижении температуры масла в ваннах 25 °C подают воду в маслоохладители.
Во время работы генератора на холостом ходу проверяют прилегание щеток, отсутствие протечек масла из ванн, уплотнении и трубопроводов, измеряют биение контактных колеи и коллектора. Вибрация крестовины в горизонтальной плоскости и в осевом направлении в зависимости от типа генератора нс должна быть больше 0,1; 0,12 или 0.18 мм.
После достижения установившейся температуры п проведения всех измерений при работе генератора на холостом ходу в случае необходимости гидроагрегат останавливают для осмотра и устранения возможных неисправностей.
Перед остановкой генератора, имеющего принудительную подачу смазки под давлением в сегменты подпятника, включают систему принудительной подачи смазки. Когда частота вращения гидроагрегата достигнет 15—20 % номинальной, включают торможение. После остановки гидроагрегата для исключения возможности самопроизвольного поворота ротор поджимается тормозами и производится тщательный осмотр генератора.
Второй пуск после» выполнения проверок и испытаний всех узлов и механизмов гидроагрегата можно произвести на автоматическом управлении. После подачи возбуждения проверяют биение вала, вибрацию подшипниковых опор, верхней крестовины, корпуса статора, следят за установившейся температурой сегментов подпятника и подшипников.
Перед включением в сеть обмотки статора генератора должны быть высушены. Сушка может быть выполнена методом короткого замыкания при номинальной частоте вращения ротора или методом использования вентиляционных потерь. Способ сушки обмотки статора выбирается монтирующей организацией совместно с заводом-изготовителем, исходя из конкретных условий монтажа.
Высоковольтные испытания обмоток . генератора производятся после окончания сушки и остановки генератора по специально утвержденной и согласованной с заводом-изготовителем программе.
Сушку обмотки регуляторного генератора целесообразно производить приборами внешнего нагревания (печами, калориферами и т. д.). После сушки производятся высоковольтные испытания обмотки по нормам завода-изготовителя.
КОМПЛЕКСНОЕ ОПРОБОВАНИЕГЕНЕРАТОРА ПОД НАГРУЗКОЙ
включения генератора в сеть быть выполнены следующие ра-
сняты характеристики трехфазного короткого замыкания и холостого хода генератора и возбудителя;
испытаны обмотки генератора и возбудителя повышенным напряжением промышленной частоты, причем обмотка статора испытывается выпрямленным напряжением;
измерено омическое сопротивление обмоток постоянным током;
проверены все механические крепления генератора, осмотрены сварные швы, устранены все дефекты, выявленные во время работы генератора на холостом ходу и с возбуждением;
сделаны соответствующие записи в пусковом журнале о готовности генератора к включению в сеть.
Производится подготовка к пуску (см. выше). Пуск производится до номинальных оборотов. Генератор работает на холостом ходу до установившейся температуры сегментов подпятника и подшипников. После включения генератора в сеть проверяют его работу в установившихся режимах при 25, 50, 75 и 100 % номинальной или максимально возможной нагрузки при существующем напоре.
В этих режимах контролируют температуру сегментов подпятника и подшипников, масла в ваннах, обмоток и активной стали статора, воздуха на входе и выходе у каждого воздухоохладителя, давление охлаждающей воды у входа и выхода в систему охлаждения подпятника и подшипников, биение вала генератора в зоне подшипников, вибрации крестовин и корпуса статора.
Перед постановкой гидрогенератора на 72-часовое комплексное опробование производят последовательные сбросы нагрузок при 25, 50, 75 и 100 % номинальной или максимально возможной мощности при существующем напоре. Во время сбросов нагрузки следят за температурой подпятника и подшипников, а также за биением вала и вибрацией крестовин и корпуса статора.
Комплексное опробование считается законченным и выполненным, если в течение 72 ч при номинальной или максимально возможной нагрузке, определяемой существующим напором, генератор и вспомогательное оборудование работали нормально и непрерывно.
По окончании комплексного опробования составляется акт об окончании монтажа и наладочных работ и гидрогенератор передается в промышленную эксплуатацию.
Глава 15
РЕМОНТНЫЕ МАСТЕРСКИЕ И МОНТАЖВСПОМОГАТЕЛЬНОГО ОБОРУДОВАНИЯ
ТРЕБОВАНИЯК РЕМОНТОПРИГОДНОСТИ
При конструировании гидроэнергетического оборудования и проектировании ГЭС и ГАЭС учитывается необходимость удобств при периодических осмотрах и ремонтах как основного, так в вспомогательного оборудования.
В целях создания оптимальных условий при ремонте гидроагрегатов и уменьшения при этом простоев оборудования предусматриваются следующие мероприятия:
размещение в зоне действия кранов машинного зала не только гидроагрегата, но и по возможности его вспомогательного оборудования; для подачи грузов на все высотные отметки предусматриваются быстроразборные люки;
обеспечение доступа для осмотров и ремонтов на месте установки всех узлов оборудования при, высоком уровне механизации; оборудование, которое располагается вне зоны действия стационарных грузоподъемных средств, должно обслуживаться инвентарными передвижными средствами;
обслуживание оборудования, расположенного на высоте 1,5 м и более, как правило, с огражденных стационарных площадок; применение передвижных площадок допускается при специальном обосновании;
расположение коммуникаций трубопроводов, кабельных трасс, оборудования таким образом, чтобы не бы^о препятствий транспортировке грузов и использованию средств .малом механизации;
осуществление слива масла из ванн подпятника и подшипников, а также из рабочих колес поворотно-лопастных турбин в баки станционного маслохозяйства по стационарным трубопроводам, желательно самотеком;
покрытие пола выполнять из материалов, не требующих специальной защиты от пролитого масла, грязи и легко очищаемых по окончании ремонта оборудования;
осуществление энергоразводок (силовых сборок, сжатого воздуха, технической воды) во всех основных местах производства ремонтных работ; при этом длина кабеля для электросварочных работ от мест их присоединения не должна превышать 40 м, а для переносных ламп электроосвещения — 20 м;
применение грузоподъемного оборудования с электро- или пневмоприводом; ручной привод допускается, как исключение,
при грузоподъемности до I т, а при специальном обосновании — до 3 т;
осуществление вертикального перемещения на все основные отметки людей и грузов грузопассажирскими лифтами (ине зоны обслуживания кранами машинного зала), к которым предусматривается подъезд напольного транспорта с заездом в кабину лифта.
При ремонте гидроагрегата без выема ротора генератора, а также при работе в камере рабочего колеса соответственно и шахте турбины и камере предусматривается принудительная вентиляция с использованием переносных коробов и вентиляторов.
В шахте турбины предусматриваются грузоподъемные средства с электрическим или механическим приводом, обеспечивающие подъем и перемещение грузов по окружности и в радиальном направлении с доставкой к выходу из шахты для погрузки на тележку или под люк, обслуживаемый краном машинного зала.
Для транспортировки деталей грузоподъемными средствами предусматриваются специальные проушины, отверстия для строповки, съемные рым-болты и др.
Для ремонтных работ комплектно с гидросиловым оборудованием поставляется не менее одного набора приспособлений и специальных инструментов на группу из четырех-пяти однотипных гидроагрегатов Быстронзнашивающиеся элементы поставляются дополнительно к их числу, расходуемому при монтаже.
Для доступа в проточную часть гнд- ромашины и доставки грузов при ремонте каждый гидроагрегат должен иметь:
в спиральной камере — лаз диаметром не менее 650 мм и люк диаметром 150 — 200 мм для подачи шлангов и труб;
в конусе отсасывающей трубы - • лаз размером не менее 650 X ЮОО мм.
Крышки люков выполняются с шарнирной подвеской и открываются внутрь (для прижатия давлением воды).
Для гидромашин с рабочим колесом диаметром более 5 м желательно предусматривать дополнительный лаз для доступа на дно отсасывающей трубы.
Должны быть предусмотрены удобные входы на площадки обслуживание подпятника и подшипников, а также подходы к воздухоохладителям гидрогенераторов (двигателей-генераторов) и подшипникам гидротурбин.
На каждой ГЭС и ГАЭС должны иметься в достаточном количестве запасные части, инструменты, станочное, сварочное и прочес ремонтное оборудование.
Площадь помещений. м'.для ГЭС мощностью. МВтМастерскиесвыше 3000от 1000от 350от 100до 3000до 10 000до 350Механическая (станочное отделение):100100908)комната мастера20201610комната приема пищи и отдыха1212——инструментальная (общестанционная).40403030кладовая20181515помещение для готовой продукции и100100. 100•—металлаСлесарная1001006025В том числе кладовая2020——-Сварочная30303025Кузница5050——•Мастерская для слесарей и электромеханн-606040—ков гидромеханического участка20В том числе кладовая2020—-Площадь помещений. м'.для ГЭС мощностью. МВтМастерскиесвыше 3000от 1000от 350от 100до 3000до 10 000до 350Механическая (станочное отделение):100100908)комната мастера20201610комната приема пищи и отдыха1212——инструментальная (общестанционная).40403030кладовая20181515помещение для готовой продукции и100100. 100•—металлаСлесарная1001006025В том числе кладовая2020——-Сварочная30303025Кузница5050——•Мастерская для слесарей и электромеханн-606040—ков гидромеханического участка20В том числе кладовая2020—-Таблица 15.1. ПлощадьТаблица 15.1. Площадь
Площадь помещений. м'.
для ГЭС мощностью. МВт
Мастерские
свыше 3000
от 1000
от 350
от 100
до 3000
до 10 000
до 350
Механическая (станочное отделение):
100
100
90
8)
комната мастера
20
20
16
10
комната приема пищи и отдыха
12
12
—
—
инструментальная (общестанционная).
40
40
30
30
кладовая
20
18
15
15
помещение для готовой продукции и
100
100
. 100
•—
металла
Слесарная
100
100
60
25
В том числе кладовая
20
20
—
—-
Сварочная
30
30
30
25
Кузница
50
50
—
—•
Мастерская для слесарей и электромеханн-
60
60
40
—
ков гидромеханического участка
20
В том числе кладовая
20
20
—-
Площадь помещений. м'.
для ГЭС мощностью. МВт
Мастерские
свыше 3000
от 1000
от 350
от 100
до 3000
до 10 000
до 350
Механическая (станочное отделение):
100
100
90
8)
комната мастера
20
20
16
10
комната приема пищи и отдыха
12
12
—
—
инструментальная (общестанционная).
40
40
30
30
кладовая
20
18
15
15
помещение для готовой продукции и
100
100
. 100
•—
металла
Слесарная
100
100
60
25
В том числе кладовая
20
20
—
—-
Сварочная
30
30
30
25
Кузница
50
50
—
—•
Мастерская для слесарей и электромеханн-
60
60
40
—
ков гидромеханического участка
20
В том числе кладовая
20
20
—-
Таблица 15.1. Площадь
Таблица 15.1. Площадь
Узлы и летали однотипного оборудования гидроагрегатов. подвер жсииые повышенному износу, должны быть полностью взаимозаменяемыми. Это позволяет обходиться на объекте минимальной номенклатурой запасных частей. Исключением являются детали, специально поставляемые с припуском для подгонки или изготавливаемые по формулярам.
Комплектно с гидромашннами и гидрогенераторами (двигателями-генераторами) предприятиями-изготовителями поставляются небходимые ремонтные приспо собления, например сборно-разборные леса для работы под рабочим колесом, устройства для разборки и транспортировки узлов и деталей гидроагрегата к площадкам, обслуживаемым общестанциоиными грузоподъемными и транспортными средствами, столики для шабровки сегментов подпятника и т. п.
Обслуживание оборудования, располагающегося вне зоны действия кранов ма шинного зала, производится инвентарными напольными передвижными грузоподъемными механизмами типа электропогрузчиков, или местными грузоподъемными устройствами стационарного, а также переносного типа. Если условия прочности строительных конструкций позволяют, то переносные тали могут крепиться к ним.
Во всех случаях грузоподъемными средствами должно обеспечиваться вертикальное и горизонтальное перемещение грузов массой более 50—100 кг для доставки к месту работы или погрузки на транспортные средства (электрокар, тележку и т. п.).
РЕМОНТНЫЕ МАСТЕРСКИЕ
Ремонтные мастерские турбинного цеха ГЭС и ГАЭС используются при проведении плановых и внеплановых ремонтов
гидроагрегатов и вспомогательного оборудования. Здесь могут производиться разборка и сборка отдельных узлов основного оборудования, подгонка или изготовление отдельных деталей, запасных частей, не оказавшихся в комплекте.
Некоторые виды малогабаритного вспомогательного оборудования, например разного рода охладители, насосы, трубопроводная арматура, целесообразно целиком ремонтировать в мастерской, устанавливая на их место запасной 'комплект.
Состав ремонтных мастерских определяется с учетом роли и расположения ГЭС в энергосистеме, мощности, размеров и количества гидроагрегатов, а также возможностей проведения централизованного ремонта и других факторов. Ремонтная мастерская в полном объеме содержит механический, слесарный, электрогазосвароч- ный и кузнечный участки.
Вблизи мастерской должны предусматриваться кладовые для инструментов, приспособлений, материалов, запчастей, такелажа. Должны иметься также комнаты для мастеров.
Кроме мастерской турбинного цеха могут предусматриваться специализированные электротехнические мастерские, мастерские гидроцеха и др. Естественно, что разделение мастерских по цехам не исключает их общего использования. При определении площади мастерских следует учитывать, что для разборки и ремонтных работ по более крупным узлам оборудования может использоваться непосредственно монтажная площадка машинного зала ГЭС. В некоторых случаях целесообразно по окончании основных монтажных работ по гидроагрегатам выделить часть площади монтажной площадки для расположения здесь постоянных мастерских.
мастерских машинного цеха
Желательно, чтобы основные участки мастерской (механический и слесарный) имели дневной свет.
Все участки мастерской должны быть связаны с производственными помещениями удобными транспортными связями: путями для электрокары и электропогрузчика, грузовыми лифтами, грузовыми люками в зоне действия кранов и т. п. Наиболее целесообразно располагать мастерские на уровне пола монтажной площадки или машинного зала.
Площадь мастерских машинного цеха рекомендуется принимать в соответствии с табл. 15.1 в зависимости от мощности ГЭС (47].
ОборудованиеГабариты обрабатываемых деталей, ммМощность электродвигателя.тЧисло станковСтанкиТокарно-винторезный 1М63Б630X1400154Токарно-винторезный 16К20П новы-400X7108 429шейной точностиГоризонтально-фрезерный 6Р82Ш320 X 12502 8широкоуниверсальный повышеннойточностиШирокоуниверсальный фрезерный675п-1 инструментальный повы-200 X 5001.50.771шенной точностиПоперечно-строгальный 7307Д450X710Универсально-заточный ЗМ642 повы-250 X 500шенной точностиРадиально-сверлильный 2М55-150X400 (отверстие)Вертикально-сверлильный 2H135-I сДо 35 (0 сверла)44М52плавающим столомНожевочный 8Б72К250 X 450Двухкамерный для испытания иаж-150—350 (0 круга)~ 0 5дачных кругов СЦП2-350Точильно-шлифовальный 3K631 дляДо 25 (толщина)4 g0 43заточки инструментовТочильный двусторонний 3C-2-300300 X 301 50 152300 (0 круга)30 (толщина круга)Настольно-сверлильный вертикаль- ный 2К11212 (0 сверла)0.550,121Трубогнбочный К-02А40 (0 трубы)^050 16Для отрезки и нарезки труб ВМС-1260 (0 трубы)~ 0.5~ 0.21Другое оборудованиеМолот ковочный пневматическийМ4132А151Пресс гидравлический 2135-1Зигмашина ВМС-711,5 (толщина листа)Электропечь СНО-6,12 X 4/10-42Электропечь для сушки электродов7^54,50 051 IВанна термическаяП00Х 650Х 700200 108[Верстак слесарный на два рабочих1500 X 600 X 900места МЦ130СБПСТумба инструментальная Б58800 X 400 X 1300—0,10412ОборудованиеГабариты обрабатываемых деталей, ммМощность электродвигателя.тЧисло станковСтанкиТокарно-винторезный 1М63Б630X1400154Токарно-винторезный 16К20П новы-400X7108 429шейной точностиГоризонтально-фрезерный 6Р82Ш320 X 12502 8широкоуниверсальный повышеннойточностиШирокоуниверсальный фрезерный675п-1 инструментальный повы-200 X 5001.50.771шенной точностиПоперечно-строгальный 7307Д450X710Универсально-заточный ЗМ642 повы-250 X 500шенной точностиРадиально-сверлильный 2М55-150X400 (отверстие)Вертикально-сверлильный 2H135-I сДо 35 (0 сверла)44М52плавающим столомНожевочный 8Б72К250 X 450Двухкамерный для испытания иаж-150—350 (0 круга)~ 0 5дачных кругов СЦП2-350Точильно-шлифовальный 3K631 дляДо 25 (толщина)4 g0 43заточки инструментовТочильный двусторонний 3C-2-300300 X 301 50 152300 (0 круга)30 (толщина круга)Настольно-сверлильный вертикаль- ный 2К11212 (0 сверла)0.550,121Трубогнбочный К-02А40 (0 трубы)^050 16Для отрезки и нарезки труб ВМС-1260 (0 трубы)~ 0.5~ 0.21Другое оборудованиеМолот ковочный пневматическийМ4132А151Пресс гидравлический 2135-1Зигмашина ВМС-711,5 (толщина листа)Электропечь СНО-6,12 X 4/10-42Электропечь для сушки электродов7^54,50 051 IВанна термическаяП00Х 650Х 700200 108[Верстак слесарный на два рабочих1500 X 600 X 900места МЦ130СБПСТумба инструментальная Б58800 X 400 X 1300—0,10412Таблица 15.3. Оборудование мастерской крупной ГЭСТаблица 15.3. Оборудование мастерской крупной ГЭСОбщая площадь слесарно-механических
Оборудование
Габариты обрабатываемых деталей, мм
Мощность электродвигателя.
т
Число станков
Станки
Токарно-винторезный 1М63Б
630X1400
15
4
Токарно-винторезный 16К20П новы-
400X710
8 4
29
шейной точности
Горизонтально-фрезерный 6Р82Ш
320 X 1250
2 8
широкоуниверсальный повышенной
точности
Широкоуниверсальный фрезерный
675п-1 инструментальный повы-
200 X 500
1.5
0.77
1
шенной точности
Поперечно-строгальный 7307Д
450X710
Универсально-заточный ЗМ642 повы-
250 X 500
шенной точности
Радиально-сверлильный 2М55-1
50X400 (отверстие)
Вертикально-сверлильный 2H135-I с
До 35 (0 сверла)
4
4
М5
2
плавающим столом
Ножевочный 8Б72К
250 X 450
Двухкамерный для испытания иаж-
150—350 (0 круга)
~ 0 5
дачных кругов СЦП2-350
Точильно-шлифовальный 3K631 для
До 25 (толщина)
4 g
0 43
заточки инструментов
Точильный двусторонний 3C-2-300
300 X 30
1 5
0 15
2
300 (0 круга)
30 (толщина круга)
Настольно-сверлильный вертикаль- ный 2К112
12 (0 сверла)
0.55
0,12
1
Трубогнбочный К-02А
40 (0 трубы)
^05
0 16
Для отрезки и нарезки труб ВМС-12
60 (0 трубы)
~ 0.5
~ 0.2
1
Другое оборудование
Молот ковочный пневматический
М4132А
15
1
Пресс гидравлический 2135-1
Зигмашина ВМС-71
1,5 (толщина листа)
Электропечь СНО-6,12 X 4/10-42
Электропечь для сушки электродов
7^
5
4,5
0 05
1 I
Ванна термическая
П00Х 650Х 700
20
0 108
[
Верстак слесарный на два рабочих
1500 X 600 X 900
места МЦ130СБПС
Тумба инструментальная Б58
800 X 400 X 1300
—
0,104
12
Оборудование
Габариты обрабатываемых деталей, мм
Мощность электродвигателя.
т
Число станков
Станки
Токарно-винторезный 1М63Б
630X1400
15
4
Токарно-винторезный 16К20П новы-
400X710
8 4
29
шейной точности
Горизонтально-фрезерный 6Р82Ш
320 X 1250
2 8
широкоуниверсальный повышенной
точности
Широкоуниверсальный фрезерный
675п-1 инструментальный повы-
200 X 500
1.5
0.77
1
шенной точности
Поперечно-строгальный 7307Д
450X710
Универсально-заточный ЗМ642 повы-
250 X 500
шенной точности
Радиально-сверлильный 2М55-1
50X400 (отверстие)
Вертикально-сверлильный 2H135-I с
До 35 (0 сверла)
4
4
М5
2
плавающим столом
Ножевочный 8Б72К
250 X 450
Двухкамерный для испытания иаж-
150—350 (0 круга)
~ 0 5
дачных кругов СЦП2-350
Точильно-шлифовальный 3K631 для
До 25 (толщина)
4 g
0 43
заточки инструментов
Точильный двусторонний 3C-2-300
300 X 30
1 5
0 15
2
300 (0 круга)
30 (толщина круга)
Настольно-сверлильный вертикаль- ный 2К112
12 (0 сверла)
0.55
0,12
1
Трубогнбочный К-02А
40 (0 трубы)
^05
0 16
Для отрезки и нарезки труб ВМС-12
60 (0 трубы)
~ 0.5
~ 0.2
1
Другое оборудование
Молот ковочный пневматический
М4132А
15
1
Пресс гидравлический 2135-1
Зигмашина ВМС-71
1,5 (толщина листа)
Электропечь СНО-6,12 X 4/10-42
Электропечь для сушки электродов
7^
5
4,5
0 05
1 I
Ванна термическая
П00Х 650Х 700
20
0 108
[
Верстак слесарный на два рабочих
1500 X 600 X 900
места МЦ130СБПС
Тумба инструментальная Б58
800 X 400 X 1300
—
0,104
12
Таблица 15.3. Оборудование мастерской крупной ГЭС
Таблица 15.3. Оборудование мастерской крупной ГЭС
Таблица 15.2. Площадь слесарно-мехаиических маперских. м’
Единичная мощность гидроагрегата. МВт
Площадь в расчете на один гидроагрегат
Максимальная общая площадь
До 50
10—12
100
От 51 до 150
12-18
140
Свыше 150
18—20
170
мастерских на ГЭС в зависимости от числа
гидроагрегатов и их мощности, установленная нормами [2], приведена в табл. 15.2.
Сварочный участк. оборудованный специальной вентиляцией, может быть расположен в одном районе с механическим или слесарным участком.
Кузнечный участок. оборудованный электропечью, наковальнями и пневмомоло- том или гидропрессом, целесообразно располагать в отдельном помещении на нижнем этаже блока монтажной площадки либо в одном из помещений на хозяйственном дворе гидроузла.
Состав станочного парка мастерской, принятый для одной из крупных ГЭС. приводится в табл. 15.3.
На этой ГЭС оборудование расположено в служебно-технологическом корпусе в помещении с дневным светом и в филиале мастерской под монтажной площадкой с искусственным светом.
Кроме оборудования, указанного в табл. 15.3» в мастерских могут устанавливаться станки: вертикально-фрезерный, консольно-фрезерный, долбежный, обдирочно-шлифовальный, круглошлифовальный, плоскошлифовальный, отрезной, карусельный и др. Могут оказаться необходимыми также установки для аргониоп сварки и высокочастотной пайки и закалки.
Рис. 15.1. Компоновка ремонтно-механической мастерской:Рис. 15.1. Компоновка ремонтно-механической мастерской:/ — шлифовально-заточный участок площадью 3U м1; 1! — механический участок площадью 130 м1; ///—слесарный -участок площадью 30 и5: /V— сварочный участок площадью 25 м1; V — кладовая приспособлений площадью 30 м1; V!—инструментальная кладовая площадью 15 м1: / — точильный двусторонний станок 3C-2-300 ; 2 — точильно-шлифовальный двусторонний станок ЗБ634; J — универсально-заточный станок ЗВ642; 4 — поперечно строгальный станок 7307Д;5 — ножевочный станок8Б72К; 6 — вертикально-сверлильный станок 2Н135: 7—поверочно-разметочная плита 1000 X 630 мм. 5 — инструментальные шкафы типа Б58; 9 — печь электрическая ЭПС для сушки электродов; Ю — сварочный выпрямитель ВКСМ-1000: //—евзиоуный стол и вытяжные зонты; /2 — установка ТВЧ для пайки и закалки резцов. п — верстак с ня.-тольно сверлильным станком 2MI2; 14 — слесарный верстак с тисками; 15 — трубогнбочный станок К-02А;16 — радиально-сверлильный станок 8Б72К;17 — токарно-вннгирсзкиП станок 16Б16/ — шлифовально-заточный участок площадью 3U м1; 1! — механический участок площадью 130 м1; ///—слесарный -участок площадью 30 и5: /V— сварочный участок площадью 25 м1; V — кладовая приспособлений площадью 30 м1; V!—инструментальная кладовая площадью 15 м1: / — точильный двусторонний станок 3C-2-300 ; 2 — точильно-шлифовальный двусторонний станок ЗБ634; J — универсально-заточный станок ЗВ642; 4 — поперечно строгальный станок 7307Д;5 — ножевочный станок8Б72К; 6 — вертикально-сверлильный станок 2Н135: 7—поверочно-разметочная плита 1000 X 630 мм. 5 — инструментальные шкафы типа Б58; 9 — печь электрическая ЭПС для сушки электродов; Ю — сварочный выпрямитель ВКСМ-1000: //—евзиоуный стол и вытяжные зонты; /2 — установка ТВЧ для пайки и закалки резцов. п — верстак с ня.-тольно сверлильным станком 2MI2; 14 — слесарный верстак с тисками; 15 — трубогнбочный станок К-02А;16 — радиально-сверлильный станок 8Б72К;17 — токарно-вннгирсзкиП станок 16Б16Для установки станков (заточных, шлифовальных) с абразивными кругами
Рис. 15.1. Компоновка ремонтно-механической мастерской:
Рис. 15.1. Компоновка ремонтно-механической мастерской:
/ — шлифовально-заточный участок площадью 3U м1; 1! — механический участок площадью 130 м1; ///—слесарный -участок площадью 30 и5: /V— сварочный участок площадью 25 м1; V — кладовая приспособлений площадью 30 м1; V!—инструментальная кладовая площадью 15 м1: / — точильный двусторонний станок 3C-2-300 ; 2 — точильно-шлифовальный двусторонний станок ЗБ634; J — универсально-заточный станок ЗВ642; 4 — поперечно строгальный станок 7307Д;5 — ножевочный станок
8Б72К; 6 — вертикально-сверлильный станок 2Н135: 7—поверочно-разметочная плита 1000 X 630 мм. 5 — инструментальные шкафы типа Б58; 9 — печь электрическая ЭПС для сушки электродов; Ю — сварочный выпрямитель ВКСМ-1000: //—евзиоуный стол и вытяжные зонты; /2 — установка ТВЧ для пайки и закалки резцов. п — верстак с ня.-тольно сверлильным станком 2MI2; 14 — слесарный верстак с тисками; 15 — трубогнбочный станок К-02А;16 — радиально-сверлильный станок 8Б72К;
17 — токарно-вннгирсзкиП станок 16Б16
/ — шлифовально-заточный участок площадью 3U м1; 1! — механический участок площадью 130 м1; ///—слесарный -участок площадью 30 и5: /V— сварочный участок площадью 25 м1; V — кладовая приспособлений площадью 30 м1; V!—инструментальная кладовая площадью 15 м1: / — точильный двусторонний станок 3C-2-300 ; 2 — точильно-шлифовальный двусторонний станок ЗБ634; J — универсально-заточный станок ЗВ642; 4 — поперечно строгальный станок 7307Д;5 — ножевочный станок
8Б72К; 6 — вертикально-сверлильный станок 2Н135: 7—поверочно-разметочная плита 1000 X 630 мм. 5 — инструментальные шкафы типа Б58; 9 — печь электрическая ЭПС для сушки электродов; Ю — сварочный выпрямитель ВКСМ-1000: //—евзиоуный стол и вытяжные зонты; /2 — установка ТВЧ для пайки и закалки резцов. п — верстак с ня.-тольно сверлильным станком 2MI2; 14 — слесарный верстак с тисками; 15 — трубогнбочный станок К-02А;16 — радиально-сверлильный станок 8Б72К;
17 — токарно-вннгирсзкиП станок 16Б16
желательно выделять отдельное небольшое помещение с вытяжными зонтами у каждого станка.
Механический и слесарный участки должны обслуживаться электрическим ол- нобалочным краном грузоподъемностью 1—2 т в зависимости от массы поднимаемых грузов. На слесарном участке обычно располагаются верстаки с параллельными и стуловыми тисками, поверочно-разметочные плиты размером 1,6 X 1.0 м и 1,0X0,63 м по ГОСТ 10905—75. У каждого рабочего места устанавливается инструментальный шкаф.
На сварочном участке рекомендуется устанавливать: стол для электросварочных работ ССН-3; два одиопостоных сварочных трансформатора ПСГ-500-1 и ПСГ-300; сварочный преобразователь ПСМ-1000; секционный стеллаж МИ-317.000; шкафы для сушки электродов и инструментальные шкафы; комплект газосварочного оборудования (шланговый полуавтомат АС-765, ацетиленовый генератор ЛСДН-Ща-1,05).
Баллоны с газом размещаются вне зоны сварочного поста.
Примеры компоновки мастерской, состоящей из механического, слесарного и сварочного участков, показаны на рис. 15.1,
Рис. 15.2. Компоновка кузнечного участка:Рис. 15.2. Компоновка кузнечного участка:1 — силовой шкаф; 2 — электрический шкаф; 3 — электропечь типа СНО-6,12.4/10-42; 4— автотрансформатор; 5 — щит управления электропечью; 6 — поверочно-разметочная плита; 7 — пневматический ковочный молот типа M4I32A: 8 — волопроводяэе раковина; 9 — наковальня; 10 — ванна термические1 — силовой шкаф; 2 — электрический шкаф; 3 — электропечь типа СНО-6,12.4/10-42; 4— автотрансформатор; 5 — щит управления электропечью; 6 — поверочно-разметочная плита; 7 — пневматический ковочный молот типа M4I32A: 8 — волопроводяэе раковина; 9 — наковальня; 10 — ванна термическиекомпоновки кузнечного участка — на рис. 15.2.
Рис. 15.2. Компоновка кузнечного участка:
Рис. 15.2. Компоновка кузнечного участка:
1 — силовой шкаф; 2 — электрический шкаф; 3 — электропечь типа СНО-6,12.4/10-42; 4— автотрансформатор; 5 — щит управления электропечью; 6 — поверочно-разметочная плита; 7 — пневматический ковочный молот типа M4I32A: 8 — волопроводяэе раковина; 9 — наковальня; 10 — ванна термические
1 — силовой шкаф; 2 — электрический шкаф; 3 — электропечь типа СНО-6,12.4/10-42; 4— автотрансформатор; 5 — щит управления электропечью; 6 — поверочно-разметочная плита; 7 — пневматический ковочный молот типа M4I32A: 8 — волопроводяэе раковина; 9 — наковальня; 10 — ванна термические
Расстановка оборудования в мастерских должна обеспечивать свободные проходы шириной не менее 1 м и расстоянием от крайних точек станка до стены не менее 700 мм. При массе устанавливаемых на станок деталей более 50 кг станок должен находиться в золе, обслуживаемой краном. Двери и главный проход в мастерской обычно принимают шириной 1,5 м в расчете на въезд электрокара грузоподъемностью 2 т.
ЭНЕРГОРАЗВОДКА
И ПЕРЕНОСНЫЕ ИНСТРУМЕНТЫ
В основных помещениях, где расположено оборудование, подлежащее ремонту, на месте его установки предусматривается стационарная разведка сжатого воздуха и переменного тока для присоединения переносных светильников н инструментов.
К таким помещениям относятся машинный зал, зал вспомогательного оборудования, шахта турбины, районы лазов в конус отсасывающей трубы и в спиральную камеру турбины, щитовое помещение верхнего бьефа, гребень плотины, площадка обслуживания затворов и кранов нижнего бьефа и т. п. Здесь отводы от магистралей энергоразводки выполняются, как правило, в блоке каждого гидроагрегата.
Энергоразводка должна также выполняться на монтажной площадке, в компрессорной, мастерских, насосных, галереях плотины и подобных помещениях. В месте отводов предусматривается под-
19 Под ред. Ю. С. Васильева
соединение светильников ремонтного освещения 12 или 36 В, электросиловая сборка 380/220 В, сжатый воздух 0,6—0,9 МПа.
В центральной инструментальной кладовой устраиваются стеллажи для хранения необходимого запаса режущих инструментов (напильников, шаберов, резцов, фрез, сверл, зубил, ножовочных полотен и др.), измерительных инструментов (микрометров, штангенциркулей, штихмасов, нутромеров, кронциркулей, шабровочных плиток и др.), специальных инструментов, поставляемых с турбиной, а также наборов гаечных ключей, отверток, молотков и прочих инструментов. Здесь же обычно хранятся пневматические и электрифицированные инструменты, а также часть приспособлений. Некоторые приспособления и инструменты хранятся в филиалах кладовой, рассредоточенных по длине машинного зала.
Желательно предусматривать самоходные или сборно-разборные легкие леса, используемые при очистке и окраске технологического оборудования и строительных конструкций и мойке окон.
При выборе и заказе средств малой механизации и специальных приспособлений следует руководствоваться «Отраслевыми требованиями и нормативными материалами по научной организации труда» (СПО «Союзтехэнерго», 1980 г.), «Руководящими указаниями по проектированию организации и механизации ремонтного обслуживания оборудования и сооружений ГЭС» (ЦКБ Главэнергоремонта Минэнерго СССР, 1974 г.) и «Типовыми проектными решениями по средствам малой механизации на ГЭС и ГАЭС для проведения ре монтных работ» (Гидропроект, 1985 г.).
МОНТАЖ ВСПОМОГАТЕЛЬНОГООБОРУДОВАНИЯ
Проектирование и монтаж вспомогательного оборудования и технологических трубопроводов ГЭС производятся в соответствии с СН527-80 [23L пособием к ним см. [40], а также СНиП 3.05.05-84 [25].
Некоторые указания из этих материалов приводятся ниже.
Технологические трубопроводы в за висимости от рабочего избыточного давления относятся к следующим группам и категориям:
группа В, категория II — воздухопроводы компрессорных установок на участках с давлением 6,3—10 МПа;
группа Бв, категория II — маслопроводы систем регулирования гидроагрегатов и управления затворами с давлением 2,6—6.3 МПа;
группа Бв, категория IV—маслопро воды с рабочим давлением до 1,6 МПа.
группа В, категория III — воздухопроводы с рабочим давлением 2.6—6.3 МПа.
группа В, категория IV — воздухопроводы и водопроводы с давлением 1.7— 2,5 МПа.
группа В, категория V — воздухопроводы и водопроводы, работающие при давлении до 1,6 МПа.
В проекте каждой системы трубопроводов должна указываться группа и категория, к которой они относятся.
Монтаж оборудования, как правило, должен производиться укрупненными блоками. Трубопроводы также должны укрупняться в узлы и блоки в трубопроводной мастерской с тем, чтобы на место установки приходился минимум работ.
До начала монтажа оборудования и трубопроводов составляется н утверждается проект производства работ. Проект составляет генеральная подрядная строительная организация или по ее поручению специализированная организация. К началу монтажа должна быть в необходимом объеме выполнена строительная часть здания ГЭС и сооружены фундаменты под оборудование; смонтировано, налажено и сдано в установленном порядке предусмотренное проектом эксплуатационное, а если необходимо, и временное подъемно-транспортное оборудование, используемое при монтаже. В машинных залах, залах вспомогательного оборудования, помещениях маслохозяйства, компрессорных, насосных и т. п. должны быть закончены необходимые строительные работы.
В проекте трубопроводов ГЭС должны иметься деталировочные чертежи, необходимые для изготовления трубопроводов индустриальными методами, с учетом прогрессивной технологии монтажа.
Необходимо добиваться комплектной поставки с основным оборудованием ГЭС (турбинами, генераторами, трансформато- 290
рами, высоковольтными выключателями и т. п.) узлов трубопроводов заводского изготовления. Узлы трубопроводов, не входящие в комплектную поставку с основным оборудованием, следует, как правило, изготавливать на производственных базах и предприятиях монтажных организаций. Трубопроводы с избыточным рабочим давлением свыше 10 МПа должны обязательно поступать в монтаж собранными в сборочные единицы вместе с трубопроводной арматурой.
Укрупнение узлов и отдельных секций трубопроводов перед установкой их в проектное положение целесообразно производить на полу помещения с последующим подъемом их крапом или такелажным способом.
Передача оборудования, трубопроводов, трубопроводной арматуры и других элементов с базы заказчика монтирующей организации оформляется специальным актом. При передаче проверяется соответствие оборудования проекту, его комплектность. отсутствие видимых повреждений и дефектов, сохранность окраски и консервации, а также сохранность пломб и технической документации.
При испытании на прочность трубопроводов подается пробное (испытательное) давление в соответствии с ГОСТ 356—80; при рабочем давлении от 0,4 до 23 МПа оно равно 1,25 рр. Испытательное давление выдерживается 5 мин, затем оно-снижается до рабочего, после чего производится осмотр трубопроводов. Сварные швы стальных трубопроводов могут обстукиваться молотком массой до 0,8 кг. Для испытания на плотность запорного устройства подается рабочее давление, при этом герметичность должна быть не ниже предусмотренной ГОСТ 9544—75*.
Арматура трубопроводов категорий II—V, имеющая заводские паспорта, при сдаче в монтаж до истечения гарантийного срока ревизии и испытанию перед монтажом не подлежат.
Оборудование, как правило, устанавливается на фундамент с последующей подливкой раствором. При этом фундамент выполняется на 50—60 мм ниже проектной опорной поверхности оборудования или выступающих вниз ребер (при их наличии) Колодцы фундаментных болтов перед монтажом должны быть освобождены от опалубки и мусора, так же как и сами фундаменты. Фундаментные болты и гайки -должны быть защищены от коррозии, гайки должны свободно навинчиваться по всей длине нарезки болта. Отклонение всей выступающей части болта по вертикали не должно превышать 1,5 мм.
Перед подливкой оборудования раствором фундамент должен быть обдут сжатым воздухом, очищен от масла и увлажнен (без скопления воды в углублениях). В растворе для подливки класс
бетона принимается нс ниже класса бетона фундамента. Подливку производят непрерывно, обеспечивая проникновение раствора под все поверхности, без пустот п раковин. Если подливка производится при температуре в помещении ниже 5°С, раствор должен быть подогретым. Фундаментные болты следует окончательно подтягивать после достижения раствором подливки 70 % прочности.
При прокладке отдельных участков трубопроводов через стены и перекрытия в гильзах эти участки, как правило, не должны иметь стыков. Если же длина гильзы более 1,5 м, прокладываемый здесь участок трубы должен быть перед установкой в гильзу гидравлически испытан, а ее сварные стыки проверены неразрушающими физическими методами. После этого трубу следует окрасить и изолировать по указаниям в проекте. Зазоры в гильзах с обеих сторон должны быть уплотнены асбестом или другим несгораемым материалом.
Трубопроводы к оборудованию должны крепиться только после закрепления на опорных конструкциях во избежание передачи нагрузки от их массы на фланцы оборудования.
Испытание узлов трубопроводов, изготовленных на производственной базе строительства, производится при полностью смонтированном трубопроводе. Индивидуальные испытания оборудования без нагрузки производит монтировавшая его организация.
Под нагрузкой оборудование испытывается совместно дирекцией строящейся ГЭС и генподрядной организацией с участием монтажной организации. После этих испытаний рабочая комиссия должна принять оборудование для комплексного опробования. Комплексное опробование производится заказчиком вхолостую и под нагрузкой с участием строительства, проектной и монтажной организаций, а в случае необходимости и заводов — изготовителей оборудования.
Раздел 5
ОРГАНИЗАЦИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ОБОРУДОВАНИЯ
Глава 16
ЭКСПЛУАТАЦИЯ ОБОРУДОВАНИЯ ГИДРОЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕТРЕБОВАНИЯ К КАЧЕСТВУ
ОБОРУДОВАНИЯ
При эксплуатации гидроагрегатов должны быть обеспечены их бесперебойная работа, оптимальный КПД гидроэлектростанции для заданных нагрузки и режима работы в энергосистеме, постоянная готовность к принятию номинальной нагрузки [48]. Эти условия выдвигают ряд требований к качеству изготовления и монтажа, к надежности и экономичности гидроэнергетического оборудования.
Требования к качеству изготовления гидротурбинного оборудования изложены в соответствующих стандартах. В Минэнерго СССР разработаны рекомендации по способам и средствам измерения основных элементов проточной части гидротурбин и типовые формуляры производимых замеров.
Требования к качеству монтажа гидротурбинного и гидрогенераторного оборудования устанавливаются в технических условиях на монтаж [39] и определяются в основном допусками на отклонения от заданных осей и плоскостей основных узлов, оборудования и на искажения их формы.
Вибрация крестовин работающих вертикальных гидрогенераторов со встроенными в них направляющими подшипниками, вибрация узлов гидротурбин (турбинного подшипника, крышки турбины, опоры пяты) и вибрация подшипников горизонтальных гидрогенераторов при номинальной частоте вращения (до указанных значений) в соответствии с отраслевыми нормами Минэнерго СССР не должны превышать [44]:
Номинальная частота вращения, об/мин . . . 100187,5 375 750
Двойная амплитуда колебаний, мм 0180.150,10,07
Вибрация статоров (сердечника н корпуса) вертикальных гидрогенераторов при установившемся режиме работы не должна превышать:
Частота коле баний, Гн . . . Ло W 304050 Свыше
80 Двойная амп литу да коле
баний. мм . .0,08и,06 0,0450,035С^02
Показатели надежности гидротурбин и гидрогенераторов устанавливаются соответствующими государственными стандартами.
Гидротурбины должны иметь срок службы между капитальными ремонтами не менее 4 лет при наработке не менее 25 тыс. ч, средним срок службы не менее 30 лет.
Гидрогенераторы должны иметь коэффициент готовности не менее 0,995, установленную наработку на отказ не менее 18 тыс. ч, установленный ресурс между капитальными ремонтами не менее 6 лет, срок службы до списания не менее 40 лет.
Показатели экономичности гидротурбин и гидрогенераторов устанавливаются техническими условиями на оборудование для каждой конкретной гидроэлектростанции.
Министерство — заказчик оборудования несет ответственность за соответствие технического уровня заказываемого оборудования современному уровню лучших отечественных и зарубежных образцов.
ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯК ВВОДУ В ЭКСПЛУАТАЦИЮОБОРУДОВАНИЯ В УСЛОВИЯХНЕЗАВЕРШЕННОГО СТРОИТЕЛЬСТВАГИДРОУЗЛА
Пуск первых гидроагрегатов строящейся ГЭС происходит, как правило, при незавершенных строительных и монтажных работах по гидроузлу в целом, в том числе и по секциям вводимых гидроагрегатов. Ранний пуск первых гидроагрегатов весьма эффективен, однако он предъявляет определенные требования по обеспечению надежной работы гидроагрегатов, предупреждению их преждевременного износа.
Пусковой комплекс гидроэлектростанции устанавливает:
проектную готовность сооружений и технологического оборудования к приему напора воды, пропуску строительных и паводочных расходов, вводу первых гидроагрегатов в эксплуатацию, а также первоочередных объектов и помещений вспомогательного обслуживающего и бытового назначения;
рациональную схему эксплуатации не полностью законченных сооружений с учетом наполнения водохранилища;
готовность помещений и технических средств для ремонта вводимого основного и вспомогательного оборудования;
допустимые режимы работы гидроагрегатов с бесперебойной выдачей электроэнергии в энергосистему;
необходимый объем средств управления основным и вспомогательным оборудованием;
программу контроля и испытаний технологического оборудования на период эксплуатации до полного завершения строительства;
возможность дальнейшего производства строительно-монтажных работ без ухудшения условий работы введенных в эксплуатацию гидроагрегатов с соблюдением правил техники безопасности, противопожарной безопасности, требований Госгортехнадзора, правил устройства и эксплуатации электроустановок н др.
Пусковой комплекс составляется генеральной проектной организацией на основании проекта, рабочих чертежей, смет, проектов организации строительства и производства работ и согласовывается с заказчиком и генеральной подрядной организацией.
Для пуска первых гидроагрегатов определяются следующие условия:
пусковая отметка уровня верхнего бьефа устанавливается решением Минэнерго СССР при рассмотрении и утверждении проекта ГЭС или ГАЭС;
минимальная отметка уровня нижнего бьефа определяется условиями обеспечения санитарно-бытовых попусков и судоходства; кроме того, при назначении этой отметки учитывается необходимая высота отсасывания гидротурбины;
пусковой напор назначается по согласованию с заводом — изготовителем гидротурбин;
максимальная и минимальная мощности гидроагрегата и режимы его эксплуатации устанавливаются на основании результатов испытаний при пусковом напоре и фиксируются в протоколе, согласованном с заводом-изготовителем; кроме того, рассматриваются совместно с заводом-изготовителем условия работы гидроагрегата в период наибольшего половодья (паводка), после чего устанавливается возможный расход воды через гидротурбину в этот период и определяется схема пропуска половодных расходов через гидроузел;
график наполнения водохранилища и продолжительность работы гидроагрегатов при различных напорах контролируются в течение всего периода наполнения водохранилища до проектных отметок.
Предусмотренная пусковым комплексом часть здания (монтажной площадки и машинного зала) должна быть отделена от остальных секций ограждающими конструкциями, обеспечивающими поддержание положительной температуры воздуха внутри помещения. Секции, в которых будут продолжаться строительные и монтажные работы, должны быть защищены от затопления со стороны нижнего бьефа, а также со стороны верхнего бьефа при пропуске расходов воды через поверхностные водосбросы.
В проекте пускового комплекса составляются принципиальная пусковая схема электрических соединений, пусковые схемы собственных нужд переменного и постоянного тока, обеспечивающие работу технологического оборудования, а также схемы
(перечень) вводимых в работу устройств релейной защиты и противоаварийной автоматики, управления и связи, обмена информацией на ГЭС и с вышестоящим уровнем автоматизированной системы управления.
Уточняются вопросы, связанные с применением на гидроагрегатах временных рабочих колес в пусковой период, если такое решение было ранее принято в утвержденном проекте ГЭС или ГАЭС. Должны быть определены способы улучшения условии работы оборудования на пусковых напорах: по кавитации, вибрации, подводу воды к гидротурбине (при временной схеме водоводов).
Опыт эксплуатации гидроагрегатов при пусковых напорах определил целесообразность осуществления ряда профилактических мероприятий [40, 44]. Например, для защиты от кавитационного износа ограничивают открытие направляющего аппарата и подтапливают гидротурбину со стороны нижнего бьефа. Для улучшения вибрационного состояния ограничивают зоны работы гидроагрегата (по минимальной и максимальной, а иногда и по промежуточным нагрузкам) и осуществляют подачу воздуха в зону рабочего колеса.
Должна быть также обеспечена надежная работа вспомогательного оборудования, в том числе включаемого по временным схемам.
16-3. ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯПРИЕМКИ ОБОРУДОВАНИЯ
В ЭКСПЛУАТАЦИЮ
Ввод оборудования в эксплуатацию после завершения нового строительства, расширения, реконструкции, технического перевооружения и капитального, а также текущего ремонта производится после его приемки в порядке, установленном действующими правилами.
При приемке в эксплуатацию гидроэнергетического и механического оборудования ГЭС и ГАЭС необходимо пользоваться, помимо общесоюзных документов, также действующими в системе Минэнерго СССР отраслевыми правилами приемки в эксплуатацию гидроэлектрических станций.
Запрещается приемка в эксплуатацию объектов производственного назначения с недоделками, препятствующими их нормальной эксплуатации и ухудшающими санитарно-гигиенические условия и безопасность труда работающих, а также без опробования, испытания и проверки работы всего установленного оборудования и механизмов. Готовность объекта к пуску определяется приемочной комиссией.
Запрещается ввод в эксплуатацию объектов:
без устройств, предотвращающих загрязнение и засорение вод или их вредное воздействие;
без рыбозащитных устройств, предусмотренных утвержденными проектами;
до готовности устройств для пропуска паводочных вод и рыбы, предусмотренных утвержденными проектами.
Перед приемкой гидроэнергетического оборудования в эксплуатацию должны проводиться поузловыс опробования и приемка отдельных элементов установки (гидроагрегата и его водоподводящих и водо- отводящих устройств), пробный пуск основного и вспомогательного оборудования установки я комплексное опробование.
При испытаниях гидроагрегата под нагрузкой в первую очередь осуществляется проверка заводских гарантий регулирования (испытания с последовательным сбросом частичной н полной номинальной мощности). Результаты испытаний должны соответствовать гарантиям завода-изготовителя, предусмотренным в технических условиях на поставку. Затем производятся проверка н испытания схемы автоматического управления, защитных устройств и автоматики гидроагрегата. Более подробно правила приемки в эксплуатацию отдельных пусковых комплексов и законченных строительством электростанций, объектов электрических я тепловых сетей изложены в ВСН 37-86 Минэнерго СССР.
После рассмотрения результатов этих испытаний н устранения выявленных недостатков и дефектов рабочая комиссия по соответствующему акту принимает гидроагрегат для комплексного опробования.
При комплексном опробовании проверяют совместную работу гидроагрегатов и их вспомогательного оборудования под нагрузкой (см. § 13.6 н 14.5). Началом комплексного опробования гидроагрегата считается момент включения генератора в сеть. Комплексное опробование по схемам, не предусмотренным проектом, запрещается.
Комплексное опробование считается проведенным при условии нормальной и непрерывной работы гидроагрегата в течение 72 ч при постоянной или поочередной работе всего вспомогательного оборудования по проектной схеме. Комплексное опробование проводится при напоре, установленном пусковым комплексом для данного гидроагрегата. Нагрузка гидроагрегата устанавливается в соответствии с характеристиками гидротурбины и гидрогенератора для пускового напора. Если нагрузка, напор и расход воды не могут быть достигнуты по каким-либо причинам, то эти параметры устанавливаются приемочной комиссией.
При комплексном опробовании не требуется включение устройств автоматического регулирования, для которых необходима режимная наладка. Такая наладка должна быть проведена в период освоения оборудования.
Пекле комплексного опробования и устранения выявленных дефектов приемочная комиссия производит приемку оборудования (с относящимися к нему зданиями и сооружениями) с оформлением соответствующего акта. При приемке оборудования в эксплуатацию персоналу ГЭС должна быть передана техническая документация в объеме, установленном техническими условиями [39] и правилами [48].
16.4. ОРГАНИЗАЦИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИОБОРУДОВАНИЯ
Основными задачами эксплуатации гидроэлектростанций являются [48]:
обеспечение поддержания производственной мощности, бесперебойного производства электроэнергии и надежной работы оборудования;
сыполненис диспетчерского графика электрической нагрузки ГЭС;
обеспечение максимальной экономичности работы при рациональном использовании гидроресурсов;
зашита окружающей среды от вредных последствий, связанных с работой ГЭС или ГАЭС.
Необходимым условием для выполнения этих задач является обеспечение безаварийной работы оборудования.
Перед пуском гидроагрегата после ремонта должна быть проверена исправность: основного оборудования, средств технической зашиты, блокировок, вспомогательного оборудования, маслопроводов, средств регулирования, дистанционного управления, контрольно-измерительных приборов, средств оперативной связи [48].
Гидроагрегаты должны работать под нагрузкой и в других режимах на автоматическом регулировании с полностью включенными защитами и блокировками. Работа гидроэлектростанции должна происходить с наиболее высоким КПД, для чего число включенных гидроагрегатов и нагрузка каждого из них должны быть оптимальными в соответствии с эксплуатационной характеристикой ГЭС или ГАЭС.
Персонал ГЭС должен принимать меры для снятия разного рода временно вводимых ограничений режима работы гидроагрегатов по условиям, связанным со снижением надежности подпятников, неблагоприятным вибрационным режимом гидроагрегатов, развитием кавитационных процессов н т. п. '
Режим работы гидроагрегата должен обеспечивать минимальный кавитационный износ проточной части гидротурбины: для этого необходимо соблюдать следующие условия:
регуляторы гидротурбины должны быть оборудованы устройствами автоматического ограничения мощности по на пору я высоте отсасывания;
294
нс допускается работа гидротурбин в режимах, при которых наблюдается повышение интенсивности кавитации;
должно регулярно проверяться положение комбинаторной связи в поворотно- лопастных гидротурбинах.
Следует иметь в виду, что по опыту эксплуатации отклонение угла установки лопастей рабочего колеса гидротурбины на 2—3° от оптимального значения может привести к снижению КПД гидроагрегата на 0.5—1 %, а отклонение положения клипа комбинатора по напору на 1 м от действительного значения напора —до 0,5 %.
Основными видами контроля за состоянием работающего гидроагрегата являются температурный и вибрационный контроль.
Постоянство установившейся рабочей температуры в контролируемых точках гидроагрегата является показателем нормальной работы наиболее ответственных узлов— подпятника и подшипников. Номинальная и предельно допустимая температура этих узлов указывается в инструкции по эксплуатации. При повышении температуры на 5 °C выше номинальной необходимо принимать меры для выявления и устранения причин повышения температуры. При повышении -температуры на 8— i0 еС должен подаваться сигнал на аварийную остановку гидроагрегата. Разница температур отдельных сегментов зависит от конструкции и материала поверхностей сегментов и должна быть указана в местной эксплуатационной инструкции. Большая разница указывает на необходимость регулировки распределения нагрузки на сегменты.
При контроле температурного режима подпятников следует учитывать конструктивное решение установки температурных датчиков (термометров сопротивления). Заглубление датчиков внутрь сегментов от поверхности трения снижает их показания и повышает инерционность, что существенно для настройки уставок. Более надежный контроль осуществляется при применении термопар, устанавливаемых вблизи рабочей поверхности, с записью их показаний на ленту самопишущего потенциометра; такая система контроля позволяет регистрировать местное повышение температуры, характерное в начале повреждения поверхности. В качестве термопар применяются хромель-копелевые электроды, а для регистрации используется электронный потенциометр (ЭПП-09, КСП-4 и подобные нм).
Вибрационное состояние гидроагрегата контролируется измерениями. регулярно выполняемыми на опорных конструкциях гидроагрегата (крестовинах, крышке турбины, подшипниках, опорах пяты), стальных конструкциях и лобовых частях обмоток статора, а также измерением биения
Вибрация, мкмРезультаты осмотраОценкапри парал- пельной работе с энергосистемойпри ХОЛОСТОМ ходе гидроагрегатаМенее 100-50Замечаний нет«Отлично»Менее 10Более 50То же«Хорошо»10—30Более 50» >«Удовлетворительно»Более 30Более 50Контактная коррозия первой и второй наборных призм, повреждений нет«Неудовлетворительно»(временно допустимо)Более 30Более 50Контактная коррозия за второй наборной призмой или повреждение конструктивных элементов«Недопустимо»Вибрация, мкмРезультаты осмотраОценкапри парал- пельной работе с энергосистемойпри ХОЛОСТОМ ходе гидроагрегатаМенее 100-50Замечаний нет«Отлично»Менее 10Более 50То же«Хорошо»10—30Более 50» >«Удовлетворительно»Более 30Более 50Контактная коррозия первой и второй наборных призм, повреждений нет«Неудовлетворительно»(временно допустимо)Более 30Более 50Контактная коррозия за второй наборной призмой или повреждение конструктивных элементов«Недопустимо»Таблица 16.1. Оценка уровня вибрации стальных конструкций статора гидрогенератораТаблица 16.1. Оценка уровня вибрации стальных конструкций статора гидрогенератораТ а блица 16.2. Оценка уровня вибрации лобовых частей обмоткистатора гидрогенератораТ а блица 16.2. Оценка уровня вибрации лобовых частей обмоткистатора гидрогенератораПредельная вибрация с частотой 100 Гц. мкмРезультаты осмотраОценкаРекомендации персоналуМенее 50Замечаний нет или отдельные ослабления элементов крепления«Удовлетворительно»Осмотр по плану профилактического обслуживания50-100Массовые ослабления элементов крепления. Следы истирания. Отдельные течи воды в головках«Неудовлетворительно» (временно допустимо)Осмотр по плану профилактического обслуживания. Восстановлениесистемыкреплений при профилактическом ремонте. Измерение вибрации со снятием амплитудно-частотных характеристик один раз в годБолее 100Нарушение целостности элементов крепления и стержней обмотки. Массовая течь воды в головках«Недопустимо»Модернизация системы креплений в очередной капитальный ремонт с последующим снятием, амплитудно-частотныххарактеристик. Измерение вибрации в нагрузочных режимах не реже одного раза в месяц. При росте уровня вибрации ускорение вывода в ремонтПредельная вибрация с частотой 100 Гц. мкмРезультаты осмотраОценкаРекомендации персоналуМенее 50Замечаний нет или отдельные ослабления элементов крепления«Удовлетворительно»Осмотр по плану профилактического обслуживания50-100Массовые ослабления элементов крепления. Следы истирания. Отдельные течи воды в головках«Неудовлетворительно» (временно допустимо)Осмотр по плану профилактического обслуживания. Восстановлениесистемыкреплений при профилактическом ремонте. Измерение вибрации со снятием амплитудно-частотных характеристик один раз в годБолее 100Нарушение целостности элементов крепления и стержней обмотки. Массовая течь воды в головках«Недопустимо»Модернизация системы креплений в очередной капитальный ремонт с последующим снятием, амплитудно-частотныххарактеристик. Измерение вибрации в нагрузочных режимах не реже одного раза в месяц. При росте уровня вибрации ускорение вывода в ремонтПримечание. Оценка производится ио худшему мз показателей (по уровню вибрации или по результату осмотра).Примечание. Оценка производится ио худшему мз показателей (по уровню вибрации или по результату осмотра).
Вибрация, мкм
Результаты осмотра
Оценка
при парал- пельной работе с энергосистемой
при ХОЛОСТОМ ходе гидроагрегата
Менее 10
0-50
Замечаний нет
«Отлично»
Менее 10
Более 50
То же
«Хорошо»
10—30
Более 50
» >
«Удовлетворительно»
Более 30
Более 50
Контактная коррозия первой и второй наборных призм, повреждений нет
«Неудовлетворительно»
(временно допустимо)
Более 30
Более 50
Контактная коррозия за второй наборной призмой или повреждение конструктивных элементов
«Недопустимо»
Вибрация, мкм
Результаты осмотра
Оценка
при парал- пельной работе с энергосистемой
при ХОЛОСТОМ ходе гидроагрегата
Менее 10
0-50
Замечаний нет
«Отлично»
Менее 10
Более 50
То же
«Хорошо»
10—30
Более 50
» >
«Удовлетворительно»
Более 30
Более 50
Контактная коррозия первой и второй наборных призм, повреждений нет
«Неудовлетворительно»
(временно допустимо)
Более 30
Более 50
Контактная коррозия за второй наборной призмой или повреждение конструктивных элементов
«Недопустимо»
Таблица 16.1. Оценка уровня вибрации стальных конструкций статора гидрогенератора
Таблица 16.1. Оценка уровня вибрации стальных конструкций статора гидрогенератора
Т а блица 16.2. Оценка уровня вибрации лобовых частей обмоткистатора гидрогенератора
Т а блица 16.2. Оценка уровня вибрации лобовых частей обмоткистатора гидрогенератора
Предельная вибрация с частотой 100 Гц. мкм
Результаты осмотра
Оценка
Рекомендации персоналу
Менее 50
Замечаний нет или отдельные ослабления элементов крепления
«Удовлетворительно»
Осмотр по плану профилактического обслуживания
50-100
Массовые ослабления элементов крепления. Следы истирания. Отдельные течи воды в головках
«Неудовлетворительно» (временно допустимо)
Осмотр по плану профилактического обслуживания. Восстановлениесистемы
креплений при профилактическом ремонте. Измерение вибрации со снятием амплитудно-частотных характеристик один раз в год
Более 100
Нарушение целостности элементов крепления и стержней обмотки. Массовая течь воды в головках
«Недопустимо»
Модернизация системы креплений в очередной капитальный ремонт с последующим снятием, амплитудно-частотныххарактери
стик. Измерение вибрации в нагрузочных режимах не реже одного раза в месяц. При росте уровня вибрации ускорение вывода в ремонт
Предельная вибрация с частотой 100 Гц. мкм
Результаты осмотра
Оценка
Рекомендации персоналу
Менее 50
Замечаний нет или отдельные ослабления элементов крепления
«Удовлетворительно»
Осмотр по плану профилактического обслуживания
50-100
Массовые ослабления элементов крепления. Следы истирания. Отдельные течи воды в головках
«Неудовлетворительно» (временно допустимо)
Осмотр по плану профилактического обслуживания. Восстановлениесистемы
креплений при профилактическом ремонте. Измерение вибрации со снятием амплитудно-частотных характеристик один раз в год
Более 100
Нарушение целостности элементов крепления и стержней обмотки. Массовая течь воды в головках
«Недопустимо»
Модернизация системы креплений в очередной капитальный ремонт с последующим снятием, амплитудно-частотныххарактери
стик. Измерение вибрации в нагрузочных режимах не реже одного раза в месяц. При росте уровня вибрации ускорение вывода в ремонт
Примечание. Оценка производится ио худшему мз показателей (по уровню вибрации или по результату осмотра).
Примечание. Оценка производится ио худшему мз показателей (по уровню вибрации или по результату осмотра).
вала гидроагрегата. В [44] содержатся рекомендации по выбору контрольной аппаратуры и способов ее установки, режимов работы гидроагрегата, при которых производят измерения, а также по оценке уровня вибрации конструкций.
Для оценки вибрационного состояния гидроагрегата следует пользоваться рекомендациями, приведенными ниже.
При опенке по размаху вибросмещения принимается низшая из частот, составляющих вибрации. При 1—30 Гц оценку производят дифференцированно. При ча
стоте более 30 Ги недопустимой считается двойная амплитуда внбросмещеннй более 40 мкм, при частоте менее 1 Ги— 180 мкм Если вибрация носит непериодический характер, то определяют среднюю двойную амплитуду внбросмещеннй и среднюю частоту в интервале времени не менее 10-кратного периода вращения ротора, для которых используют приведенные выше оценочные критерии. Оценка уровня биения вала производится по его предельным значениям, устанавливаемым заводом — изготовителем.
Вибрация с частотой 45-55 Ги.МКНОценкаРекомендации персоналуМенее 100«Удовлетворительно»Осмотр после внезапного короткого замыкания на шинах генераторного напряжения или близкого короткого замыкания за трансформатором блока100-150«Неудовлетворительно»(временно допустимо)Осмотр после внезапного короткого замыкания. Восстановление системы крепления. Измерение вибрации со снятием амплитудно-частотных характеристик один раз в годБолее 150«Недопустимо»Модернизация системы креплений при очередном капитальном ремонте с последующим измерением вибрации со снятием амплитудно-частотных характеристикВибрация с частотой 45-55 Ги.МКНОценкаРекомендации персоналуМенее 100«Удовлетворительно»Осмотр после внезапного короткого замыкания на шинах генераторного напряжения или близкого короткого замыкания за трансформатором блока100-150«Неудовлетворительно»(временно допустимо)Осмотр после внезапного короткого замыкания. Восстановление системы крепления. Измерение вибрации со снятием амплитудно-частотных характеристик один раз в годБолее 150«Недопустимо»Модернизация системы креплений при очередном капитальном ремонте с последующим измерением вибрации со снятием амплитудно-частотных характеристикТаблица 16.3. Оценка уровня вибрации обмотки статора гидрогенератора при переходных режимахТаблица 16.3. Оценка уровня вибрации обмотки статора гидрогенератора при переходных режимахОценка вибрационного состояния узлов в первую очередь влияет на периодичность их осмотра и контроля: при оценке «отлично» — один раз в пять лет, при оценке «хорошо — один раз в два года» при оценке «удовлетворительно — через каждые шесть месяцев, а измерение вибрации — один раз в год.
Вибрация с частотой 45-55 Ги.
МКН
Оценка
Рекомендации персоналу
Менее 100
«Удовлетворительно»
Осмотр после внезапного короткого замыкания на шинах генераторного напряжения или близкого короткого замыкания за трансформатором блока
100-150
«Неудовлетворительно»
(временно допустимо)
Осмотр после внезапного короткого замыкания. Восстановление системы крепления. Измерение вибрации со снятием амплитудно-частотных характеристик один раз в год
Более 150
«Недопустимо»
Модернизация системы креплений при очередном капитальном ремонте с последующим измерением вибрации со снятием амплитудно-частотных характеристик
Вибрация с частотой 45-55 Ги.
МКН
Оценка
Рекомендации персоналу
Менее 100
«Удовлетворительно»
Осмотр после внезапного короткого замыкания на шинах генераторного напряжения или близкого короткого замыкания за трансформатором блока
100-150
«Неудовлетворительно»
(временно допустимо)
Осмотр после внезапного короткого замыкания. Восстановление системы крепления. Измерение вибрации со снятием амплитудно-частотных характеристик один раз в год
Более 150
«Недопустимо»
Модернизация системы креплений при очередном капитальном ремонте с последующим измерением вибрации со снятием амплитудно-частотных характеристик
Таблица 16.3. Оценка уровня вибрации обмотки статора гидрогенератора при переходных режимах
Таблица 16.3. Оценка уровня вибрации обмотки статора гидрогенератора при переходных режимах
При оценке «неудовлетворительно» (временно допустимо для работы гидроагрегата) принимаются меры для устранения вибрации и ее последствий при первой возможности вывода в ремонт (с последующими испытаниями); до этого учащается периодичность осмотров (статора генератора — через шесть месяцев, опорных конструкций гидрогенератора — через два месяца). При оценке «недопустимо» эксплуатация гидроагрегата допускается только по особому решению.
Оценка уровня вибрации остальных конструкций статора генератора производится в соответствии с табл. 16.1, вибрации лобовых частей обмотки статора — в соответствии с табл. 16.2, вибрационного состояния обмотки статора при переходных аварийных режимах — в соответствии с табл. 16.3.
В ПО ЛМЗ используются статистические данные по оценке вибрационного состояния (см. § 13.7).
Значения параметров, ограничивающих пуск и работу гидроагрегата, устанавливаются на основании данных завода-изготовителя или специальных испытаний и утверждаются главным инженером ГЭС.
Обеспечение нормальной эксплуатации оборудования ГЭС закладывается в проекте гидроэлектростанции, который должен предусмотреть все возможные режимы работы оборудования, средства управления и контроля, условия для проведения необходимого технического обслуживания и ремонта. В связи с этим в составе проек- 296
тов гидроэлектростанций разрабатывается раздел «Организация эксплуатации».
Расчет численности промышленно-про- изводственного персонала в проекте ГЭС производится на основании действующих в период проектирования рекомендаций с учетом заданий по росту производительности труда в электроэнергетике, отражаемых в отраслевых планах экономического и социального развития. Подробные рекомендации по составлению проектов организации эксплуатации ГЭС приведены в [47]. После ввода в эксплуатацию ГЭС становится предприятием (структурной единицей) в составе производственного объединения энергетики и электрификации и самостоятельно определяет численность работающих.
ОРГАНИЗАЦИЯ РЕМОНТАОБОРУДОВАНИЯ
На электростанциях в соответствии с правилами технической эксплуатации (ПТЭ) действует система планово-предупредительных ремонтов оборудования (ППР).
Система ППР представляет собой комплекс работ, выполняемых в плановые сроки и направленных на обеспечение надежной эксплуатации и поддержание технико-экономических показателен работы основного оборудования на уровне проектных или нормативных. Термины и определения основных понятий в области технического обслуживания и ремонта установлены ГОСТ 18322—78 «Система технического обслуживания и ремонта техники. Термины и определения».
Плановый ремонт оборудования гидроэлектростанций включает капитальный и текущий ремонты. Период времени, в течение которого последовательно проводятся один капитальный ремонт и уста-
новлснпое нормативами число текущих ремонтов (между капитальными), называется ремонтным циклом. Отрезок времени между двумя капитальными ремонтами (от момента завершения одного до начала следующего) называют межремонтным периодом.
Капитальный ремонт оборудования осуществляется в целях восстановления исправности и обеспечения его надежной и экономичной работы в межремонтный период. При капитальном ремонте, как правило, производятся полная разборка гидроагрегата, подробный осмотр, проверка, измерения, испытания, регулировка, устранение обнаруженных дефектов, замена и восстановление изношенных узлов и детален. При проведении капитального ремонта должны выполняться мероприятия, направленные на увеличение длительности непрерывной работы оборудования, улучшение его технико-экономических показателей, а также при необходимости осуществляться модернизация отдельных узлов.
Текущий ремонт осуществляется для обеспечения работоспособности оборудования до следующего планового ремонта. При текущем ремонте должны проводиться работы по осмотру оборудования, очистке, уплотнению, регулировке и ремонту отдельных узлов и деталей с устранением дефектов, возникших в процессе эксплуатации. При текущих ремонтах не должны производиться замена или восстановление базовых частей оборудования (корпусов и лопастей гидротурбин, лопаток направляющих аппаратов, статоров генераторов и т. л.). Текущий ремонт, предшествующий капитальному, должен максимально использоваться для выявления и уточнения по всем узлам гидроагрегата объема работ, подлежащих выполнению в период капитального ремонта.
В соответствии с ПТЭ капитальный ремонт гидротурбин и гидрогенераторов проводится один раз в 4—6 лет. Продрл- жительность ремонтного цикла устанавливается в каждом конкретном случае нормативными документами на основании указаний заводов-изготовителей, проектных организаций с учетом опыта эксплуатации и проведения ремонтов.
Нормы простоя гидроагрегатов в планово-предупредительных ремонтах приведены в табл. 16.4. Увеличение или уменьшение периодов между ремонтами и увеличение продолжительности ремонта по сравнению с нормативами допускается в зависимости от состояния оборудования и объема проведения сверхнормативных работ только при соответствующем техническом обосновании. При уменьшении межремонтного периода должны быть разработаны мероприятия по доведению межремонтного периода до установленного нормативами.
Продолжительность межремонтного периода на некоторых ГЭС увеличена до 8—10 лет.
Капитальный ремонт вспомогательного оборудования, непосредственно связанного с работой гидроагрегатов, при наличии резерва по производительности этого оборудования допускается проводить в периоды между капитальными ремонтами основного оборудования. При отсутствии резерва вспомогательного оборудован)! я его капитальный ремонт может планироваться на период простоя гидроагрегатов в текущем ремонте.
На гидроэлектростанции должна быть разработана техническая документация на типовой капитальный ремонт оборудования каждого вида с учетом срока службы отдельных узлов и деталей, опыта и местных условий эксплуатации.
Производственные объединения энергетики и электрификации и электростанции составляют перспективные (пятилетние) и текущие (годовые, квартальные, месячные) планы ремонтного обслуживания. Планы ремонтного обслуживания включают в себя мероприятия по модернизации. Проект годового плана ремонтных работ согласовывается с объединенными диспетчерскими управлениями и используется последними при разработке показателен планов рабочей мощности электростанций н коэффициента эффективности использования установленной мощности объединений.
Месячные графики капитальных и текущих ремонтов основного оборудования составляются электростанциями на основе годового плана, согласовываются с ремонтными организациями и объединенным диспетчерским управлением.
Одно из предприятий, участвующих в ремонте, назначается головным. На него возлагаются функции генерального подрядчика, к оно принимает на себя общее руководство ремонтными работами. Если основной объем работ проводится персоналом гидроэлектростанции, то головное ремонтное предприятие не назначается, а его функции выполняет одно из подразделений ГЭС.
Приемку из капитального ремонта основного оборудования проводит комиссия под руководством главного инженера ГЭС (каскада ГЭС), а приемку вспомогательного оборудования из капитального ремонта и всего оборудования из текущего ремонта — комиссия под руководством начальника соответствующего цеха электростанции. t
Опробование основного оборудования должно производиться при нормальных мощности и напоре и при постоянной или поочередной работе всего вспомогательного оборудования по нормальной эксплуатационной схеме. Оборудование проверяется
Тип гидротурбинПериодичность капитальных ремонтов, летПродолжительность ремонта, календарные суткив году проведения капитального ремонтав году проведения текущего ремонтакапитального ремонтатекущего ремонтавсегоКовшовые н радиально-осевые с дна-Не менее 4 лет224266метром рабочего колеса от 1,5 допри наработке2,9 мНС MC1ICC25 000 чРадиально-осевые с диаметром рабо-То же285333чего колеса от 3 до 5,4 м мощностью до 100 МВт включительноТо же мощностью более 100 МВт>306369Радиально-осевые с рабочим коле--сом диаметром от 5,5 до 6,5 ммощностью:до 150 МВт (включительно)э327399более 150 МВт>3784514Радиально-осевые с диаметром рабо->4295116чего колеса 7 м и болееПоворотно-лопастные с диаметром>254297рабочего колеса до 3,6 м Поворотно-лопастные с диаметром>285338рабочего колеса от 3,6 до 4,5 мПоворотно-лопастные с диаметром>317389рабочего колеса от 5 до 7,5 м Поворотно-лопастные с диаметром>3584312рабочего колеса от 8 до 9,5 мПоворотно-лопастные с диаметром>3894714рабочего колеса более 9,5 м Капсульные гидроагрегаты при диа->307379метре рабочего колеса турбины до 6 м9То же при диаметре рабочего коле->35843са турбины более 6 мПоимечания: 1. Нормы продолжительности ремонта гидравлических турбинв зимнихусловиях увеличиваются на 10 %, а дляГЭС. расположенных в условиях КрайнегоСевера.—на 15 %.'2. Продолжительность планово-предупредительного ремонта гидравлическихтурбинмощностьюдо 10 МВт нс нормируется.Тип гидротурбинПериодичность капитальных ремонтов, летПродолжительность ремонта, календарные суткив году проведения капитального ремонтав году проведения текущего ремонтакапитального ремонтатекущего ремонтавсегоКовшовые н радиально-осевые с дна-Не менее 4 лет224266метром рабочего колеса от 1,5 допри наработке2,9 мНС MC1ICC25 000 чРадиально-осевые с диаметром рабо-То же285333чего колеса от 3 до 5,4 м мощностью до 100 МВт включительноТо же мощностью более 100 МВт>306369Радиально-осевые с рабочим коле--сом диаметром от 5,5 до 6,5 ммощностью:до 150 МВт (включительно)э327399более 150 МВт>3784514Радиально-осевые с диаметром рабо->4295116чего колеса 7 м и болееПоворотно-лопастные с диаметром>254297рабочего колеса до 3,6 м Поворотно-лопастные с диаметром>285338рабочего колеса от 3,6 до 4,5 мПоворотно-лопастные с диаметром>317389рабочего колеса от 5 до 7,5 м Поворотно-лопастные с диаметром>3584312рабочего колеса от 8 до 9,5 мПоворотно-лопастные с диаметром>3894714рабочего колеса более 9,5 м Капсульные гидроагрегаты при диа->307379метре рабочего колеса турбины до 6 м9То же при диаметре рабочего коле->35843са турбины более 6 мПоимечания: 1. Нормы продолжительности ремонта гидравлических турбинв зимнихусловиях увеличиваются на 10 %, а дляГЭС. расположенных в условиях КрайнегоСевера.—на 15 %.'2. Продолжительность планово-предупредительного ремонта гидравлическихтурбинмощностьюдо 10 МВт нс нормируется.Таблица 16 4 Нормы продолжительности н периодичности капитальных ремонтов гидравлических турбинТаблица 16 4 Нормы продолжительности н периодичности капитальных ремонтов гидравлических турбин
Тип гидротурбин
Периодичность капитальных ремонтов, лет
Продолжительность ремонта, календарные сутки
в году проведения капитального ремонта
в году проведе
ния текущего ремонта
капитального ремонта
текущего ремонта
всего
Ковшовые н радиально-осевые с дна-
Не менее 4 лет
22
4
26
6
метром рабочего колеса от 1,5 до
при наработке
2,9 м
НС MC1ICC
25 000 ч
Радиально-осевые с диаметром рабо-
То же
28
5
33
3
чего колеса от 3 до 5,4 м мощностью до 100 МВт включительно
То же мощностью более 100 МВт
>
30
6
36
9
Радиально-осевые с рабочим коле-
-
сом диаметром от 5,5 до 6,5 м
мощностью:
до 150 МВт (включительно)
э
32
7
39
9
более 150 МВт
>
37
8
45
14
Радиально-осевые с диаметром рабо-
>
42
9
51
16
чего колеса 7 м и более
Поворотно-лопастные с диаметром
>
25
4
29
7
рабочего колеса до 3,6 м Поворотно-лопастные с диаметром
>
28
5
33
8
рабочего колеса от 3,6 до 4,5 м
Поворотно-лопастные с диаметром
>
31
7
38
9
рабочего колеса от 5 до 7,5 м Поворотно-лопастные с диаметром
>
35
8
43
12
рабочего колеса от 8 до 9,5 м
Поворотно-лопастные с диаметром
>
38
9
47
14
рабочего колеса более 9,5 м Капсульные гидроагрегаты при диа-
>
30
7
37
9
метре рабочего колеса турбины до 6 м
9
То же при диаметре рабочего коле-
>
35
8
43
са турбины более 6 м
Поимечания: 1. Нормы продолжительности ремонта гидравлических турбин
в зимних
условиях увеличиваются на 10 %, а для
ГЭС. расположенных в условиях Крайнего
Севера.—
на 15 %.'
2. Продолжительность планово-предупредительного ремонта гидравлических
турбин
мощностью
до 10 МВт нс нормируется.
Тип гидротурбин
Периодичность капитальных ремонтов, лет
Продолжительность ремонта, календарные сутки
в году проведения капитального ремонта
в году проведе
ния текущего ремонта
капитального ремонта
текущего ремонта
всего
Ковшовые н радиально-осевые с дна-
Не менее 4 лет
22
4
26
6
метром рабочего колеса от 1,5 до
при наработке
2,9 м
НС MC1ICC
25 000 ч
Радиально-осевые с диаметром рабо-
То же
28
5
33
3
чего колеса от 3 до 5,4 м мощностью до 100 МВт включительно
То же мощностью более 100 МВт
>
30
6
36
9
Радиально-осевые с рабочим коле-
-
сом диаметром от 5,5 до 6,5 м
мощностью:
до 150 МВт (включительно)
э
32
7
39
9
более 150 МВт
>
37
8
45
14
Радиально-осевые с диаметром рабо-
>
42
9
51
16
чего колеса 7 м и более
Поворотно-лопастные с диаметром
>
25
4
29
7
рабочего колеса до 3,6 м Поворотно-лопастные с диаметром
>
28
5
33
8
рабочего колеса от 3,6 до 4,5 м
Поворотно-лопастные с диаметром
>
31
7
38
9
рабочего колеса от 5 до 7,5 м Поворотно-лопастные с диаметром
>
35
8
43
12
рабочего колеса от 8 до 9,5 м
Поворотно-лопастные с диаметром
>
38
9
47
14
рабочего колеса более 9,5 м Капсульные гидроагрегаты при диа-
>
30
7
37
9
метре рабочего колеса турбины до 6 м
9
То же при диаметре рабочего коле-
>
35
8
43
са турбины более 6 м
Поимечания: 1. Нормы продолжительности ремонта гидравлических турбин
в зимних
условиях увеличиваются на 10 %, а для
ГЭС. расположенных в условиях Крайнего
Севера.—
на 15 %.'
2. Продолжительность планово-предупредительного ремонта гидравлических
турбин
мощностью
до 10 МВт нс нормируется.
Таблица 16 4 Нормы продолжительности н периодичности капитальных ремонтов гидравлических турбин
Таблица 16 4 Нормы продолжительности н периодичности капитальных ремонтов гидравлических турбин
в работе под нагрузкой в течение 24 ч. Если номинальная нагрузка в период приемки оборудования не может быть достигнута по объективным причинам, то предельная нагрузка устанавливается энергоуправлением на основании технического обоснования, представленного электростанцией.
При отсутствии дефектов комиссией дается предварительная оценка качества ремонта. Окончательная оценка качества ремонта дается электростанцией после одного месяца работы оборудования под нагрузкой.
Качество выполненного капитального ремонта оценивается как неудовлетворительное, если:
• технико-экономические показатели гидроагрегата ухудшились по сравнению с теми показателями, которые были до ремонта;
в течение месяца пробной эксплуатации требуется остановка гидроагрегата для устранения дефектов ремонта, выявленных в этот период.
Ежегодные затраты на ремонтное обслуживание гидроэлектростанций в СССР превышают 30 млн. руб. при удельной стоимости ремонта на 1 кВт установленной мощности около 0,6 руб. Свыше 75 % этих затрат относятся к капитальному ремонту. Постоянное увеличение объемов ремонтного обслуживания ГЭС и потребляемых трудовых и материальных ресурсов выдвигает
проблему повышения эффективности ремонта, Эта проблема в первую очередь требует решения двух основных вопросов организации ремонтов: нормирования затрат на ремонт и выбора оптимальном формы ремонтного оборудования.
Существует ряд предложений по нормированию затрат на ремонт; наибольший интерес представляют принципы нормирования на основании показателей надежности отремонтированного оборудования.
Ремонтное обслуживание оборудования гидроэлектростанций осуществляется, помимо собственного персонала ГЭС и каскадов. ремонтными предприятиями энергосистем. специализированными ремонтными предприятиями НПО «Энергоремонт» Минэнерго СССР, строительно-монтажными организациями Минэнерго СССР, организациями других министерств и ведомств (в том числе заводами — изготовителями оборудования). В среднем персонал ГЭС выполняет около 23 % объема работ по капитальному ремонту и практически полностью (96%) объем текущего ремонта; на долю строительно-монтажных организаций приходится 40 % объема капитального ремонта, специализированных ремонтных предприятий —10% н ремонтных предприятий энергосистем— 14 %.
ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫПЛАНИРОВАНИЯ ТЕХНИЧЕСКОГОРАЗВИТИЯ ГЭС
Энергетические управления и электростанции должны составлять планы технического развития [48]. Формами технического развития действующих предприятии в соответствии с определениями, установленными государственными органами, являются: расширение, реконструкция, техническое перевооружение.
С учетом особенностей гидроэнергетики при планировании технического развития в Минэнерго СССР на каждую форму относятся соответствующие виды работ и мероприятия.
Расширение действующих ГЭС:
сооружение дополнительных или расширение ранее' построенных зданий ГЭС в составе гидроузла с установкой дополнительных гидроагрегатов;
установка дополнительных гидроагрегатов в построенные ранее кратеры в существующем здании ГЭС.
Реконструкция действующих ГЭС:
установка нового основного оборудования без строительства новых сооружений с демонтажем старого оборудования (замена гидроагрегатов в существующем здании ГЭС, напорных турбинных и деривационных водоводов, трансформаторов и др.);
наращивание высоты плотины для повышения напора с одновременным увеличением мощности и выработки электроэнергии на ГЭС:
выполнение мероприятий, связанных с использованием гидроагрегатов в режиме синхронного компенсатора (если основным проектом такое использование не было предусмотрено):
замена основного и вспомогательного оборудования в связи с повышением используемого напора или увеличением использования стока воды без наращивания высоты сооружений;
строительство новых иля расширение действующих распределительных устройств, масюхозяйств. очистных сооружений и других подсобно-вспомогательных зданий и сооружений.
Техническое перевооруже- н и е:
внедрение новых систем управления гидроагрегатами и ГЭС в целом с модернизацией регуляторов гидротурбин;
замена обмоток гидрогенераторов с модернизацией изоляции;
внедрение технических средств АСУ ТП и другие мероприятия.
Следует иметь в виду, что в отрасли планирование нового строительства и технического развития действующих предприятий ведется как единое целое.
Техническое развитие гидроэлектростанции (каскада ГЭС), как н других промышленных предприятий, находит отражение в соответствующем разделе пятилетнего плана предприятия, составляемого им в соответствии с Законом СССР о государственном предприятии (объединении).
Пятилетний план разрабатывается, как правило, на основе уже имеющихся перспективных решений, проектов расширения, реконструкции и технического перевооружения. План должен обеспечить полную реализацию того эффекта, на который ориентированы эти проекты, т. е. обеспечить прирост производства электроэнергии, увеличение установленной мощности, повышение маневренности, сокращение удельных затрат труда на единицу мощности. План должен обеспечить максимальную экономию капитальных вложений с учетом повышения технического уровня производства, обновления парка оборудования, механизации и автоматизации производства, соблюдения природоохранных мер.
Задания пятилетного плана конкретизируются в годовом плане предприятия. В раздел этого плана—техническое развитие и организация производства — включаются вопросы внедрения прогрессивной технологии, механизации управления, планирования и организации производства, научной организации труда, капитального ремонта и модернизации основных фондов, экономии сырья, материалов и энергии
R др. При составлении плана рекомендуется пользоваться отраслевыми методическими материалами.
Особенности организации проведения мероприятий по техническому развитию гидроэлектростанций связаны с уникальностью каждой ГЭС, вызванной специфическими условиями использования природных ресурсов, индивидуальными для каждого створа. Поэтому решение любых вопросов, связанных не только с расширением ГЭС, но и с нх реконструкцией и техническим перевооружением, требует участия научно-исследовательских, проектных.
конструкторских, технологических и других организаций.
Для технического развития ГЭС необходимо, как правило, привлечение соответствующих научно-исследовательских, проектных, конструкторских и наладочных организаций, а также включение заданий в план заводов-изготовителей и т. п.
В связи с этим предложения по техническому развитию ГЭС должны иметь надежное технико-экономическое обоснование эффективности использования требуемых для этого капитальных вложении.
Глава 17
СИСТЕМА КОНТРОЛЯ РЕЖИМА ВОДОТОКА
На каждой гидроэлектростанции требуется организация постоянно действующей, надежной и точной системы контроля стока воды через турбины и холостые водосбросы, уровней верхнего и нижнего бьефов, а также засоренности сороудерживающих решеток. Основная доля стока воды происходит через гидротурбины.
Расходомер турбины представляет собой, как правило, комплект из первичного прибора — дифманометра и вторичного прибора, показывающего и суммирующего расход. Дифференциальный манометр измеряет перепад давления в двух точках спиральной камеры гидротурбины — одной в зоне статора к другой на ее внешнем контуре, на уровне оси направляющего аппарата.<
Расход через турбину определяется зависимостью:
Q = к ^h", т^ h — перепад давления в двух точках; к— коэффициент, определяемый опытным путем при проведении натурных испытаний с применением гидрометрических вертушек.
Приведенный способ обеспечивает достаточную для практики точность. Средняя вероятная квадратичная ошибка составляет 0,6—0,9 % при наименьшей ошибке 0,28 и наибольшей 1,2 %.
Выбор положения точек отбора пьезометрического давления осуществляется при испытании модели гидротурбины или расчетным путем по специальной программе с использованием ЭВМ.
Рекомендуются дифманометры Государственной системы приборов (ГСП) двух типов: ДМЭР и ДСЭР [53]. В качестве показывающих приборов используются миллиамперметры, например М1830, М1730.
На рис. 17.1 показана типовая схема измерения расхода и учета стока воды через гидротурбины ГЭС. Здесь применен 300
стандартный блок арматуры расходомера БАР-2. Аналогичная схема, но не содержащая блока арматуры расходомера, приведена на рис. 17.2. .
Рис. 17.1. Типовая схема измерения расхода воды и стока воды через гидротурбины ГЭС (вариант 1):
— датчик расхода воды через гидротурбину;
—сумматор; 3 — счетчик стока воды через ГЭС;
— показывающий прибор расхода воды через гидротурбину или гидротурбины ГЭС; 5—переключатель; 6—блок арматуры расходомера; 7 — фильтр воздушный; 8 — влагоотделнтель; 9 — вентиль игольчатый
Рис. 17.2. Типовая схема измерения расхода воды и стока воды через гидротурбины ГЭС (вариант 2):
/ — датчик расхода воды через гидротурбину; 2 — сумматор; 3 — счетчик стока воды через ГЭС; 4 — показывающий прибор расхода воды через гидротурбину или гидротурбины ГЭС; 5 — переключатель; 6 — дроссели; 7 — фильтр воздушный;
в — влагоотделитель; 9 — вентиль игольчатый
В качестве сумматора расходов используются, например, измерительные суммирующие преобразователи типа Е831/1 на 5 входов и Е831/2 на 10 входов или сумматор аналоговых сигналов А04 на 4 входа.
Счетчиком стока для интегрирования входных сигналов постоянного тока, пропорциональных расходам через гидротурбины, непрерывного отсчета и запоминания стока воды через гидротурбины является вторичный интегрирующий прибор.
Сжатый воздух к датчику расхода подается от обшестанционной системы пневматического хозяйства (см. § 6.1). Используемый в системе барботажный способ измерения пьезометрического давления имеет преимущества перед передачей давления водой (не зарастают и не засоряются трубки, соединяющие пьезометр с датчиком, приборы можно ставить выше измеряемых уровней), но имеется и недостаток, заключающийся в том, что необходима дополнительная настройка прибора. чтобы создать предварительное натяжение пружины для компенсации разницы в отметках пьезометров.
Выходной сигнал датчика поступает на показывающий прибор, на вход сумматора
я, в случае необходимости, на устройство дистанционной передачи сигнала о расходе воды через гидротурбину.
При остановке агрегата или при работе его в режиме синхронного компенсатора контакт командоаппарата отключает цепь питания датчика расхода воды через турбину.
Конструктивная схема дифманометра- расходомера приведена на рис. 17.3. Принцип его работы заключается в следующем. Измеряемый параметр преобразуется чувствительным элементом в пропорциональное перемещение постоянного магнита, который создает управляющее воздействие в виде магнитного потока и вызывает изменение намагниченности сердечников магнитомодуляционного преобразователя, при этом возникает сигнал рассогласования, который в свою очередь управляет выходным сигналом усилителя. Усиленный сигнал поступает в линию дистанционной передачи и одновременно в обмотку обратной связи магнитомодуляционного преобразователя, которая создает магнитный поток, компенсирующий воздействие управляющего магнитного потока.
Дифманометр питается от сети переменного тока 50 Гц напряжением 220 В. Потребления мощность не более 8 В А. Зона нечувствительности дифманометра не должна превышать 0,1 % верхнего предела
Рис. 17.3. Мембранный электрический дифманометр-расходомер ДМЭР:
/ — упругие мембранные коробки; 2 — разделительная диафрагма; 3—крышки; 4—шток: 5 — плунжер (магнит); 6 — магнитопроводы; 7 — обмотки возбуждения; 8 — обмотки обратной связи; 9 — усилитель; 10 — соединительные трубы; 11 — пробки; 12 — запорные вентили; 13 — уравнительный вентиль
Ряс. 17.4. Установка расходомера с блоком арматуры:
/-дифманометр-расходомер: 2— блок арматуры расходомера; 3—импульсные трубки; 4— штуцера для подключения контрольного прибора при проверке; 5 — подача сжатого воздуха
измерений. Дифманометр может быть применен для работы в интервале температуры окружающего воздуха от 5 до 60 ЬС, при относительной влажности 30—80 % и не более 45% при температуре 3,5 °C. Габаритные и присоединительные размеры дифманометра и также блока арматуры расходомеров типа БАР-2 приведены на рис. 17.4.
Дифманометры типа ДМЭР выпускаются промышленностью на номинальный перепад давления 4; 6,3; 10; 16 и 25 кН/м2; класс точности 1,5.
Уровни верхнего и нижнего бьефов измеряются комплексом приборов — манометров и вторичных приборов-указателей. Измерение уровней бьефов объединяется в единую систему с измерением разности уровней на сороудерживающих решетках.
На рис. 17.5 приведена схема измерения уровней верхнего и нижнего бьефов, перепада уровней на сороудерживающпх решетках и вычисления напора ГЭС.
В качестве датчиков уровней для измерения и дистанционной передачи унифицированного сигнала 0—5 мА, пропорциональных уровням верхнего и нижнего бьефов. использованы сильфонные манометры. 302
Для алгебраического суммирования сигналов от датчиков уровней верхнего и нижнего бьефов, т. е. вычисления напора ГЭС (брутто), а также для дистанционной передачи сигналов использован блок кон- дуктнвного разделения и суммирования. В качестве показывающих приборов уровней верхнего и нижнего бьефов, а также напора использованы миллиамперметры. Для измерения перепада уровней на сороудерживающих решетках и сигнализации о превышении допустимого перепада использован сигнализатор разности давлении. Питается система от сети напряжением 220 В. частотой 50 Гц.
Принцип измерения уровней верхнего и нижнего бьефов, а также перепада уровней на решетках основан на барботажном способе. Сжатый воздух подается в импульсные трубки датчиков (см. рис. 17.5) через влагоотделитель /б, воздушный фильтр // и дроссель 8. Выходной сигнал от датчика уровней / и 2 поступает на показывающие приборы уровней 4 и 5. на вход сумматора 5 и в схему коррекции мощности агрегатов по напору, а для поворотно-лопастных гидротурбин и в схему ограничения открытия направляющего аппарата.
На тех ГЭС, где нет опасности замерзания воды в бьефах, могут быть использованы буйковые электрические поплавковые датчики — уровнемеры.
Учет стока воды через водосбросные отверстия плотины осуществляется по расходу через эти отверстия, который для напорного режима определяется по формуле
Q = рсо ^2gHQ.
где Q — расход, м3/с. р — коэффициент расхода; — площадь сечения, м2; Но —
= /7 4- ——; Н — высота столба воды над 2g
центром отверстия, м; и0— скорость подхода воды к отверстию, м/с.
Для отверстий, работающих в безнапорном режиме, применяется формула
где m — коэффициент расхода при свободном переливе; b — ширина водопропускного отверстия в свету, м: Н — высота столба воды.над порогом водослива, м.
Промышленность не выпускает приборов, с помощью которых можно было бы автоматизировать процесс измерения и суммирования сбросных расходов через сооружения, поэтому расходные характеристики строятся расчетным путем для разных открытий затворов.
Открытие затвора можно измерять блоком сигнализации положения типа
Рис. 17.5. Функциональная схема измерений уровней верхнего и ниж-него бьефов, перепада уровня на сороудерживающнх решетках и на-пора:
/—датчик уровня верхнего бьефа; 2—то же нижнего бьефа; 3 — сумматор; 4 — показмияющнЛприбор уровня верхнего бьефа; 5 —то же нижнего бьефа; £ —показывающий прибор напора: 7 —сигнализатор уровня; 8— дроссель: 9—вентиль тарельчатый; /0 — влзгоотделмтель: 11 — фильтрвоздушный; /2 — уровень воды за решеткой: 13—в схему корректировки ограничения мощности понапору
БСТП, предназначенным для преобразования положения выходного органа исполнительного механизма (привод затвора) в пропорциональный сигнал постоянного тока О—5 мА. В качестве вторичного прибора- указателя используется миллиамперметр.
Для этой же цели может быть использован программный реверсивный счетчик типа Р5129. Этот датчик предназначен для измерения положения затворов с высокой точностью и выдачи информации в кодо- импульсной системе.
В последние годы крупные ГЭС оборудуются вычислительной техникой — АСУ ТП, с помощью которой обеспечивается полная автоматизация контроля стока воды через гидроэлектростанцию, как через гидротурбины, так и через водосбросные отверстия плотины.
Каждая гидроэлектростанция оборудуется устройством контроля температуры воды. Измерение следует производить в нижнем бьефе, где вода всегда перемешивается потоками из отсасывающих труб. Температура воды в верхнем бьефе может значительно меняться по глубине. В качестве приборов контроля температуры воды могут быть рекомендованы манометрические показывающие жидкостные термометры с электрическим выходным сигналом. В качестве вторичного прибора ис
пользуется миллиамперметр, шкала которого градуируется в температурном измерении.
Унифицированный выходной сигнал датчика температуры может быть использован при автоматизации систем охлаждения оборудования.
На ряде гидроэлектростанций встречаются затруднения зимней эксплуатации, вызванные периодическим появлением шуги. Если не принимать меры борьбы с шугой, то она может вызвать полную остановку гидроэлектростанции.
Момент начала образования шуги необходимо обнаружить возможно раньше. Для этого могут применяться шугосигна- лизаторы, принцип действия которых основан на резком (более чем 2 раза) увеличении электропроводности воды при переходе из жидкого состояния в лед.
Для контроля энергетических характеристик гндромашнн новых модификации н гидродинамических свойств потока за рабочим колесом турбины на стенках проточной части устанавливаются пьезометры для отбора давления и датчики пульсации давления. Пьезометры, измеряющие давление на входе в спиральную камеру (обычно четыре), объединяются в осредняющее кольцо, в выходном сечении отсасывающей трубы пьезометры также объединяются в
Рис. 17.6. Схема размещения контрольно-измерительной аппаратуры по водотоку
/— измерение уровня верхнего бьефа; 2 —измерение уровня нижнего бьефа; 3—измерение расходаводы через турбину; 4—измерение перепада уровней на решетке; 5 — агрегатный щит; 6 — устрой-ство связи с объектом
осредняющие трубы. Число пьезометров в выходном сечении отсасывающей трубы зависит от размеров этого сечения. Обычно расстояние между пьезометрами около 1,5 м.
Разность между давлением во входном сечении спиральной камеры и давлением в выходном сечении отсасывающей трубы — это напор нетто турбины. Измерение его производится, как правило, только во время натурных испытаний, причем приборы стационарно не устанавливаются.
Обычно для этих измерений используются дифманометры различного типа, часто ртутные. Барботажный способ измерения в данном случае нельзя применить, поскольку он пригоден только для одного датчика — пьезометра, поэтому используется гидравлическая связь от осредняющих створов до манометров или до дифманометра.
Схема размещения комплекта приборов для измерения необходимых параметров режимов по водотоку приведена на рис. 17.6.
Глава 18
АВТОМАТИЗАЦИЯ РАБОТЫ ГИДРОАГРЕГАТОВИ ВСПОМОГАТЕЛЬНОГО ОБОРУДОВАНИЯ ГЭС И ГАЭС
ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫАВТОМАТИЗАЦИИ
Все современные электростанции проектируются с учетом автоматизации их работы. Имеется в виду полная автоматизация работы гидроэнергетического и вспомогательного оборудования гидроэлектрических и гидроаккумулирующих электростанций.
Основными целями автоматизации работы оборудования являются:
повышение надежности эксплуатации;
достижение максимальной оперативности управления:
повышение эффективности использования оборудования путем автоматического выбора наиболее выгодного режима работы;
возможность включения оборудования ГЭС и ГАЭС в систему автоматического управления более высокого уровня (каскада, энергосистемы, объединенного диспетчерского управления региона и т. п.);
освобождение персонала от постоянного наблюдения за состоянием оборудования и сокращение его численности.
Объектами автоматизации на ГЭС к ГАЭС являются: гидротурбины (насос-тур- бины), гидрогенераторы (двигатели-генераторы) с системой "возбуждения, главные трансформаторы, генераторные и линейные выключатели тока, системы электрического питания собственных нужд и оперативного тока, системы технического и противопожарного водоснабжения, пневматическое хозяйство н другие узлы оборудования.
Помимо того, в некоторых случаях автоматизируется работа затворов водоприемных сооружений гидроагрегатов, затворов отверстий для пропуска мусора к наносов, льда и шуги, затворов холостых водосбросов и т. п.
В целях повышения качества эксплуатации ГЭС и ГАЭС оснащаются контрольно-измерительными приборами для контроля за режимом водотока и работой турбин, положением затворов плотины и других механизмов. Здесь применяются дистанционные показатели уровнен и напора, расходомеры турбин, шугосигнализаторы, микроэлектротермометры, указатели-сигнализаторы засорения решеток и др.
Специальные устройства, которыми снабжаются напорные водоводы гидроэлектростанций. сигнализируют о повреждении водоводов и одновременно автоматически закрывают расположенные на их головных участках затворы.
Вопросы оснащения комплексами технических средств, используемых для авто- 20 Под РеД- Ю- С. Васильева
магического управления основным гидросиловым оборудованием, рассмотрены в т. 1. гл. 9—11, 18. Техническое обеспеченно АСУ ТП ГЭС освещается в гл. 19 настоящего тома.
Основные принципы, которых необходимо придерживаться при проектировании автоматизации гидромеханического оборудования ГЭС и ГАЭС, изложены ниже.
Гидроагрегат, находящийся в резерве, должен быть в постоянной готовности к автоматическому пуску, а устройство автоматики для этого должно поддерживать заданные параметры механизмов и узлов.
Пуск гидроагрегата должен производиться автоматически в минимальное время после подачи одного командного импульса, причем все промежуточные операции пуска должны происходить в определенной последовательности.
Перевод гидроагрегата из одного режима в другой должен производиться после подачи одного командного импульса в минимальное время.
Гидроагрегат н его вспомогательные механизмы должны работать без постоянного наблюдения и вмешательства дежурного персонала.
Работу гидроагрегата должны контролировать соответствующие устройства, автоматически включающие резервные механизмы и сигнализирующие с ненормальном функционировании отдельных узлов.
Нормальная остановка гидроагрегата должна осуществляться автоматически после подачи одного командного импульса, причем все промежуточные операции должны происходить в определенном последовательности; после остановки автоматические устройства гидроагрегата должны приходить в положение немедленной готовности и пуску.
Гидроагрегат должен быть снабжен защитными устройствами, сигнализирующими о неисправностях и останавливающими его при возникновении опасности аварии.
Помимо автоматического управления, гидроагрегат должен иметь ручное управление и приборы визуального контроля для опробования и наладки отдельных механизмов.
Автоматизированные электростанции имеют следующую структуру управления.
задание режимов определяется диспетчером РЭУ или ОДУ, а для электростанции, работающих в каскаде. — диспетчером каскада;
оперативное управление технологическим процессом при наличии на ГЭС оперативного персонала осуществляется ле-
Журным инженером (начальником смены) с центрального пункта управления (ЦПУ); начальник смены несет ответственность за правильную эксплуатацию работающего оборудования и сооружений в своей сме- не и за своевременность и правильность мероприятий по предупреждению и ликвидации аварий;
основное оборудование электростанций: гидроагрегаты, выключатели линий, автотрансформаторы и др. — может находиться в оперативном ведении диспетчера ОДУ.
Управление ГЭС мощностью до 200 МВт с числом агрегатов до четырех осуществляется, как правило, без вмешательства дежурного персонала, здесь может быть организовано дежурство на дому. В этом случае служебная квартира дежурного оборудуется средствами связи с диспетчером каскада или энергосистемы, а также вызывной аварийной и предупредительной сигнализацией.
Основные принципы автоматизации гидромеханического оборудования практически одинаковы для всех гидроэлектростанций м мало зависят от типа турбин и генераторов.
Гидроэлектрические станции бывают с постоянным дежурством оперативного персонала и без постоянного дежурства.
В первом случае на ГЭС предусматривается центральный пункт управления, где, как правило, размешаются средства централизованного управления агрегатами (пуск, остановка, регулирование) и элементами главной схемы электрических соединений (трансформаторами, выключателями линий электропередач и т. п.).
При отсутствии постоянного дежурства на ГЭС предусматривается пункт упрощенного централизованного управления и сигнализации.
В обоих случаях в машинном зале ГЭС располагаются средства поузлового управления отдельными технологическими системами гидроагрегата, обеспечивающие их опробование после ремонтов и при периодических проверках. Как правило, здесь же устанавливаются панели электрообору^ довання регулятора частоты вращения гидромашины, электропанели управления маслонапорной установкой и электропанели автоматики турбины.
Средства технологической автоматики целесообразно размещать вблизи управляемых элементов оборудования. С этой целью -гидромеханическую колонку управления регулятора частоты, маслонапорную установку, щит торможения иногда размещают в ннжнем помещении (под машинным залом) на отметке вхола в шахту турбины.
На ЦПУ выносится сигнализация о неисправностях и об аварийном состоянии основных элементов ГЭС (гидроагрегаты, трансформаторы, линии электропередачи)
или групповые сигналы основных причин этих состояний, что позволяет принимать на ЦПУ оперативные решения. Если на ЦПУ вынесены только обобщающие сигналы, то предусматривается сигнализация по вызову, позволяющая расшифровать их причины.
На ГЭС без постоянного дежурства оперативного персонала предупредительные и аварийные сигналы транслируют на пункт вышестоящего уровня и в помещение, где может находиться персонал данного объекта, например дежурный на дому.
185. ОБЪЕМ АВТОМАТИЗАЦИИ
Особенности гидромеханических схем автоматики определяются:
типом и конструкцией гидротурбины или обратимой гидромашины, регулятора частоты вращения, маслонапорной установки системы регулирования, предтурбннного затвора;*
системой охлаждения активных частей генератора;
системой смазки подпятника и подшипников гидроагрегата;
необходимостью отжатия воды из камеры рабочего колеса при работе гидроагрегата в компенсаторном режиме;
способом защиты гидроагрегата от разгона;
способом торможения;
системой возбуждения генератора;
способом подключения генератора к сети и пр.
Автоматизаций подлежат следующие системы гидромеханического оборудования гидроагрегатного блока:
регулирования частоты вращения (с маслонапорной установкой);
смазки направляющего подшипника гидромашины;
подачи воды к уплотнению вала;
удаления фильтрационной воды с крышки гидромашины;
удаления протечек масла в системе регулирования;
отжатия воды из камеры рабочего колеса гидромашины сжатым воздухом при работе в компенсаторном режиме, а также при пуске в насосный режим;
смазки подпятника и подшипников электрической машины (генератора, двигателя-генератора);
принудительной смазки подпятника при пуске и остановке гидроагрегата:
температурного контроля гидроагрегата;
торможения ротора гидроагрегата;
внутрипроводникового жидкостного охлаждения активных частей электрической машины;
охлаждения выпрямителей возбуждения электрической машины:
подачи охлаждающей воды к воздухоохладителям и маслоохладителям гидроагрегата;
управления оперативным затвором nrt- доприсмиика турбинного водовода;
управления предтурбинпым затвором;
управления затворами холостых выпусков воды у гидромашины;
сигнализации о засорении решеток водоприемника и о шугообразованин в реке;
пожаротушения электрической машины.
Из общестанциояного вспомогательного гидромеханического оборудования автоматизируются следующие объекты:
компрессорные установки для систем торможения, зарядки МНУ, компенсаторного режима, поддержания полыньи перед гидротехническим оборудованием, питания воздушных выключателей и прочих технических нужд;
насосные установки для технического и противопожарного водоснабжения электростанции, откачки фильтрационной воды, откачки воды из проточной части гидро- машины;
система охлаждения главных трансформаторов;
система водоподготовки обессоленной воды и некоторые другие системы.
При наличии дежурного персонала на гидроэлектростанции или на дому некоторые второстепенные, редко и непродолжительно работающие механизмы и устройства не автоматизируются, а снабжаются ручным или дистанционным управлением.
Возможны следующие технологические состояния агрегата ГЭС:
агрегат в остановленном состоянии, нс в постоянной готовности к пуску;
пуск агрегата;
агрегат на холостом ходу без возбуждения;
агрегат на холостом ходу с возбуждением;
агрегат в состоянии перехода из режима в режим (промежуточное положе ние);
работа агрегата в генераторном режиме;
работа агрегата в компенсаторном режиме;
работа агрегата в генераторном ре жиме под запретом отключения от проти- воаварийной автоматики:
работа агрегата на ручном индивидуальном управлении;
остановка агрегата из генераторного или компенсаторного режима;
аварийная остановка агрегата из генераторного или компенсаторного режима.
агрегат в ремонте.
Для гидроагрегата ГАЭС дополнительно к указанным выше возможны следующие технологические состояния:
работа агрегата в насосном режиме;
работа агрегата в компенсаторном режиме с насосным направлением вращения;
остановка агрегата из насосного режима:
перевод агрегата из насосного в турбинный режим и наоборот;
перевод агрегата из компенсаторного режима с насосным направлением вращения в такой же режим с турбинным направлением вращения.
Подробнее об управлении гидроагрегатами ГАЭС изложено в гл. 28, т. 1.
Пуск и работа в указанных режимах для всех агрегатов ГЭС и ГАЭС должна быть полностью автоматизирована. На случай системных аварий агрегаты должны пускаться в турбинном режиме в условиях отсутствия напряжения на шинах собственных нужд электростанции.
Ниже перечислены автоматические процессы, которые в соответствии с действующими правилами технической эксплуатации должны обеспечиваться системой регулирования гидроагрегата:
пуск и остановка агрегата;
устойчивая работа во всех режимах;
участие в регулировании частоты в энергосистеме;
плавное перемещение регулирующих органов при изменении нагрузки:
непревышение предельных значений частоты вращения и давления в проточном тракте при сбросах нагрузки;
ограничение открытия направляющего аппарата при изменениях капора;
изменение комбинаторной зависимости при изменении напора (для поворотно-лопастных гядромашин).
Пуск гидроагрегата и перевод из одного режима в другой осуществляется от одного соответствующего командного импульса. Пуск гидроагрегата должен быть блокирован при сработке или неисправности одной из защит, действующих на остановку гидроагрегата.
Действием защит или персоналом гидроагрегат должен быть немедленно остановлен в следующих случаях:
при снижении давления масла в системе регулирования гидромашины ниже допустимого предела;
при недопустимом снижении уровней масла в ваннах пяты и подшипника, сливном баке и гндроаккумуляторе МНУ;
при повышении температуры любого из сегментов подпятника и подшипников сверх допустимого предела:
при прекращении подачи воды ня смазку турбинного подшипника и отказе резервного источника;
при повышении частоты вращения гидроагрегата сверх допустимой при сбросах нагрузки;
при выходе из строя системы управления лопастями поворотно-лопастных гнд- ромашин:
при обнаружении пожара в электрической машине;
при перегреве циркуляционной воды в системе внутрилроводникового жидкостного охлаждения электрической машию.
40»
Рис. 18.1. Графические обозначения элементов на гидромеханических схемах
/ — открын^й клапан; 2 — закрытый клапан; 3 — открытая задвижка: 4 — закрывая задвижка; 5 — открытый кран; 6-т закрытый кран; 7 — трехходовой кран; 8 — угловой кран; 9—обратный клапан; Ю — клапан редукционный; // — клапан постоянного давления, 12 — предохранительный клапан: 13 — предохранительный угловой клапан; 14 — шайба дроссельная; 15 — приемный клапан; 16 — дроссельный клапан; 17 — бак под атмосферным давлением; 18 — вакуумный бак: 19 — привод от электродвигателя: 20 — привод от гидроцилнндра; 21 — привод электромагнитный; 22 — привод электромагик гный с эашелкой; 23 — привод мембранный; 24 — привод поплавковый; 25 — воздухосборник, баллон; 26 — пневмогидравлический аккумулятор; 27 — глушитель; 28 — заборник воздуха из атмосферы; 29 — заборный штуцер; 30 — Тран напольный; 3/— вантуз; 32 — присоединение труб; S3 — пересечение труб; 34 - подвод жидкости; 35 — подвод воздуха под давлением; 36 — насос центробежный; 37 — компрессор 38 — насос вакуумный; 39 — эжектор; 40 — влагоотделитель; 4/— фильтр; 42 — охладитель; 43 — нагреватель; 44 — химический осушитель воздуха; 45 — электродвигатель постоянного тока; 46 — электродвигатель переменного тока; 47 — манометр; 48 — вакуумметр; 49 — мановакуумметр; 50 — элект- роконтактный манометр; 51 — насос шестеренный; 52 — насос винтовой; 53 — насос пластинчатый; 54 — предохранительный клапан; 55 — регулятор уровня; 56—датчик бесконтактный; 57 —датчик контактный; 58 — регулирующий орган нормально закрытый; 59 — регулирующий орган нормально открытый; 60 — клапан с электромагнитным приводом; 61 — клапан перепускной
при прекращении ее циркуляции после неуспешной попытки включения резервного насоса;
при нагреве верхних слоев масла в баке трансформатора:
в других случаях, диктуемых особенностями конструкции гидроагрегата и другого оборудования и гидроагрегатного блока.
При сбоях в работе отдельных механизмов оборудования, не требующих немедленной остановки гидроагрегата, включается предупредительная сигнализация. При аварийном же состоянии указанных устройств поступает команда на остановку гидроагрегата с одновременным включением аварийной сигнализации о каждом аварийном состоянии отдельно.
В некоторых случаях (например, при прекращении циркуляции масла или охлаждающей воды в системе охлаждения трансформатора, прекращении подачи охлаждающей воды через теплообменники при внутрипроводниковом жидкостном охлаждении электрической машины) автоматически снижается нагрузка до заранее установленного значения с одновременным включением сигнализации.
Средства управления гидроагрегатом
обычно группируются в следующих шкафах и колонках:
щите управления, автоматизации и сигнализации гидроагрегата, в составе шкафов управления турбиной и генератором, шкафа электрооборудования и гидромеханической колонки регулятора частоты вращения, шкафов управления вспомогательными механизмами турбины и генератора, шкафа теплоконтроля, шкафа бесперебойного питания переменного и постоянного тока;
щите релейной защиты генератора;
щите возбуждения генератора;
щите релейной зашиты главных трансформаторов:
пульте управления МНУ;
шкафу торможения генератора;
шкафах местного управления отдельными механизмами турбины и генератора.
18Л. УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯНА СХЕМАХ АВТОМАТИКИ
ГИДРОАГРЕГАТА
На рис. 18.1 показаны графические и буквенные обозначения, предписанные действующими стандартами для гидравлических и пневматических схем.
Глава 19
ОСНОВЫ ПОСТРОЕНИЯ АСУ ТП ГЭС И ГАЭС
ПРЕДПОСЫЛКИ СОЗДАНИЯАСУ ТП ГЭС И ГАЭС
В 70-х годах в СССР было создано и начало применяться гидроэнергетическое оборудование большой единичной мощности. Конструкция современных гидроагрегатов предусматривает предельное использование активных материалов, что в свою очередь требует жесткого соблюдения технологических режимов эксплуатации. Для мощных гидрогенераторов с непосредственным охлаждением обмотки статора, оснащенных тиристорной системой возбужде
ния с водяным охлаждением, существенно расширяется номенклатура вспомогательного оборудования и объем контролируемых параметров.
Контроль за параметрами и режимами работы оборудования требует от оперативного персонала больших затрат времени. В современных условиях традиционные средства сбора и представления информации эксплуатационному персоналу (блин- керы, расшифровка на световых табло, измерительные приборы) явно оказываются недостаточными. Эксплуатационный персонал необходимо обеспечить современным
средствами обработки и представления информации о работе и состоянии оборудования. что необходимо для оперативного управления режимами работы, так и для ликвидации аварийных ситуаций. Это достигается применением управляющих вычислительных комплексов (УВК), которые за счет использования более сложных алгоритмов контроля параметров по сравнению с традиционными средствами позволяют повысить точность контроля и значительно улучшить прогнозирование я предупреждение аварий. Большой объем автоматически обрабатываемой информации при создании соответствующих алгоритмов сопоставления различных параметров (вибрационного, температурного контроля) позволяет создать систему диагностики состояния оборудования.
На гидроэлектро ..щиях управление основным и вспомогательным оборудованием осуществляется, как правило, автоматически с помощью локальных устройств. Однако управление этими устройствами, выбор их настройки, согласование их работы определяется оперативным персоналом в процессе работы и может не отвечать оптимальным условиям ведения технологического процесса из-за субъективности принятых решений. Кроме того, такое управление приводит к излишней загрузке оперативного персонала. Для многоагрегатных ГЭС с оборудованием большой единичной мощности оптимальный выбор числа и состава работающих гидроагрегатов связан с необходимостью переработки большого количества информации, включающей в себя как сигналы датчиков состояния и контроля основного и вспомогательного оборудования, так и требуемые параметры режима: активная и реактивная мощность, частота, напряжение, температура и др. Выполнять локальные средства автоматики, удовлетворяющие условиям оптимального ведения режима, нецелесообразно, а подчас просто невозможно из-за громоздкости и сложности технических решений. Передача этих функций управления АСУ ТП позволяет вести режим работы оптимальным образом с учетом индивн-
Рис. 19.1. Структурная схема оперативного управления ОАСУ «Энергия»
дуальных особенностей гидроагрегатов я технико-экономических критериев.
Централизация энергоснабжения в СССР в известной мере повлияла на централизацию управления энергосистемами и централизацию управления ГЭС и ГАЭС. Особенно это видно на примере управления каскадами, где управление электростанциями осуществляется с одной (опорной) ГЭС. Современные энергосистемы предъявляют высокие требования к оперативному управлению режимом работы гидроэлектростанций. Как правило, требуется обеспечение воздействия от одной команды на изменение режима всех или группы агрегатов ГЭС. Кроме того, обеспечение оперативной информацией верхнего (по отношению ГЭС) уровня требует централизованного сбора, обработки информации самой ГЭС. Реализация требований к системам контроля и централизованного управления режимами работы оборудования и его состояния возможна с помощью ЭВМ, обеспечивающих высокий уровень надежности управления и экономичность построения систем управления.
В единой энергетической системе (ЕЭС) СССР крупные объединенные энергосистемы связаны линиями электропередачи. Часто пропускная способность линий электропередачи ограничена, поэтому очень важно надежно контролировать переток энергии, сохраняя предел допустимой устойчивости параллельной работы энергосистем. Нарушение этого условия может привести к тяжелым авариям, недоотпуску электроэнергии потребителям и большим материальным затратам.
ГЭС и ГАЭС, как известно, являются наиболее маневренными источниками электроснабжения в энергосистемах. Создание АСУ ТП, позволяющих использовать маневренность ГЭС и ГАЭС, а также обеспечивать оптимальные режимы их работы, является в настоящее время актуальной задачей. Эти системы должны работать в следящем режиме, т. е. иметь информацию о текущем режиме работы энергосистемы: о перетоках активной и реактивной мощности по ВЛ, уровне напряжения, состоянии основного оборудования электростанции, о вырабатываемой ею мощности в текущий момент.
Объединение энергосистем и создание ЕЭС СССР потребовало надежной системы оперативного диспетчерского управления энергетикой. Для реализации такого управления требуются определенные технические средства, обеспечивающие сбор, обработку, передачу и представление диспетчеру информации о состоянии контролируемой им энергосистемы. Если до объединения энергосистем использовались простейшие щиты управления и обычные средства связи (телефон), то в настоящее время с увеличением объема информации при ограниченном времени на ее перера-
ботку, а также в связи с возросшими требованиями к правильному (оптимальному) ведению режима работы энергосистем возникла необходимость дополнять традиционные диспетчерские средства управления современными вычислительными машинами.
В электроэнергетике СССР внедряются автоматизированные системы диспетчерского управления (АСДУ) и создается отраслевая автоматизированная система управления (ОАСУ) «Энергия», обеспечивающая управление всей отраслью по иерархическому принципу. Эта система построена как многоуровневая, где низшим уровнем является АСУ ТП электростанции.
. Структурная схема оперативного управления ОАСУ «Энергия» приводится на рис. 19.1.
НАЗНАЧЕНИЕ И ОСНОВНЫЕ
ЗАДАЧИ, РЕШАЕМЫЕ СИСТЕМОЙ
Основным назначением АСУ ТП является повышение надежности электроснабжения и экономичности работы энергосистемы, увеличение выработки электроэнергии на ГЭС, повышение надежности работы оборудования и всей ГЭС или ГАЭС в целом, облегчение условий работы персонала, повышение производительности труда и культуры производства.
Автоматизированная система управления технологическим процессом ГЭС или ГАЭС является низшим звеном автоматизированной системы управления всей отраслью. АСУ ТП получает задания и выдаст необходимую информацию на верхний уровень АСУ, обеспечивает оптимальный режим работы энергосистемы. Критерием эффективности АСУ ТП является обеспечение надежности и качества электроэнергии за счет оперативности энергосистемы, снижение удельных затрат водных ресурсов на 1 кВт-ч выработанной электроэнергии и снижение ее себестоимости.
Задачи, решаемые АСУ ТП, можно условно разделить на задачи оперативно- технологического управления и задачи текущей эксплуатации. Для успешного решения этих задач необходимо получать большой объем информации, осуществлять его переработку, производить взаимоувяз- ку работы различного технологического оборудования. Это трудно осуществить с помощью традиционных средств управления (реле, аналоговых устройств и т. д.). Необходимо использование управляющих вычислительных машин (УВМ), которые обеспечивают сбор и быструю обработку большого объема информации (десятки тысяч дискретных и аналоговых сигналов).
Большое быстродействие УВМ (несколько сотен тысяч операций в 1 с) позволяет решать задачи, которые были недоступны традиционным средствам управления, например управление в аварийных и послеаварийных режимах, оптимальное
ведение режима работы ГЭС и ГАЭС и др. Большой объем оперативной памяти позволяет осуществить прогнозирование работы оборудования и контроль состояния гидротехнических сооружений, статическую обработку измеряемых параметров, документировать и передавать уже обработанные данные на верхний уровень АСУ для последующего анализа работы всей энергосистемы. Современные УВМ позволяют расширять технические и информационные ресурсы вычислительного комплекса.
Задачи, решаемые АСУ ТП, по функциональному признаку можно объединить в следующие основные группы подсистем: информационного обеспечения;
оперативно-технологического управления;
производственно-технологического управления.
К первой грл ,е относятся задачи сбора, обработки и отображения информации, связи оператора с УВМ, а также связи с верхним уровнем АСУ ТП.
Ко второй группе относятся задачи, непосредственно связанные с формированием и реализацией управляющих воздействий.
К третьей группе относятся задачи диагностики состояния оборудования и формирования отчетной документации.
Функциональная структура АСУ ТП ГЭС представлена на рис. 19.2. Она включает в себя все подсистемы, которые реализуются в АСУ ТП ГЭС или ГАЭС.
ГРУППА ПОДСИСТЕМ
ИНФОРМАЦИОННОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ
Для решения всех задач управления АСУ ТП необходимо организовать сбор технологической информации, включающий первичный опрос датчиков (с оптимальным временем опроса и по определенному алгоритму) и последующую обработку этой информации с обязательной проверкой ее на достоверность.
Обеспечение технологической ннфор м а - цией осуществляется двумя подсистемами: подсистемой сбора и обработки аналоговой технологической информации и подсистемой сбора и обработки дискретной технологической информации.
Подсистема сбора и обработки аналоговой технологической информации осуществляет:
опрос датчиков аналоговых сигналов и ввод информации в управляющий вычислительный комплекс;
проверку достоверности введенной информации;
отображение и регистрацию сообщений о выходе параметров за допустимые пределы;
сглаживание отдельных параметров р соответствии с требованиями технологических подсистем;
формирование массивов достоверной аналоговой технологической информации.
1 i I
s la
t:
k
сбора и обра ботки аналоеовой
Опрос аналоговых датчиков
Проверка достоверности информации
технологической информации
Сглаживание отдельных параметров
Формирование массивов аналоговой информации
сбора и обработки дискретной
Опрос дискретных датчиков
Ввод инициативных сигналов
технологической информации
Проверка достоверности информации
Формирование массивов дискретной информации
отображения
— диспетчерской информации
Вывод на терминалы сообщений по запросу
Вывод на терминалы инициативных сообщений
взаамодействил оперативного
Изменение режимов работы оборудования
персонала ГЭС С ИВМ
Информация о режимах работы оборудования
Расчет плана на сутки
оптимизации Садноэнерге-
Корректировка состава гидроагрегатов по мощности
тических режимов
Распределение нагрузки между гидроагрегатами
Расчет весовых показателей
группового ■ регулирования — реактивной
Корректировка задания
Регулирование напряжения на шинах
" мощности и напряжения
Контроль а корректировка режимов по реактивной мощности
§1 p
§§
s^
§§
Задание системного регулирования
группового _ регулирования активной мощности
Задание графика активное мощности
Регулирование частоты
Расшифровывающая сигнализация
сигнализации а регистрации
неисправности оборудования
Обобщенная сигнализация
Сбор информации
_ накопления информации
Статистическая обработка
Хранение информации
Учет времени работы оборудования
учета времени
— работы оборудования -
Учет количества пуско-останоВочных операций
форм и роба ни я - отчетных
документов
Суточная ведомость
§1
SI
§6
Сменная ведомость
Выдача данных
Контроль вибрационного состояния оборудования
диагностики
- состояния оборудования -
Контроль теплового состояния гидроагрегатов
контроля гидро- - технических
сооружений _
Сбор информации
Обработка данных
Рис. 19.2. Принципиальная функциональная структура АСУ ТП ГЭС, ГАЭС
Подсистема регулярно формирует и обновляет массивы достоверной аналоговой информации о параметрах режима оборудования и ГЭС в целом. Аналоговая информация вводится я УВМ с помощью преобразователей, имеющих стандартный выход 0—5 мА или 0—10 В, а также преобразователей, имеющих цифровой выход и сопрягающихся с соответствующим типом УВМ.
В реальных каналах сбора и преобразования информации могут возникать искажения, вызванные всякого рода помехами или недостаточной надежностью аппаратуры. Это предъявляет дополнительные требования к первичной обработке сигналов, поступающих от датчика аналоговых параметров. Проверка достоверности введенной аналоговой информации осуществляется в зависимости от типа сигнала следующими возможными способами:
оценкой взаимного соответствия однотипных величин (таким образом проверяется на равенство мощность гидроагрегатов или производится корректировка активной мощности); •
контролем допустимых изменений параметров технологического процесса (выход самого параметра и скорости его изменения за допустимые границы).
Проверка достоверности по скорости изменения параметра производится путем сравнения значений, введенных в УВМ в смежных циклах опроса.
Проверка параметра производится по формуле
И// " ^/-1)^^'
где Ац— текущее значение параметра; Ац_х—значение параметра, измеренное в предыдущем цикле; ДА не должно превышать для напряжения 2 %, для тока 5 %, для мощности 1 %.
При выявлении недостоверности в пяти смежных циклах опроса (период опроса равен 2 с) по формулам производится сравнение введенных величин с расчетными. При этом все задачи используют последнее достоверное значение данного параметра. Результаты выполненных измерений усредняются в целях исключения низкочастотных помех или получения сглаженных значений режимных параметров.
Формула сглаживания имеет вид
где Л— текущее сглаженное значение; Л-1 — значение параметра, сглаженное на предыдущем цикле опроса; к — значение коэффициента экспоненциального сглаживания, соответствующее данному параметру (к выбирается в пределах от 0 до 1); Л—-текущее измеренное значение параметра.
Подсистема сбора и обработки дискретной технологической информации обес
печивает:
ввод инициативных анналов по прерываниям от модулей ввода инициативных сигналов;
ввод по инициативе УВМ пассивных сигналов датчиков, подключенных к модулям ввода дискретных сигналов;
ввод число-импульсных сигналов (например, счетчиков энергии) как по инициативе УВМ, так и по инициативе датчиков, подключенных к модулям ввода число-импульсных сигналов;
программный контроль достоверности введенной дискретной технологической информации;
периодический контроль модулей ввода дискретных сигналов;
выдачу и регистрацию сообщений о неисправности устройств ввода дискретной информации.
В качестве датчиков для ввода дискретной технологической информации используются:
устройства релейной защиты и технологической автоматики;
ключи, кнопки и другие органы управления, которыми оперирует эксплуатационный персонал;
устройства телемеханики дальнего или ближнего действия.
Подсистема отображения диспетчерской информации о работе ГЭС включает в себя вывод на терминалы связи с оператором (дисплеи) алфавитно-цифровых текстовых сообщений о ходе протекания технологического процесса, таблиц режимных параметров основного оборудования (генераторы, трансформаторы и др.), мнемосхемы главных цепей первичной коммутации или отдельных ее частей.
Управляющий вычислительный комплекс в своем составе обычно имеет цветные и черно-белые алфавитно-цифровые дисплеи, устройства печати, осуществляющие информацию о работе ГЭС в наиболее полной и удобной для оперативного персонала форме. Вывод информации осуществляется как автоматически (при любых изменениях состояния основного оборудования), так н по запросам оперативного персонала. Автоматическое отображение технологической информации включает: индикацию на экране дисплея и регистрацию на печатающем устройстве текстового сообщения о любом аварийном или предупреждающем сигнале как при его появлении, так и при его исчезновении;
индикацию и регистрацию операций с основным оборудованием (вывод текстовых сообщений’о фактах пуска, остановки гидроагрегатов и т. п.).
При автоматической регистрации каждого события или группы одновременных событий обязательно вначале печатается текущая дата и время.
Отображение информации по запросу оператора осуществляется на терминале одним из способов, определяемых типом 313
запроса или указанных в запросе:
индикацией на экране дисплея таблиц режимных параметров, данных о выработке электроэнергии, результатов расчетов водно-энергетических показателен, мнемосхемы главных цепей первичной коммутации или отдельных ее частей, информацией о наличии на электростанции аварийных и предупредительных сигналов;
выводом на печать отчетных документов о работе ГЭС, а также информации, находящейся на экране дисплея.
Подсистема взаимодействия оперативного персонала ГЭС с УВМ позволяет оперативному персоналу воздействовать на ход технологического процесса ГЭС и получать необходимую информацию о режимах работы и составе оборудования. Подсистема обеспечивает:
изменение режима работы ГЭС. или отдельных ее элементов по директивам, задаваемым оперативным персоналом с функционального пульта оператора (дежурного инженера ГЭС);
получение информации о режимах работы и составе оборудования по командам, задаваемым оперативным персоналом.
В состав технических средств взаимодействия персонала ГЭС с УВМ входит: алфавитно-цифровые и графические дисплеи;
устройства печати;
клавиатуры функциональные и буквенно-цифровые;
устройства ввода и вывода с перфоленты.
Пользователями информации о параметрах технологического процесса и состояния оборудования являются:
дежурный инженер ГЭС;
дежурный машинного зала;
оперативный и эксплуатационный персонал, производящий работы на высоковольтных распределительных устройствах;
работники производственно-технического отдела;
главный инженер ГЭС.
Особое место занимает оператор УВК, которому, кроме технологической, доступна информация, характеризующая состояние и работоспособность всей вычислительной, в том числе программной, системы. Дежурный инженер электростанции должен иметь возможность получать полную информацию о режимах и состоянии всего оборудования ГЭС. Кроме того, он является единственным лицом, которое может вмешиваться, в работу управляющей системы по изменению режимов и состояния оборудования.
Дежурный машинного зала должен получать полную информацию о режимах и состоянии гидроагрегатного оборудования, расположенного в машинном зале ГЭС и на территории, примыкающей к машинному залу.
Оперативный или эксплуатационный персонал, производящий работы на рас- 314
прсдслительных устройствах, должен получать информацию о режимах и состоянии оборудования, расположенного на соответствующем устройстве.
Работники производственно-технического отдела должны получать обобщенную статистическую информацию о работе оборудования, о водных режимах работы ГЭС, об использовании основного оборудования и т. п.
Главный инженер ГЭС должен получать обобщенную информацию о работе и режимах оборудования, а также статическую и справочную информацию, характеризующую состояние ГЭс и ее оборудования.
Каждый из рассмотренных пользователей технологической и производственной информации должен иметь средства общения с УВМ, расположенные на его рабочем месте, а также возможность получения интересующих его данных в любой момент времени независимо от остальных пользователей.
19.4. ГРУППА ПОДСИСТЕМОПЕРАТИВНО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГОУПРАВЛЕНИЯ
Подсистема оптимизации водноэнергетических режимов и выбора рационального состава гидроагрегатов предназначена для оптимизации внутристанционных режимов и в общем виде обеспечивает выбор числа и состава агрегатов для оптимального управления ГЭС. Критерием является минимум расхода воды за весь период оптимизации. Подсистема выполняет следующие функции:
расчет плана на предстоящие сутки;
корректировка состава гидроагрегатов по активной мощности;
корректировка состава гидроагрегатов по реактивной мощности;
контроль резерва активной мощности; распределение нагрузки между гидроагрегатами;
расчет «весовых» показателей.
Все функции, кроме расчета плана, реализуются в ходе технологического процесса.
Расчет плана. Планирование состава гидроагрегатов, работающих в генераторном режиме, производится с суточной заблаговременностью по заданному плановому графику. Расчет осуществляется один раз в сутки. Рассчитанный план выводится на печать и запоминается в памяти УВМ, откуда с наступлением новых суток переходит в управляющие параметры, по которым осуществляется отработка плана. Наличие предварительного плана использования оборудования позволяет оперативному персоналу своевременно выполнять подготовительные операции к пуску млн остановке гидроагрегатов, планировать их текущие осмотры.
Корректировка состава гидроагрегатов по активной и о щ •
нос тн. Плановый график нагрузки часто является лишь прогнозом, поэтому фактическая мощность ГЭС может значительно отличаться от запланированной. Осуществляется корректировка состава н режима гидроагрегатов в темпе технологического процесса, если нагрузка ГЭС отличается от плановой.
Контроль фактических параметров производится с периодичностью 15—20 мнн с усреднением мощности за этот период. При отклонении фактической мощности от плановой сверхдопустимых значений производится корректировка режима и состава гидроагрегатов.
Корректировка состава гидроагрегатов по реактивной мощности осуществляется для выбора их работы в режиме синхронных компенсаторов (СК). Требование на пуск или остановку агрегата в режиме СК выставляет подсистема группового регулирования реактивной- мощности. Корректировка производится периодически по сигналу таймера или по вызову от подсистемы группового регулирования реактивной мощности.
Контроль оперативного резерва активной мощности ГЭС служит для ускоренного выбора включаемых агрегатов при дефиците резервов и выдачи сообщений дежурному инженеру о наличии дефицита резерва. Периодичность контроля около 4 мин.
Подсистема обеспечивает оптимальное распределение нагрузки между агрегатами ГЭС при заданном составе агрегатов по условию минимума суммарного расхода воды. Индивидуальные нагрузки агрегатов преобразуются в относительные коэффициенты и в таком виде передаются в подсистему группового регулирования активной мощности, в контур непосредственного управления.
Для формализации учета срабатывания предупреждающих зашит каждой предупреждающей защите присваивается свой «весовой» показатель. Возможность формализации дает применение «весового» ранжирования каждой защиты из всего рассматриваемого списка предупреждающих защит. Учет срабатывания защит ведется только на работающих агрегатах, поэтому полученные суммарные показатели будут отражать целесообразность остановки одного из них в случае необходимости его отключения.
Запуск задания осуществляется от таймера с заданной периодичностью (1 раз в 30 мин).
Подсистема группового регулирования активной мощности предназначена для оптимального распределения нагрузки между агрегатами [когда регулирование частоты и управление ГЭС по активной мощности осуществляются от специализированных устройств — центральных задатчиков активной нагрузки (ЦЗАН)], или для пря
мого цифрового регулирования активной мощности ГЭС. Подсистема выполняет следующие функции:
прием, отработку задания системного управления;
прием значений плановой мощности в соответствии с графиком нагрузки;
прием ручной корректировки мощности ГЭС, задаваемой с функциональной клавиатуры;
согласование и суммирование всех заданий;
регулирование частоты на шинах ГЭС с заданным статизмом;
оптимальное распределение суммарного задания нагрузки между работающими агрегатами ГЭС.
Кроме того, подсистема обеспечивает выдачу информации оперативному персоналу ГЭС о невозможности отработки заданий мощности и о необходимости изменения состава агрегатов, а также о реализации заданий и возникающих неисправностях, выявляемых программным путем.
В реализации заданий подсистемы участвуют следующие технические средства: комплекс технических средств (КТС) АСУ ТП;
электрогидравлические регуляторы частоты вращения гидротурбин;
устройство автоматики гидроагрегатов, обеспечивающее выдачу необходимой дискретной информации;
измерительные преобразователи, обеспечивающие информацию об активной мощности гидроагрегата.
Функциональная структура подсистемы приведена на рис. 19.3.
Подсистема группового регулирования реактивной мощности и напряжения предназначена для поддержания заданного уровня напряжения на шинах ГЭС и обсс-
Рис. 19.3. Принципиальная функциональная структура подсистемы группового регулирования активной мощности
печения желаемого распределения реактивных нагрузок между агрегатами ГЭС, а также для осуществления контроля за отклонением режимных параметров работающих агрегатов от заданных значений в допустимых пределах н выполняет следующие функции:
определение запасов реактивной мощности как по выработке, так и по потреблению;
анализ запасов реактивной мощности ГЭС и определение возможности остановки из режима синхронного компенсатора или необходимости пуска агрегата в режим синхронного компенсатора;
анализ уровня напряжения шин и определение заданного уровня напряжения шин с учетом ограничений по генераторам;
поддержание заданного уровня напряжения шип;
определение требуемого закона распределения реактивных нагрузок между агрегатами для данного режима;
выдача управляющих воздействий на изменение уставок напряжения автоматического регулятора возбуждения (АРВ);
контроль режимных параметров генераторов напряжения и тока статора, тока ротора, активной и реактивной мощности;
управление режимами ГЭС в случае отклонения параметров от допустимых;
управление режимами ГЭС при вступлении в действие ограничителей минимального возбуждения (ОМВ) генераторов или ограничителей перегрузки (ОП) по току ротора;
контроль за работой АРВ;
контроль точности поддержания уровней напряжения на шинах ГЭС и распределение реактивных нагрузок между агрегатами.
По результатам контроля режима подсистема выполняет корректировку режимов отдельных агрегатов и при необходимости вызывает работу других подсистем.
Подсистема сигнализации и регистрации неисправностей оборудования обеспечивает персонал полной своевременной и достоверной информацией о состоянии технологического оборудования н технологического процесса на ГЭС.
В зависимости от назначения и объема информации сигнализация о неисправностях оборудования может быть разделена на две основные группы: обобщенная сигнализация и расшифровывающая сигнализация.
Обобщенная сигнализация указывает элемент, на котором возникла неисправность, осуществляет разделение, сигналов на аварийные и предупреждающие. Сигнализация сопровождается звуковым и световым сигналами.
Расшифровывающая сигнализация указывает конкретно неисправности на элементе и также делится на аварийную н предупреждающую. Подсистема выявляет все возникающие (ушедшие) сигналы 316
в порядке их появления (исчезновения) с разрешающей способностью не менее 20— 50 мс.
19.5, ГРУППА ПОДСИСТЕМПРОИЗВОДСТВЕНно-ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО УПРАВЛЕНИЯ
Задачи подсистем производстиснно-тех- нологичсского управления не связаны непосредственно с оперативным управлением технологическим процессом и являются информационны ми. Подсистемы подготавливают необходимую информацию для персонала ГЭС. на основании которой персонал может принимать решения.
Задача «Накопление» обеспечивает сбор, хранение информации о технологическом процессе, ее статистическую обработку за длительный период времени. В задаче «Накопление» информация хранится за одни н более суток.
Задача «Учет» служит для учета времени работы гидроагрегатов в различных режимах, подсчета и регистрации пуско-остановочных операций и операций перевода гидроагрегатов из одного режима в другой, автоматического контроля числа операций с выключателями, учета времени работы вспомогательного оборудования (компрессоров, насосов и т. п.).
По запросу задача выдает в любой момент времени эти данные за заданный период.
Задача также выдаст отдельное сообщение о превышении допустимого числа часов работы оборудования и числа операций, производимых с ним.
Задача «Формирование отчетных документов» осуществляет формирование и выдачу следующих документов:
суточной ведомости 1 раз в сутки; сменной ведомости I раз в смену;
отчета о работе ГЭС за 1 мес;
акта выработки электроэнергии за 1 мес.
Накопление информации можно осуществлять за месяц, год с начала эксплуатации. Задача обеспечивает возможности выдачи данных по запросу в любое время в виде одной из таблиц, входящих в перечисленные выше документы и содержащих сведения за заданный промежуток времени.
Задача «Д и аг ноет ика>. Одним нз наиболее эффективных способов повышения эксплуатационной надежности оборудования электростанции является создание систем диагностики дефектов конструктивных узлов генераторов н турбин, а также вспомогательного оборудования на ранних стадиях их возникновения. Диагностика неисправностей гидроагрегатов должна содержать комплексную оценку состояния оборудования. Решение задачи позволяет снизить число отказов, уменьшить время вынужденного простоя, увеличить время между текущими и капитальными ремон-
Тами оборудования, увеличить срок службы оборудования, улучшить оперативность управления оборудованием.
Диагностика оборудования выполняется по результатам контроля механического состояния (вибрационная диагностика) и результатам контроля теплового состояния оборудования. Разработаны устройства контроля вибрационного состояния (УКВС), позволяющие контролировать вибрационное состояние основных узлов гидроагрегата (для гидроагрегатов — стальные конструкции, опорные конструкции, обмотки статора и т. д.). Эти данные могут быть введены в УВМ для* накопления и дальнейшей обработки. Разработаны и изготовляются устройства теплового контроля, позволяющие измерять температуру узлов гидроагрегата и вводить эти данные для обработки в УВМ. Научно-производственное объединение «Импульс» изготавливает модули УВМ, обеспечивающие температур- ный контроль гидроагрегата.
Разработки подсистемы диагностики электрических машин ведет ряд организаций (ВНИИЭ, ЛПЭО «Электросила» и др.).
Задача «Контроль состояния гидротехнических с о о р у - жени й» связана с опросом большого числа датчиков, расположенных в теле плотины и большим числом геодезических наблюдений и весьма трудоемкой камеральной обработкой измерений.
Задача контроля гидротехнических сооружений осуществляет:
установку датчиков контроля за состоянием гидротехнических сооружений, сигналы которых могут быть введены в УВМ;
автоматизацию сбора информации с этих датчиков;
автоматизацию камеральной обработки с использованием УВМ АСУ ТП или отдельной ЭВМ.
ТЕХНИЧЕСКОЕ
ОБЕСПЕЧЕНИЕ АСУ ТП ГЭС
Одним из основных моментов при разработке АСУ ТП ГЭС является выбор комплекса технических средств, обеспечивающих решение задач управления технологическим процессом. Такой комплекс должен включать управляющую вычислительную машину, датчики измеряемых параметров режима и состояния оборудования, измерительные преобразователи, а также ряд вспомогательных устройств, облегчающих контроль и диагностику работы системы в целом.
Комплекс технических средств АСУ ТП гидроэлектростанций должен удовлетворять следующим требованиям;
обладать высокой надежностью, что особенно важно для решения оперативно- технологических задач управления;
иметь достаточную номенклатуру устройств связи с объектом, обеспечивающих ввод всех типов сигналов, формируе
мых датчиками состояния, положения и режимов оборудования ГЭС. а также вывод управляющих и регулирующих воздействий в схемы станционном автоматики;
иметь достаточную номенклатуру терминалов, обеспечивающих надежную связь оперативного персонала с УВМ;
иметь высокую ремонтопригодность и развитую систему диагностики;
допускать возможность тиражирования принятых технических решений для других ГЭС, оснащаемых аналогичными системами;
иметь развитую систему внутреннего математического обеспечения, дающую широкие возможности управления вычислительным процессом, а также работу системы в реальном масштабе времени.
Указанным требованиям удовлетворяют современные УВМ третьего поколения.
В общем случае управляющая вычислительная машина состоит из нескольких функциональных устройств.
Процессор, выполняющий логические и арифметические операции, управляет работой всего комплекса устройств УВМ, т. е. определяет последовательность выполнения операций, осуществляет операцию выборки из памяти, формирование сигналов, определяющих ритм работы машины. Процессор характеризуется средним быстродействием.
Память УВМ состоит из быстродействующих оперативных запоминающих устройств (ОЗУ), постоянных запоминающих устройств (ПЗУ) и менее быстродействующих внешних запоминающих устройств (ВЗУ). Оперативное запоминающее устройство характеризуется малым временем доступа к информации. В нем хранятся программы и данные, обеспечивающие быструю реакцию на любое изменение состояния контролируемого оборудования.
Постоянная память используется для долговременного хранения информации, которая размещается в ячейках. В отличие от ОЗУ в постоянной памяти оперативная память новой информации невозможна, она обычно предназначается для хранения особо ответственных частей программы, различных констант, таблиц я т. п., которые редко изменяются в процессе эксплуатации УВМ на объекте. Емкость запоминающего устройства определяется числом ячеек (в каждой ячейке размещается одно машинное слово).
Внешнее запоминающее устройство обеспечивает хранение большого объема информации, емкость его в сотни раз больше емкости ОЗУ. Оно выполняется на магнитных дисках или лентах, и замена информации не представляет труда. Диски и ленты можно хранить вне системы в своеобразных библиотеках, накапливая необходимый справочный фонд.
Емкость запоминающего устройства определяется максимальным количеством единиц информации, которая может одновре менно в нем храниться. За единицу инфоп
НаименованиеТип УВМТА-100СМ 2. СМ-2ММаксимальный объем оперативной памяти.64256КбайтОбъем микропрограммной памяти, Кбайт16Управляющая память:разрядность двоичных разрядов36цикл обращения, мкс0,3Время выполнения основных операций, мкс:сложение с фиксированной запятой202,2умножение с фиксированной запятой16010деление с фиксированной запятой17017сложение с плавающей запятой18—40умножение с плавающей запятой23деление с плавающей запятой40передача управления201.8Разрядность машинного слова, байт22Число каналов прямого доступа в память2Максимальная скорость обмена через каналы.—700слов в секундуАвтоматический рестартНетЕстьУстройства внешней памяти на магнитных дне->>ках и магнитных лентахТерминалы связи с операторомУПК; УВвПЛ;УПК; УВвПЛ; УВПЛ-УВПЛ; БЦИпечатающие устрой-ства, дисплеиНаименованиеТип УВМТА-100СМ 2. СМ-2ММаксимальный объем оперативной памяти.64256КбайтОбъем микропрограммной памяти, Кбайт16Управляющая память:разрядность двоичных разрядов36цикл обращения, мкс0,3Время выполнения основных операций, мкс:сложение с фиксированной запятой202,2умножение с фиксированной запятой16010деление с фиксированной запятой17017сложение с плавающей запятой18—40умножение с плавающей запятой23деление с плавающей запятой40передача управления201.8Разрядность машинного слова, байт22Число каналов прямого доступа в память2Максимальная скорость обмена через каналы.—700слов в секундуАвтоматический рестартНетЕстьУстройства внешней памяти на магнитных дне->>ках и магнитных лентахТерминалы связи с операторомУПК; УВвПЛ;УПК; УВвПЛ; УВПЛ-УВПЛ; БЦИпечатающие устрой-ства, дисплеиТаблица 19.1. Основные характеристики УВМТаблица 19.1. Основные характеристики УВМПримечкяяе. УПК — устройство печати с клавиатурой; УЬв1Ы д УВПЛ — устройства ввод» я вывода с перфмленти, ЬЦИ — блок цифровой индикации.Примечкяяе. УПК — устройство печати с клавиатурой; УЬв1Ы д УВПЛ — устройства ввод» я вывода с перфмленти, ЬЦИ — блок цифровой индикации.318318
Наименование
Тип УВМ
ТА-100
СМ 2. СМ-2М
Максимальный объем оперативной памяти.
64
256
Кбайт
Объем микропрограммной памяти, Кбайт
16
Управляющая память:
разрядность двоичных разрядов
36
цикл обращения, мкс
0,3
Время выполнения основных операций, мкс:
сложение с фиксированной запятой
20
2,2
умножение с фиксированной запятой
160
10
деление с фиксированной запятой
170
17
сложение с плавающей запятой
18—40
умножение с плавающей запятой
23
деление с плавающей запятой
40
передача управления
20
1.8
Разрядность машинного слова, байт
2
2
Число каналов прямого доступа в память
2
Максимальная скорость обмена через каналы.
—
700
слов в секунду
Автоматический рестарт
Нет
Есть
Устройства внешней памяти на магнитных дне-
>
>
ках и магнитных лентах
Терминалы связи с оператором
УПК; УВвПЛ;
УПК; УВвПЛ; УВПЛ-
УВПЛ; БЦИ
печатающие устрой-
ства, дисплеи
Наименование
Тип УВМ
ТА-100
СМ 2. СМ-2М
Максимальный объем оперативной памяти.
64
256
Кбайт
Объем микропрограммной памяти, Кбайт
16
Управляющая память:
разрядность двоичных разрядов
36
цикл обращения, мкс
0,3
Время выполнения основных операций, мкс:
сложение с фиксированной запятой
20
2,2
умножение с фиксированной запятой
160
10
деление с фиксированной запятой
170
17
сложение с плавающей запятой
18—40
умножение с плавающей запятой
23
деление с плавающей запятой
40
передача управления
20
1.8
Разрядность машинного слова, байт
2
2
Число каналов прямого доступа в память
2
Максимальная скорость обмена через каналы.
—
700
слов в секунду
Автоматический рестарт
Нет
Есть
Устройства внешней памяти на магнитных дне-
>
>
ках и магнитных лентах
Терминалы связи с оператором
УПК; УВвПЛ;
УПК; УВвПЛ; УВПЛ-
УВПЛ; БЦИ
печатающие устрой-
ства, дисплеи
Таблица 19.1. Основные характеристики УВМ
Таблица 19.1. Основные характеристики УВМ
Примечкяяе. УПК — устройство печати с клавиатурой; УЬв1Ы д УВПЛ — устройства ввод» я вывода с перфмленти, ЬЦИ — блок цифровой индикации.
Примечкяяе. УПК — устройство печати с клавиатурой; УЬв1Ы д УВПЛ — устройства ввод» я вывода с перфмленти, ЬЦИ — блок цифровой индикации.
318
318
Манни принимается I байт, состоящий из восьми разрядов, каждый из которых может принимать значение 0 или 1. Емкость ОЗУ составляет примерно 128— 1024 Кбайт (1 Кбайт равен 1024 байт). Емкость ВЗУ составляет десятки мегабайт (Мбайт).
Для решения задач управления (реализации какого-либо алгоритма) в память машины должны быть введены данные об объекте управления.
Эти данные собираются устройствами связи с объектом (УСО), в которых размещаются различные модули сопряжения с датчиками состояния оборудования, исполнительными механизмами и преобразователями режимных параметров. Разработана достаточно большая номенклатура этих модулей, что позволяет осуществлять управление технологическим процессом. Модули УСО обеспечивают ввод в УВМ сигнала одноразрядных датчиков (контакты реле, выходы логических элементов и т. п.), сигналов число-импульсных датчиков (счетчики энергии и т. п.), сигналов импульсных датчиков (ключи управления), а также аналоговых сигналов с выходов преобразователен электрических и неэлек- трическнх величин (мощность, открытие направляющего аппарата, расход воды и т. п.).
Эти модули конструктивно устанавли
ваются в шкафу УСО. В этом Же шкафу установлены устройства управления исполнительными механизмами (контактные и бесконтактные модули управления) и устройства регулирования (цифроаналоговый преобразователь). УСО располагаются в непосредственной близости от контролируемого оборудования ГЭС. При этом обеспечивается уменьшение длины кабельных связей н повышение надежности ввода-вывода технологической информации.
При выборе комплекса технических средств для АСУ ТП ГЭС предусматривается дублирование, а в некоторых случаях тройное (мажоритарное) резервирование ответственных элементов. Предусматривается также гальваническая развязка входных цепей от внутренней электрической сети УВМ. Разрабатывается надежное электроснабжение УВМ.
В АСУ ТП ГЭС применяются преимущественно вычислительные комплексы на базе серийно выпускаемых УВМ третьего поколения. К таким УВМ относятся: управляющий комплекс повышенной надежности типа ТА-100, серийный выпуск которого начат Нальчикским заводом телемеханической аппаратуры в 1977 г.;
серия малых управляющих машин СМ-2, СМ-2М, разработанная научно-производственным объединением «Импульс» (г. Северодонецк).
Основные характеристики УВМ даны в табл. 19.1. Как следует из таблицы. УВМ типа ТА-100 уступает машинам типа СМ по техническим возможностям (в частности, по быстродействию). В то же время УВМ имеет весьма ограниченный набор устройств связи с оператором и не позволяет подключать устройства внешней памяти. Основным преимуществом УВМ ТА-100 перед машинами серин СМ является повышенная надежность, обеспечиваемая за счет синхронного мажоритарного резервирования. Основная часть аппаратуры ТА-100 состоит из трех идентичных комплектов А, Б. В, синхронно работающих по одной программе. В узловых точках каждого комплекта установлены мажоритарные элементы, связанные с остальными комплектами и пропускающие сигналы при совпадении двух из трех показаний.
Практически работоспособность ТА-100 сохраняется в большинстве случаев даже при одновременных отказах в двух комплектах, но в разных блоках.
Универсальная вычислительная машина типа СМ обладает большим быстродействием, наличием большого набора средств связи с оператором (дисплей, быстрая печать, клавиатуры), большим объемом памяти.
Несмотря на то, что УВМ СМ-2 и СМ-2М выполнены двухпроцессорными (при неисправности одного из двух процессоров второй исправный процессор берет на себя функции управления), вероятность безотказной работы их ниже, чем УВМ ТА-100.
Поэтому на крупных ГЭС (Красноярская, Саяно-Шушенская) установлены УВМ ТА-100 и СМ-2, обменивающиеся между собой информацией по каналу межмашинного обмена. При этом на УВМ ТА-100 возлагаются функции управления, а на УВМ СМ-2 — решение информационных, вычислительных задач и задач связи с оператором.
Следует иметь в виду, что в настоящее время УВМ СМ-2М выпускается с модулями, которые имеют более высокие показатели надежности (по заводским данным), чем УВМ СМ-2.
Осуществлением ряда мероприятий (программного характера и компоновки комплекса технических средств) можно получить удовлетворительные показатели по надежности работы комплекса. На ряде ГЭС установлены только двухпроцессорные УВМ СМ-2М (например, на Чиркей- ской ГЭС).
ОБЩАЯ СТРУКТУРАПРОГРАММНОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ
Программное обеспечение УВМ состоит из системной части (внутреннее ПО), включающей операционные системы, язы
ки программирования и тестовые программы технического обслуживания, и прикладной части (внешнее ПО), включающей индивидуальные программы различных технологических подсистем.
Внутреннее ПО представляет собой комплекс программ, обеспечивающих эффективное управление ресурсами системы: процессорами, памятью, устройствами связи с объектами. При этом организуется порядок прохождения рабочих программ, которые запускаются в работу, прерываются, запускаются вновь, определяется очередность запуска той или иной программы (приоритетность) и т. п. в зависимости от внешних сигналов на входах УВК.
Внешнее ПО представляет собой различные программы, обеспечивающие решение тех или иных технологических задач. Отдельные программы к программные подсистемы внешнего ПО могут разрабатываться различными организациями — соисполнителями разработчика системы (являющимися специалистами в разработке н реализации управления той или иной технологической функцией). В этих условиях необходима четкая координация работ, включающая формализацию и унификацию внутрисистемных связей, существенно облегчающих последующую компоновку, комплексную отладку и сдачу системы в промышленную эксплуатацию.
Под унификацией внутрисистемных связей понимается единая организация связей между задачами и единая организация доступа: к элементам базы данных, в частности к массивам дискретной и аналоговой технологической информации, массивам постоянной информации и т. п.; к терминалам связи с оператором; к устройствам связи с объектом.
Ниже рассмотрены основные принципы разработки программного обеспечения применительно к УВМ СМ-2М. В основном эти принципы сохраняются и для других УВМ, применяемых для АСУ ТП ГЭС.
Основные принципы разработки программного обеспечения:
программная система должна обеспечивать возможность независимой разработки отдельных программ, она должна быть открытой, т. е. допускать расширение в процессе нормальной эксплуатации без изменения функционирующих программ;
изменение состава технических средств (состава УСО н терминалов связи с оператором для одного типа УВМ) не должно приводить к изменению программного обеспечения;
система должна обеспечивать возможность тиражирования для объектов, оснащаемых данной УВМ;
в качестве основного языка программирования технологических задач принимается язык «АССЕМБЛЕР»;
Рис. 19.4. Структура программного обеспечения, поставляемого заводом-изготовителем УВМРис. 19.4. Структура программного обеспечения, поставляемого заводом-изготовителем УВМРис. 19.5. Функциональная структура АСУ ТП ГЭС:Рис. 19.5. Функциональная структура АСУ ТП ГЭС:Z — индикация и регистрация; 2—таймер; 3 — аналоговые сигналы; 4 — дискретные сигналы; Д — лиснаей: У6/7 — устройство быстрой печати; НМД — носитель на магнитных дисках; НМЛ — носи тель на магнитных лентахZ — индикация и регистрация; 2—таймер; 3 — аналоговые сигналы; 4 — дискретные сигналы; Д — лиснаей: У6/7 — устройство быстрой печати; НМД — носитель на магнитных дисках; НМЛ — носи тель на магнитных лентах
Рис. 19.4. Структура программного обеспечения, поставляемого заводом-изготовителем УВМ
Рис. 19.4. Структура программного обеспечения, поставляемого заводом-изготовителем УВМ
Рис. 19.5. Функциональная структура АСУ ТП ГЭС:
Рис. 19.5. Функциональная структура АСУ ТП ГЭС:
Z — индикация и регистрация; 2—таймер; 3 — аналоговые сигналы; 4 — дискретные сигналы; Д — лиснаей: У6/7 — устройство быстрой печати; НМД — носитель на магнитных дисках; НМЛ — носи тель на магнитных лентах
Z — индикация и регистрация; 2—таймер; 3 — аналоговые сигналы; 4 — дискретные сигналы; Д — лиснаей: У6/7 — устройство быстрой печати; НМД — носитель на магнитных дисках; НМЛ — носи тель на магнитных лентах
допускается для отдельных диск-рези- дентиых задач (программа, записанная на диске, на время выполнения задачи вызывается в ОЗУ) использование языка «ФОРТРАН-IV* (в основном это относится к расчетным низкоприоритетным задачам);
все связи между задачами (технологическими программами) по функционированию осуществляются через супервизор; непосредственное обращение одной задачи к другой запрещено;
все информационные связи между задачами и отдельными программными модулями разных задач осуществляются через унифицированные массивы;
отдельные программные модули, используемые несколькими задачами, оформляются как библиотечные подпрограммы и включаются в состав библиотеки при генерации системы;
программы, решающие задачи технологического управления, непосредственно не зависят от конфигурации технических средств УВК (количества и состава УСО и терминалов связи с персоналом, способа их подключения к процессору и физической или логической адресации); программная система АСУ ТП ГЭС строится таким образом, что все константы и параметры вводятся как внешние данные. В этом случае любое изменение конфигурации УВК потребует корректировки (перегрузки) соответствующих массивов без изменения программ и остановки УВМ;
минимальной единицей СПО принят программный модуль, являющийся единицей отладки.
На рис. 19.4 показана структура программного обеспечения, поставляемого заводом — изготовителем УВМ. Супервизор- программа выполняет анализ и обработку запросов на прерывание, логическое управление памятью между программами, защиту памяти. Система управления вводом- выводом обеспечивает операции ввода-вывода с различными внешними устройствами, с редактированием вводимой алфавитно-цифровой информации. Транслятор-программа осуществляет автоматический перевод с языка, на котором записывается ал- 320
горитм, на язык данной УВМ. Интерпретатор-программа предназначена для упрощения связи обслуживающего персонала с системой. Отладчик-программа позволяет осуществить печать содержимого заданной области памяти и ход выполнения программы с обнаружением и указанием ошибок в ней. УВМ может также иметь систему тестовых и контрольных программ, позволяющую контролировать ход вычислительного процесса и библиотеку стандартных подпрограмм, включающих подпрограммы выполнения арифметических операций, решения стандартных уравнений и др.
ПРИМЕР РАЗРАБОТКИАСУ ТП ГЭС
Общие положения. Разработка АСУ ТП ГЭС осуществляется на основании тщательного анализа проектируемого технологического объекта; его оборудования, назначения в энергосистеме, его связей по ВЛ с энергообъектами, его водиоэнергети- ческого режима работы.
Разработка АСУ ТП ГЭС выполняется в соответствии с действующими ГОСТ, стандартами и нормами.
Техническое задание на разработку АСУ ТП было составлено и утверждено на стадии «Проект* данного объекта.
Характеристика технологического объекта управления. Гидроузел предназначен для выдачи электроэнергии в энергосистему и энергоснабжения местного района, а также для борьбы с наводнениями в долине реки. Создание водохранилища при гидроузле позволяет улучшить судоходство. Режим работы ГЭС должен учитывать требования водопользователей, располагаемых ниже плотины ГЭС.
Выдача мощности в энергосистему осуществляется на напряжение 500 кВ. ГЭС работает в полупиковом режиме и может осуществлять регулирование частоты в энергосистеме. Мощность ее 1300 МВт, число гидроагрегатов 6.
Гидроэлектростанция рассматривается как базовая в каскаде гидроэлектростан
ций, которые будут построены в дальнейшем, и находится в оперативном подчинении РЭУ и ОДУ. ГЭС полностью автоматизируется, причем комплексная автоматизация разрабатывается с учетом создания на ГЭС АСУ ТП, вводимой с пуском первого гидроагрегата. В дальнейшем будет создаваться АСУ ТП всего каскада ГЭС.
Выбор технических средств. Приняты следующие основные принципы выбора технических средств для АСУ ТП:
комплекс технических средств должен функционировать в непрерывном круглосуточном режиме;
должна быть обеспечена аппаратная и программная защита от выдачи ложных и неправильных управляющих воздействий от комплекса, а также высокая точность и достоверность информации, вводимой в комплекс;
должна быть предусмотрена автоматическая диагностика неисправностей комплекса;
должна быть предусмотрена возможность расширения комплекса для организации каналов связи с комплексами технических средств, установленными на других ГЭС каскада, а также решения задач автоматизации управления всем каскадом.
На выбор комплекса технических средств (соответственно и на разработку программного обеспечения) оказывает влияние и состав тех задач, которые будут решаться АСУ ТП.
Состав задач, решаемый АСУ ТП. Функциональная структура АСУ ТП представлена на рис. 19.5, где показаны состав
21 Под ред. Ю. С. Васильева
каждой из подсистем, а также внутрисистемные связи.
АСУ ТП ГЭС решает следующие основные задачи:
управление водноэнергетическими режимами (УВЭР) ГЭС; групповое регулирование активной мощности (ГРАМ); управление электрическими режимами (УЭР); противоаварийная автоматика (ПА); сигнализация неисправностей оборудования (Сигналу, взаимодействие оперативного персонала с АСУ ТП (Диалогу. обмен информацией с ГЭС каскада (Обмен 1); обмен информацией с РЭУ и ОДУ (Обмен ?У сбор и регистрация оперативной аналоговой информации (ИРАП); сбор и регистрация оперативной дискретной информации (СОТДНУ, отработка управляющих воздействий (Отработка); отображение оперативной информации (Отображение); формирование и печать отчетных документов о работе ГЭС (ФОД ГЭС); диагностика работы оборудования (Диагностика); контроль состояния гидротехнических сооружений (ГТС); информационно- поисковая система (ИПС).
Подробное описание задач для составления алгоритмов и разработки программного обеспечения производится на стадии «Проект АСУ ТП» и уточняется на стадии «Рабочая документация» (описание ряда задач — см. § 19.3—19.5).
Алгоритмические структуры некоторых подсистем показаны на рис. 19.6—19.8.
Характеристика и объем вводимой и выводимой информации АСУ ТП. Для решения вышеуказанных задач в УВМ необходимо ввести:
321
Рис. 19.6. Алгоритмическая структура подсистемы ГРАМРис. 19.6. Алгоритмическая структура подсистемы ГРАМТа блица 19.2 Объем вводимой информацииТа блица 19.2 Объем вводимой информациидискретную информацию о состоянии и неисправности оборудования; аналоговую информацию о режиме работы оборудования ГЭС; число-импульсную информацию для учета выработки электроэнергии и по- гребления ее на собственные нужды.
Рис. 19.6. Алгоритмическая структура подсистемы ГРАМ
Рис. 19.6. Алгоритмическая структура подсистемы ГРАМ
Та блица 19.2 Объем вводимой информации
Та блица 19.2 Объем вводимой информации
Из УВМ выводятся управляющие команды и сигналы, осуществляющие регулирование активной мощности и напряжения (табл. 19.2).
Аналогичные таблицы составляются для оборудования других монтажных единиц (ВЛ, трансформатор, шины и т. д.).
Управляющие воздействия на оборудование от УВК осуществляются через подсистему «Отработка*.
Рис. 19.7. Алгоритмическая структура подсистемы УВЭР, информационные связи 322Рис. 19.7. Алгоритмическая структура подсистемы УВЭР, информационные связи 322Управляющее воздействие от УВК осуществляется сигналами трех типов: дискретными длительными, дискретными импульсными и аналоговыми. УВК воздействует на гидроагрегат через модуль кодового управления бесконтактный (МКУБ).
Рис. 19.7. Алгоритмическая структура подсистемы УВЭР, информационные связи 322
Рис. 19.7. Алгоритмическая структура подсистемы УВЭР, информационные связи 322
Регулирование мощности на гидроагрегате осуществляется через модули преобразования «код — ток*, обеспечивающие преобразование кодовой информации в унифицированный сигнал постоянного тока О—5 мА.
В табл. 19.3 приводится перечень вводимой и выводимой информации для рассматриваемого примера АСУ ТП ГЭС.
Вся информация вводится в УВМ через модули, установленные в специальных шкафах — устройствах связи с объектом (УСО). У СО располагаются вблизи от контролируемого объекта (около гидроагрегата, в помещении на ОРУ и т. п.). Каждое УСО связано с центральным ядром УВМ магистральным кабелем (типа РК-75).
В соответствии с объемом информации, а также требованиями к надежности работы УВК выбран его состав, а именно комплекс УВК СМ-2М, в который по ин-
Наименование сигналасигналов на одни гидроагрегатПод системаМесто и способ вводаДатчикИнформация о состоянии агрегата (агрегат в генераторном режиме, режиме СК. пуска, остановки и др.)Информация о неисправности агрегата и его вспомогательных механизмов:15сотдиУСО гидроагрегата МВвисБлок-кон гактдействие гидромеханических защит с остановкой агрегата (низкое давление в МНУ, разгон и т. п.)16СигналТо же>действие предупреждающих гидромеханических защит (повышенный уровень масла в ле- кажном баке, ненормальный уровень масла в ванне подпятника и т. п.)30>действие электрических зашит генератора с остановкой агрегата (дифференциальная, максимальная второй ступени и т. п.)32СигналУCU гидроагрегата МВвисБлок-контактдействиепредупреждающихэлектрических защит генератора (перегрузка, развозбуж- дение, срабатывание разрядника в цепи ротора и т. д.) Измерение параметров генератора:60СигналТо жетока, напряжения, мощности и т. д.10ИРАПАЦППреобразователиизмерение температуры агрегата80МНТермосопротивленияизмерение гидромеханических параметров агрегата (расход через турбину, давление)10>АЦППриборы ГСП (типа ДМЭР, ДМЭ)измерение вибрационного состояния, агрегата50>АЦПВибродатчикучет вырабатываемой и потребляемой на собственные нужды энергии6МВвчисСчетчик с им пульсным выходомНаименование сигналасигналов на одни гидроагрегатПод системаМесто и способ вводаДатчикИнформация о состоянии агрегата (агрегат в генераторном режиме, режиме СК. пуска, остановки и др.)Информация о неисправности агрегата и его вспомогательных механизмов:15сотдиУСО гидроагрегата МВвисБлок-кон гактдействие гидромеханических защит с остановкой агрегата (низкое давление в МНУ, разгон и т. п.)16СигналТо же>действие предупреждающих гидромеханических защит (повышенный уровень масла в ле- кажном баке, ненормальный уровень масла в ванне подпятника и т. п.)30>действие электрических зашит генератора с остановкой агрегата (дифференциальная, максимальная второй ступени и т. п.)32СигналУCU гидроагрегата МВвисБлок-контактдействиепредупреждающихэлектрических защит генератора (перегрузка, развозбуж- дение, срабатывание разрядника в цепи ротора и т. д.) Измерение параметров генератора:60СигналТо жетока, напряжения, мощности и т. д.10ИРАПАЦППреобразователиизмерение температуры агрегата80МНТермосопротивленияизмерение гидромеханических параметров агрегата (расход через турбину, давление)10>АЦППриборы ГСП (типа ДМЭР, ДМЭ)измерение вибрационного состояния, агрегата50>АЦПВибродатчикучет вырабатываемой и потребляемой на собственные нужды энергии6МВвчисСчетчик с им пульсным выходомПримечание. СОТДИ — система отображения технологической дискретной информации. МВвнс — модуль ввода /вывода) инициативного сигнала; МВвчис—модуль ввода (вывода! число, импульсного сигнала; ИРАП — индексация, регистрация аналоговых параметров; АЦП — аналого- цифровой преобразователь: ГСП — государственная система приборов: МН — модуль нормалнзаци.,Примечание. СОТДИ — система отображения технологической дискретной информации. МВвнс — модуль ввода /вывода) инициативного сигнала; МВвчис—модуль ввода (вывода! число, импульсного сигнала; ИРАП — индексация, регистрация аналоговых параметров; АЦП — аналого- цифровой преобразователь: ГСП — государственная система приборов: МН — модуль нормалнзаци.,дивндуальному проекту включены модули, перечисленные в табл. 19.4.
Наименование сигнала
сигналов на одни гидроагрегат
Под система
Место и способ ввода
Датчик
Информация о состоянии агрегата (агрегат в генераторном режиме, режиме СК. пуска, остановки и др.)
Информация о неисправности агрегата и его вспомогательных механизмов:
15
сотди
УСО гидроагрегата МВвис
Блок-кон гакт
действие гидромеханических защит с остановкой агрегата (низкое давление в МНУ, разгон и т. п.)
16
Сигнал
То же
>
действие предупреждающих гидромеханических защит (повышенный уровень масла в ле- кажном баке, ненормальный уровень масла в ванне подпятника и т. п.)
30
>
действие электрических зашит генератора с остановкой агрегата (дифференциальная, максимальная второй ступени и т. п.)
32
Сигнал
УCU гидроагрегата МВвис
Блок-контакт
действиепредупреждающих
электрических защит генератора (перегрузка, развозбуж- дение, срабатывание разрядника в цепи ротора и т. д.) Измерение параметров генератора:
60
Сигнал
То же
тока, напряжения, мощности и т. д.
10
ИРАП
АЦП
Преобразователи
измерение температуры агрегата
80
МН
Термосопротивления
измерение гидромеханических параметров агрегата (расход через турбину, давление)
10
>
АЦП
Приборы ГСП (типа ДМЭР, ДМЭ)
измерение вибрационного состояния, агрегата
50
>
АЦП
Вибродатчик
учет вырабатываемой и потребляемой на собственные нужды энергии
6
МВвчис
Счетчик с им пульсным выходом
Наименование сигнала
сигналов на одни гидроагрегат
Под система
Место и способ ввода
Датчик
Информация о состоянии агрегата (агрегат в генераторном режиме, режиме СК. пуска, остановки и др.)
Информация о неисправности агрегата и его вспомогательных механизмов:
15
сотди
УСО гидроагрегата МВвис
Блок-кон гакт
действие гидромеханических защит с остановкой агрегата (низкое давление в МНУ, разгон и т. п.)
16
Сигнал
То же
>
действие предупреждающих гидромеханических защит (повышенный уровень масла в ле- кажном баке, ненормальный уровень масла в ванне подпятника и т. п.)
30
>
действие электрических зашит генератора с остановкой агрегата (дифференциальная, максимальная второй ступени и т. п.)
32
Сигнал
УCU гидроагрегата МВвис
Блок-контакт
действиепредупреждающих
электрических защит генератора (перегрузка, развозбуж- дение, срабатывание разрядника в цепи ротора и т. д.) Измерение параметров генератора:
60
Сигнал
То же
тока, напряжения, мощности и т. д.
10
ИРАП
АЦП
Преобразователи
измерение температуры агрегата
80
МН
Термосопротивления
измерение гидромеханических параметров агрегата (расход через турбину, давление)
10
>
АЦП
Приборы ГСП (типа ДМЭР, ДМЭ)
измерение вибрационного состояния, агрегата
50
>
АЦП
Вибродатчик
учет вырабатываемой и потребляемой на собственные нужды энергии
6
МВвчис
Счетчик с им пульсным выходом
Примечание. СОТДИ — система отображения технологической дискретной информации. МВвнс — модуль ввода /вывода) инициативного сигнала; МВвчис—модуль ввода (вывода! число, импульсного сигнала; ИРАП — индексация, регистрация аналоговых параметров; АЦП — аналого- цифровой преобразователь: ГСП — государственная система приборов: МН — модуль нормалнзаци.,
Примечание. СОТДИ — система отображения технологической дискретной информации. МВвнс — модуль ввода /вывода) инициативного сигнала; МВвчис—модуль ввода (вывода! число, импульсного сигнала; ИРАП — индексация, регистрация аналоговых параметров; АЦП — аналого- цифровой преобразователь: ГСП — государственная система приборов: МН — модуль нормалнзаци.,
На рис. 19.9 представлена структурная схема комплекса технических средств.
Наличие двух процессоров в УВК СМ-2, подключение терминалов к различным согласователям ввода-вывода (СВВ), а также разработка программного обеспечения, позволяющего автоматически перезапускать решения задач в УВМ в случае каких-либо сбоев, дает возможность получить достаточно высокую надежность функционирования АСУ ТП при решении оперативно-технологических задач (не ме
21*
нее 10 тыс. ч наработка на отказ).
Терминалы связи УВК с персоналом ГЭС устанавливаются следующим образом:
в помещении ЦПУ — два цветных графических дисплея, алфавитно-цифровой дисплей, функциональный пульт оператора, полноклавишный пульт оператора на столе дежурного инженера ГЭС; устройство печати знакосинтезирующее;
в помещении ПТО — один субкомплекс видеотер.мннальный, включающий в себя алфавитно-цифровой дисплей, устройстве печати и устройство внешней памяти на
323
Таблица 19.3. Вводимая и выводимая информация
УСО
Монтажная единица
X
X
V
о
V X
ZT
Число вводимых сигналок
Чис до управляющих сигналов
X и У- = 3 <1 X
аналоговых
1=
U X >- У с
о.
5 х х Л Ц X
о
О
к
?3
ЛИП
МН
УСО ГТ
Блок геперз roj- матор
— трансфер-
6
1000
150
700
40
24
12
Трансформатор нужд
собственных
6
300
30
60
24
12
УСО ОРУ
Высоковольтная
линия
3
180
24
—
12
Шины
2
40
8
—
—
—
Выключатели
G
40
—
40
—
—
—
УСО ЦПУ
Устройства обществишюнныс
i
100
8
—
—
—
4
Таблица 19.4. Модули, включаемые в комплекс УВК СМ-2М
Наимсиинанн--
Число модулей
Обозначение
Комплекс базовый СМ-2М
1
СМ
Видеотерминал алфавитно-цифровой
2
ВТЛ
Устройство внешней памяти кассетное
1
УВПК
Устройство внешней памяти на магнитной ленте
1
У в НМЛ
Устройство внешней памяти на магнитных дисках
1
УВПМД
Устройство печати знакоснитезируюшее
1
УПЗ
Разветвитель интерфейсов мультиплексный
18
РИМ
Модуль внутрисистемной связи
22
MBG
Терминал графический цветной
2
ТГЦ
Адаптер дистанционной связи
2
АДС
Модуль сопряжения с аппаратурой передачи данных
2
МСАПД
Устройство печати с клавиатурой
2
УПК
Модуль аналого-цифрового преобразования
8
АЦП
Коммутатор бесконтактный
8
КБ
Модуль ввода инициативных сигналов
110
МВ вис
Модуль ввода число-импульсных сигналов
20
МВчис
Модуль кодового управления бесконтактный
28
МКУ.Б
Модуль гальванической развязки
220
МГР
Модуль нормализации
16
МН
Рабочее место оператора-технолога
16
МН
Преобразователь измерительный «код — ток»
12
пкт
Шкаф кроссовый
8
шк
Рис. 19.8. Алгоритмическая структура подсистемы ИРАП
кассетной магнитной ленте;
в кабинете главного инженера ГЭС — алфавитно-цифровой дисплей.
Для размещения центрального ядра У В К АСУ ТП на ГЭС предусматривается специальное помещение — аппаратный зал, который располагается в непосредственной близости от ЦПУ. Это помещение должно удовлетворять определенным условиям:
конструкция здания не должна допускать вибрацию, превышающую допустимые значения по техническим условиям оборудования комплекса технических средств (частота 25 Гц, амплитуда 0,1 мм);
перекрытия должны быть рассчитаны на нагрузку 7,4 кПа;
прокладка кабелей производится в специальных каналах, расположенных за шкафами УВК, без установки двойного пола;
стены помещений должны иметь звукопоглощающее покрытие; допустимый уровень шумов не более 35—40 дБ;
в аппаратном зале предусматривается кондиционирование воздуха с учетом тепловыделения до 15 кВт;
аппаратура внешних запоминающих устройств (магнитные диски, ленты) располагаются в зоне, обеспечивающей функционирование этой аппаратуры в условиях постоянной температуры (изменение температуры не более 2 °C в час) и чистого воздуха (допускается нахождение частиц крупностью не более 2 мк).
В помещении предусматривается пожарная сигнализация.
Большое значение для нормального функционирования АСУ ТП является надежное электроснабжение УВК, поэтому проектом предусмотрена установка агрегатов бесперебойного питания (АБП) статических преобразователей завода «Элек- тровыпрямительэ, г. Саранск. Предусмотрена установка четырех АБП: двух для обслуживания оборудования гидроагрегатов и двух для обслуживания общестан- цнонного оборудования. Обеспечивается их взаимное резервирование.
Каждый из АБП состоит из выпрямителя и инвертора. В нормальном режиме работы АБП питаются переменным током от системы собственных нужд ГЭС (от разных источников). При этом переменный ток сначала преобразуется в выпрямителях в постоянный, а затем в инверторах вновь в переменный.
При потере питания от системы собственных нужд инвертор за минимальное время (не более 0.5 периода) переходит на питание от станционной аккумуляторной батареи напряжением 220 В, чем обеспечивается бесперебойность питания.
Организация эксплуатации АСУ ТП. Обязанности по обслуживанию технических средств и сопровождение программного обеспечения возлагаются на участок АСУ ТП, входящий в состав электроцеха.
Участок имеет следующие подразделения (группы): технических средств; обслуживания внешних связей и средств сбора-передачи информации; математического обеспечения н развития АСУ ТП.
Основными видами ухода и ремонт;, оборудования УВК являются повседневное техническое обслуживание; текущий, средний и капитальный ремонты.
Все виды технического обслуживании и ремонтов (кроме капитального) производятся штатным персоналом группы технических средств. Для проведения капитального ремонта привлекаются спсиналнзиро ванные организации.
Изложенный в настоящей главе пример АСУ ТП разработан для централизованной системы управления с одной мннн- УВМ.
При разработке АСУ для конкретных ГЭС и ГАЭС рекомендуется пользоваться рекомендациями § 19.9.
ПЕРСПЕКТИВНОЕ ПОСТРОЕНИЕ СИСТЕМ УПРАВЛЕНИЯ
До настоящего времени создавались АСУ ТП ГЭС с использованием одной центральной минн-УВМ, на которую возлагались все функции управления от сбора данных до вывода управляющих воздействий.
Более перспективными являются рассредоточенные системы управления с использованием сети микроУВМ, каждая из которых управляет своим объектом или
У СО гиброагрсвата N^A^
МГР
МГР [ МГР
МКУБ} МВВчис КБ АЦП МВВис МКУБ |м^с ПКТ]
РИМ
РИМ
мвс\
мвс
К У СО Аг -* МВС
У СО ЦПУ
мн мн
КБ АЦП МКУБ
РИМ
МГР МГР
МКУБ) ^83^
РИМ р МВС
У СО ОРУ
МГР МГР
мн мн
[мер ] Гмгр
МВОчас МВбчп
КБ
МКУБ АЦП МКУБ МВВис
РИМ
РИМ
Аппаратный зал CM-2N
ПР1
СВВ
СВВ
свв
кусо А3-*-нвс ::
ЦПУ
мвс
МВС - ТГЦ
К у СО А
МВС
К УСО А$*
МВС - ТГЦ
к у со А6 -*
РМОТ МСАПД~1
МВС -
МСАПД
ПТ о
АДС
ВТАН У ВПК
Кабинет гласного инженера
АДС
ВТА
Рис.Рис.
Рис.
Рис.
Структурная схема комплекса технических средств
осуществляет свою функцию управления, например микроУВМ, управляющая одним гидроагрегатом и регулирующая параметры его режима — напряжение, мощность и т. п.
Рассредоточенные системы управления должны быть более надежными, гибкими, дешевыми. Они позволяют лгчше использовать вычислительный ресурс УВМ высшего уровня.
Построение таких систем стало возможным с появлением микропроцессоров и микроЭВМ.
МикроЭВМ представляет собой вычислительную машину, центральная часть которой построена на базе больщих интегральных схем (БИС). Существуют микроЭВМ. центральная часть которых выполнена на одной БИС. МикроЭВМ отличается от мини-ЭВМ меньшими размерами, стоимостью и, самое главное, более высокой надежностью. Появление в настоящее время широкой номенклатуры устройств ввода-вывода для микроЭВМ позволяет использовать их в системах управления.
Представляется, что в перспективе ав
томатизированные системы управления будут построены как многоуровневые, причем на каждом уровне с помощью мик- роЭВМ будет решаться та или иная функция (или функции) системы управления.
На микроЭВМ можно выполнить локальные устройства защиты я автоматики оборудования ГЭС, локальные системы регулирования на энергообъектах (регуляторы возбуждения, частоты вращения турбин н т. д.), системы, обеспечивающие сбор, обработку, контроль достоверности получаемой информации с объекта управления и передачу этой информации на более высокий уровень управления. Различными организациями (ВНИИэлектро- маш, ВЭИ нм. В. И. Ленина. ПО ЛМЗ, ЛПЭО «Электросила» и др.) ведутся разработки регуляторов и систем централизованного контроля оборудования ГЭС на базе микроЭВМ.
Ориентация на выпускаемую в настоящее время или в ближайшем будущем вычислительную технику позволила создать несколько структур управления с разной степенью интеграции.
Так. для ряда ГЭС (Вилюйской ГЭС-3. Ленинградской ГАЭС и др.) при решении задачи агрегатного уровня используются терминалы вычислительных связен с объектом (ТВСО) на базе микропроцессора СМ50/60. разработанного и изготовленного НПО «Импульс» (г. Северодонецк). При этом все задачи агрегатного уровня (управление режимами работы агрегата н его вспомогательного оборудования, регулирование режимных параметрон агрегата, сигнализация неисправностей, контроль теплового и вибрационного состояния агрегата) осуществляются с помощью одного ТВСО. Этот ТВСО также осуществляет сбор, обработку и контроль достоверности параметров гидроагрегата для передачи информации на верхний иерархический уровень управления и решения обшестанннонных задач.
Для других ГЭС (например, Богучанской) нижний уровень управления разрабатывается с большей степенью интеграции. Каждая задача управления, регулирования контроля за состоянием гидроагрегата решается на своем субкомплсксе, имеющем свою микроЭВМ.
На агрегатном уровне предусматривается четыре субкомплекса:
субкомплекс автоматического регулирования частоты вращения (АРЧ), выполняющий функции регулирования частоты и мощности турбины, управления гидротурбиной и выдачи сигналов о неисправности гидротурбины и субкомплекса;
субкомплекс автоматического регулирования и управления возбуждением (АРУВ). выполняющий функции автоматического регулирования возбуждения генератора, управления тиристорными преобразователями системы возбуждения, управления возбуждением выдачи сигналов о неисправности системы возбуждения и субкомплекса;
субкомплекс управления и сигнализации (УИС), выполняющий автоматическое управление агрегатом (пуск, остановку нормальную и аварийную, перевод агрегата в различные режимы), координацию управления субкомплексами АРЧ и АРУВ, местное управление агрегатом и взаимодействие с персоналом, сбор, обработку информации и контроль ее достоверности, связь с общестанционным уровнем АСУ ТП;
субкомплекс температурного контроля и диагностики (СТКД), обеспечивающий эксплуатационный контроль, регистрацию температуры агрегата и его вспомогательного оборудования, сигнализацию, автоматическую регистрацию отклонений температуры от значений, соответствующих нормальному режиму работы гидроагрегата и его вспомогательных систем, сигнализацию неисправностей субкомплекса. математическую обработку параметров и накопление статистических дан
ных по надежности, условиям эксплуатации, определению ресурса работы гидроагрегата. выполнение диагностических алгоритмов.
В настоящее время разрабатываются автоматизированные системы управления ГЭС, имеющие иерархическую структуру с двумя явно выраженными уровнями — общественным и агрегатным. НПО «Импульс» разработал и продолжает совершенствовать двухуровневой комплекс технических средств с мини-ЭВМ СМ-1210 на верхнем уровне и устройством сбора информации со встроенным макропроцессором типа ТВСО-I. НПО «Севкавэлсктронмаш» (г. Нальчик) разрабатывает высоконадежный двухуровневый комплекс типа ТА-100-2 на базе микропроцессоров на каждом уровне.
Основные работы по развитию я совершенствованию средств управляющей вычислительной техники для АСУ ТП ведутся в трех основных направлениях:
развитие и совершенствование устройств сбора информации со встроенными микропроцессорами;
развитие и совершенствование комплексов, предназначенных для использования на верхнем иерархическом уровне АСУ ТП;
разработка отказоустойчивых управляющих комплексов.
Основными направлениями развития устройств сбора информации и связи с объектом (УСО) являются следующие:
расширение номенклатуры подключаемых периферийных устройств и модулей;
увеличение числа периферийных устройств и модулей, подключаемых к УСО;
создание резервируемых комплексов требуемого состава;
увеличение эффективной производительности в 10 раз, а максимального объема оперативной памяти в 32 раза.
Серийный выпуск таких ТВСО планируется с 1989 г.
Для верхнего уровня АСУ ТП в 90-е годы предполагается использовать в основном комплекс СМ-1210, который имеет лучшие характеристики оперативной памяти (4 Мбайт) и быстродействия (2.2 млн. операций в секунду), и выпускаемые в настоящее время комплексы СМ-2М. Кроме того, расширяется номенклатура периферийных устройств, подключаемых к комплексам в составе УВК. усовершенствуется контрольно-диагностическая система. а именно обеспечивается диагностика всех логических блоков процессора с использованием принципа микропрограммирования. Время обнаружения неисправности составляет не более 25 мин.
Новым этапом в развитии средств управляющей вычислительной техники серии АСВТ-М-СМЭВМ-АСПТ-ПС является разработка и изготовление комплексов 327
ПС-IOOI. которые будут иметь следующие основные преимущества ио сравнению с комплексами типа СМ-2М и ТВСО:
возможность компоновки дублированных и утроенных комплексов, выпускаемых как единое целое с соответствующей операционной системой, что позволит получать высокие показатели надежности функционирования комплексов технических средств в АСУ ТП; большие вычислительные возможности; лучшие метрологические характеристики; возможности заказа разнотипных исполнений, выпускаемых как законченное метрологически аттестованное изделие.
Научно-производственное объединение «Севкавэлектронмаш» разрабатывает управляющий телеавтоматический комплекс повышенной надежности на базе микропроцессорной техники ТА-100-2. Этот комплекс предназначен для использования его в АСУ аварийными режимами энергосистем. а также в АСУ ТП ГЭС, требующих повышенной надежности.
Для построения комплексов различной архитектуры и назначения будут разработаны базовые конфигурации: терминал связи с объектом, центральное обрабатывающее устройство, рабочее место оператора-технолога.
Построение комплекса блочное. В блоках устанавливаются модули: оперативного запоминающего устройства, перепрограммируемого запоминающего устройства, сопряжения. передачи сигналов, управления и др. Аппаратура резервируемых модификации должна размешаться в трех напольных шкафах размером каждый 1800 X 800 X X 750 мм.
Процессор с модулями памяти должен иметь следующие основные характеристики: быстродействие нс менее 150 тыс. операций в секунду, разрядность слова 16 бит, максимальный объем памяти 64 тыс. слов.
Комплекс может обеспечить решение задач управления как на нижнем (агрегатном) уровне на терминале связи с объектом, так и на верхнем (общестанционном) уровне на центральном обрабатывающем устройстве. Дальнейшее развитие комплекса будет осуществляться за счет увеличения быстродействия (300—400 тыс. операций в секунде), увеличения номенклатуры модулей. Серийный выпуск комплекса намечен на 1989 г.
Изучение зарубежного опыта разработки и эксплуатации АСУ ТП ТЭС, ГЭС и АЭС показало аналогичность подхода к использованию технических средств вычислительной техники и разработки АСУ ТП. Централизованные системы управления получили наибольшее распространение в США в 70-х годах. В настоящее время системы эксплуатируются. Опыт эксплуатации выявил такой недостаток, как трудность или невозможность увеличения объе
ма н производительности системы — изменение режима работы электростанции или включение дополнительных задач затруднено или невозможно. Также затруднена совместимость с новыми устройствами.
В настоящее время внедряются функционально-групповые. распределенные иерархические системы управления объектом. При распределении управляющих средств эти системы обеспечивают управление процессом как единым целым с координацией его отдельных частей. Такая система широко распространена за рубежом, в основном в Западной Европе. Преимущественное развитие централизованных систем в США объясняется меньшей стоимостью ЭВМ по сравнению с европейскими странами, что позволило осуществлять дублирование комплекса технических средств.
В последние годы за рубежом получили распространение распределенные иерархические системы с групповым управлением на базе использования микропроцессоров. Устройства группового управления здесь связаны между собой и управляются устройствами более высокого уровня. Объем информации для каждого из уровней уменьшается (сверху вниз), а требования к быстродействию возрастают. Обычно такие АСУ ТП двухуровневые. Нижний уровень осуществляет сбор и обработку, контроль достоверности информации от объекта, управление, защиту и передачу сигналов на верхний уровень, который осуществляет координирующее управление и управление уставками регуляторов нижнего уровня, наблюдение, регистрацию, связь с верхними уровнями.
Для распределенной системы главным признаком является то, что каждой функции соответствует свое устройство, ее реализующее. Это и дает главный эффект распределения — выход из строя единицы управляющего оборудования приводит к потере управления только соответствующей единицы оборудования и, таким образом, не распространяется на весь процесс.
Предпочтение, которое отдается теперь распределенным системам при построении АСУ ТП электростанций рядом зарубежных фирм, даже при некотором увеличении стоимости оборудования по сравнению с централизованными АСУ ТП, объясняется значительным уменьшением стоимости связей на современных энергетических объектах, увеличением надежности, ремонтопригодности и пр.
Эти системы являются наилучшнми для АСУ ТП при рассредоточенных в пространстве объектах управления.
Их нецелесообразно применять для иправления только простейшими технологическими процессами с небольшим числом коротких связей с объектом.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
К главам /—3
Егоршнн С. И. Водоприемники н сороудерживающие устройства гидроэлек- тростанций/Обзорная информация. Информэнерго, 1978.
Нормы технологического проектирования гидроэлектрических и гидроаккумулирующих электростанций: ВНТП 41-85/ Минэнерго, 1986.
Подъемные механизмы гидротехнических сооружений/Под ред. В. Я. Мар- терсона. М.: Энергия, 1978.
Полонский Г. А. Механическое оборудование гидротехнических сооружений. М.: Энергоиздат, 1982.
Савин Д. М. Компоновка механического оборудования гидроэлектростанций. М.: Энергия, 1981.
СНиП Ш-18-75. Металлические конструкции. ЦИТП Госстроя СССР, 1976.
Указание по проектированию стальных трубопроводов гидротехнических сооружений: МУ 34-747-76/Минэнерго СССР, 1977.
К главе 4*
ГОСТ 25711-83. Краны мостовые электрические общего назначения грузоподъемностью от 5 до 50 т. Типы, основные параметры и "размеры. М.: Изд-во стандартов, 1985.
Правила устройства и безопасной эксплуатации грузоподъемных кранов. М.: Металлургия, 1976.
К главам 5—9*
РД 34.49.101-87. Инструкция по проектированию противопожарной защиты энергетических предприятий/Минэнсрго СССР, 1987.
Гамус И. М„ Цветов И. М. Возду- хопрнготовительные установки для воздушных выключателей. Л.: Энергоатомиз- дат, 1985.
Гамус И. М., Картелев Б; Г., Яс- вонский Л. И. Техническое водоснабжение регулируемыми эжекторами. Л/. Энерго- атомиздат, 1986.
ГОСТ 12.4.009—83. Пожарная техника для защиты объектов. Общие требования. М.: Изд-во стандартов, 1983.
ГОСТ 12.2.037—78*. Требования безопасности. Техника пожарная. М.: Изд-во стандартов, 1983.
ОСТ 108.004.02—81. Оборудование энергетическое. Номенклатура применяемых нефтяных масел и смазок. М.: Изд-во стандартов, 1981.
Правила устройства и безопасной эксплуатации стационарных компрессорных установок воздуховодов и газопроводов. М.: Металлургия, 1973.
Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давленисм/М/. Металлургия, 1976.
Правила устройства электроустановок. ПУЭ. Изд. 6-е. М.: Энергоатомизлат, 1986.
РД РТМ 26-12-39. Рекомендации по повышению технико-экономических показателей. Компрессорные станции общего назначения/Минхнммаш СССР. М.. 1981.
РД РТМ 50-213-80. Правила измерения расхода газов и жидкостей стандартными сужающими устройствами.
РТМ 800-723-80. Трансформаторы силовые, транспортирование, разгрузка, хранение, монтаж и ввод в эксплуатацию. М„ Мннэлсктротсхпром. 1980.
Рекомендации по защите систем технического водоснабжения электростанций от обрастания моллюском дрейссеной. П72-78. Л.: ВНИИГ, 1978.
СН 527-80. Инструкция по проектированию технологических трубопроводов Рт до 10 МПа. М.: Стройиздат. 1981.
СНиП 2.04.09-84. Пожарная автоматика зданий и сооружений. М.: ЦИТП Госстроя СССР. 1985.
СНиП 3.05.05-84. Технологическое оборудование и технологические трубопроводы. М.: ЦИТП Госстроя СССР. 1985
Справочник по гидротурбннам/Пол ред. Н. Н. Ковалева. Л.: Машиностроение, 1984.
К главам 10, 11
Гидроаккумулирующие элсктростан- ции/Под ред. Л. Б. Шейнмана. М/. Энергия, 1978.
Держко М. В., Держко А. М . Держко Р. М. Современные зарубежные ГАЭС//Энергохозяйство за рубежом. 1982. № I. с. 31—37.
Держко М. В., Каминский П. В. Особенности гидросилового и электротех-
• См. также (2).
• См. также {2J.
ннчсскогп оборудования современных зарубежных ГЭС. ГАЭС, ПЭС//Пзн. Вузов. Сер. Энергетика. 1979. № 9.
Красильников М. Ф., Золотов Л. А.. Бесчастков Г. А. Зарубежный опыт созданий ГАЭС//Тр. Гидропроскта. 1978. № 64. С. 17-25.
Кубичен Б. Гидроаккумулирующая электростанция Черны Ваг (ЧССР)//Чехословацкая тяжелая промышленность. 1981. № 1. С. 2—7.
Петлах Антонин. Гндроаккумули реющая электростанция Маркерсбах в ГДР//Чсхослованкая тяжелая промышленность. 1981. № 1. С. 2—7.
Претро Г. А. Крупнейшие ГЭС и ГАЭС зарубежных стран (анализ статистических лаиных)//Энергохозяйство за рубежом. 1980. № ГС. 38—42.
К главам 12—/5
Андриенко Б. К., Гальперин М. И.. Майзель Ю. П. Подшипники гидротурбин. М : Энергоатомиздат, 1985.
Гальперин М. И., Шриро И. И. Монтаж и эксплуатация поворотно-лопастных гидротурбин. М.: Энергия, 1979.
Полушкин К. П. Монтаж гидроагрегатов. Л.: Энергия, 1981.
Пособие по оптимальному выбору труб из углеродистой и низколегированной стали для технологических трубопроводов на Р, до 10 МПа (к СН 527—80). М.: Стропнздат, 1984.
СНиП 11-19-79. Фундаменты машин с динамическими нагрузками. М.: ЦИТП Госстроя СССР, 1980.
Технические условия на монтаж гидроагрегатов/ОРГРЭС. М.. Информэнерго. 1975.
Эксплуатация гидроэлектростанций/ Под ред. В. С. Серкова. М.: Энергия. 1977.
К главе 16
Методические указания по контролю за вибрационным состоянием металлических напорных трубопроводов гидро- электростанций/СПО «Союзтехэнерго». 1979.
Методические указания по наладке н эксплуатации воздушной системы перевода гидроагрегатов ГЭС в режим синхронного компепса.тора/СПО «(^оюзтехэнерго, 1980
Методические указания по составлению местных инструкций по эксплуатации гидротурбинного оборудования и механической части гидрогенератора: МУ 3 4-70-042-83/СПО «Союзтсхэнсрго», 1983.
Методические указания по проведению эксплуатационного контроля вибрационного состояния конструктивных уз- ло« гидроагрегата: МУ 34-70-059-83/СПО ♦Союзтсхэнсрго». 1984.
Методические указания по проведению эксплуатационных энергетических испытаний гидроагрегатов ГЭС/СПО <Союз- техэнерго». 1977.
ОСТ 34-38-446-78. Технические условия на капитальный ремонт/СПО «Союз- техэнерго». 1979.
Отраслевые требования и нормативные материалы по научной организации труда, которые должны учитываться при проектировании новых и реконструкции действующих гидроэлектростанццй/СПО «Союзтехэнерго», 1980.
Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей/Минэнерго СССР. М.: Энергоатомиздат, 1989.
Руководящие указания по проведению испытаний гидроагрегатов до приемки ГЭС в постоянную эксплуатацию/ ОРГРЭС, 1976.
СНиП III-3-8L Приемка в эксплуатацию законченных строительством объектов. Основные положения. М.: ЦИТП Госстроя СССР. 1982.
Справочник по эксплуатации и ремонту гидротурбинного оборудования/Под ред. Е. П. Штерна. М.: Энергоатомиздат, 1985.
К главе 17
Воробьев А. С. Учет стока воды на гидроэлектростанциях. М.: Энергия, 1980.
Рекомендации по применению на ГЭС и ГАЭС изделий приборостроительных заводов, обобщение опыта эксплуатации систем контроля и управления: П-754-82/ Гидропроект. М.: Энергоатомиздат, 1982.
К главе 18, 19
Автоматические приборы, регуляторы и вычислительные системы. Л.: Машиностроение, 1976.
Белоус Б. П. Эксплуатация средств диспетчерского и технического управления энергосистем. М.: Энергоатомиздат, 1983.
СНиП 3-05.07-85. Системы автоматизации. ЦИТП Госстроя СССР, 1986.
Справочник проектировщика автоматизированных систем управления техно- - логическими процессами. М.: Машиностроение, 1983.
Казацкий В. Е. Управляющие машины и системы. М.: Энергия, 1976.
Зарубежные комплексы средств для построения децентрализованных АСУ ТП// Применение микропроцессоров и децентрализованных структур в АСУ ТП/ЦНИИКА 1979.
ПРЕДМЕТНЫЙ УКАЗАТЕЛЬ
Автоматическое управление:
гидроагрегатом 305
гидрогенератором 307
гидротурбиной 306
диспетчерское (АСДУ) 311
затворами 23
компрессорами 77
насосами 97
пожаротушением 12!
Автомобильные дороги 261
Алгоритмическая структура подсистемы:
ГРАМ 322
ИРАП 325
УВЭР 322
Арматура трубопроводная Вб, 88, 112, 290
Аэрационная труба 16
База оборудования 258
Байпас затвора 18. 40
Баки:
ыаслоиапоряых установок 61
масляные 64, 65
Баковое помещение 66, 68 , 72
Биение вала 271
Борьба с:
дрейсеной 114
засорением турбинных водоводов 12
обледенением решеток 8
Быстродействие затвора 23
Вал:
гидрогенератора 285
гидротурбины 181
Вибрация допустимая:
гидроагрегата 294
гидрогенератора 291, 295
гидротурбины 291. 295
Воздухопроводы 91
Воздухоохладитель гидрогенератора 92, 93
Водовод турбинный 16
Водоприемник:
гидротурбины 16
технического водоснабжения 96
Водоснабжение:
противопожарное
— насосное 117
— самотечное 117 техническое — насосное 96. 100 — самотечное 96. 98 — эжекторное 96. 99
Выключатель воздушный 76, 77. 83
Высота отсасывания 128
Габариты приближения строений железных дорог 259
Герметичность трубопроводной арматуры 81
Гидравлическое сопротивление:
коэффициенты 101
расчет 104
Гидрогенератор:
зонтичный 206. 212. 214. 283
капсульный 204
подвесной 208. 282
Гидродннамометр 55
Гидропривод 24
Гидротурбина:
диагональная 190
капсульная 180. 220
ковшевая 200 . 228
обратимая 201
поворотно-лопастная 222, 268
пропеллерная 190, 224 радиально-осевая 192. 225. 268 Грейфер «Полип» 13
Двигатели-гидрогенераторы 218. 229
Дегазация масла 69
Диаметр:
капсулы 180 . 220
рабочего колеса гидротурбины 222
расточки статора 205
статора гидрогенератора 205
шахты турбины 164
Диафрагма расходомерная 112, 114
Дискретная информация 323
Задвижки запорные 111
Закладные части гидротурбины 267
Затвор:
аварийно-ремонтный 16 бнпланный 33 водоприемника 16
дисковый с плоскоскошенным диском 31.33 кольцевой 45 плавучий 27 плоский 25
ремонтный 16
отсасывающей трубы 25 шаровой 35
Испытание:
гидрогенератора 284 , 293
гидротурбины 275, 293
крана грузоподъемного 47. 55
Колесо ходовое крана 53
Компенсатор:
водовода 39
затвора 38
Комплекс пусковой 283 , 292 , 295 Компрессор 77. 79, 81. 83. 89. 95 Компрессорные установки 77. 89 Коэффициент: готовности 292 полезного действия гидрогенератора 207 гидротурбины 180 трения 28
Комплексное опробование гидроагрегата 293 Компоновка оборудования отечественных
ГАЭС с насос-турбкнами: вертикальными диагональными 170 радиально-осевыми 165
ГЭС с гидротурбинами: вертикальными диагональными 140 поворотно-лопастными 133 раднально-осевымп 143 двухрядного расположения 149 вертикальными ковшовыми 174, 177 горизонтальными капсульными 129
ГЭС подземного типа 16!
ГЭС с наружным козловым краном 159
ГЭС с полукозловым краном машинного зала 156 ПЭС 179
Компоновка оборудования иностранных:
ГАЭС с насос-турбина ми: вертикальными ковшовыми 245 — многоступенчатыми 242, 253 — радиально-осевыми 243 — горизонтальными 248
ГЭС с гидротурбинами: вертикальными ковшовыми 241 — радиально-осевыми 237 сдвоенными 240
ЭО 1
Схема принципиальная: маслопроводов агрегата 66 масляного хозяйства гидроподъемников 72 — — трансформаторного масла 70 — турбинного масла 69 регенерации масла 67 управления дисковым затвором 42 установки для осушки масла 67 откачки воды: аварийной из здания ГЭС 123 артезианскими насосами 124 горизонтальными насосами 124 дренажной 124, 126 проточной части пневматического хозяйства для: воздушных выключателей 80 зарядки маслонапорных установок н компенсаторного режима 79 создания полыньи 79 торможения, технических нужд и пневмогидравлической аппаратуры 78 Противопожарного водоснабжения насосного 118 самотечного 117 технического водоснабжения насосного 100 самотечного 98 эжекторного 99Теплообменники 94Тормозной путь крана 54 Траверса:подъема трансформаторов 265спаренной работы кранов 263, 265 Трубопроводы противопожарные: питательные 119 подводящие 119 распределительные 119Трубы стальные: бесшовные 88 водогазопроводные 89 электросварные 88Схема принципиальная: маслопроводов агрегата 66 масляного хозяйства гидроподъемников 72 — — трансформаторного масла 70 — турбинного масла 69 регенерации масла 67 управления дисковым затвором 42 установки для осушки масла 67 откачки воды: аварийной из здания ГЭС 123 артезианскими насосами 124 горизонтальными насосами 124 дренажной 124, 126 проточной части пневматического хозяйства для: воздушных выключателей 80 зарядки маслонапорных установок н компенсаторного режима 79 создания полыньи 79 торможения, технических нужд и пневмогидравлической аппаратуры 78 Противопожарного водоснабжения насосного 118 самотечного 117 технического водоснабжения насосного 100 самотечного 98 эжекторного 99Теплообменники 94Тормозной путь крана 54 Траверса:подъема трансформаторов 265спаренной работы кранов 263, 265 Трубопроводы противопожарные: питательные 119 подводящие 119 распределительные 119Трубы стальные: бесшовные 88 водогазопроводные 89 электросварные 88i! (i {Ii! (i {I
Схема принципиальная: маслопроводов агрегата 66 масляного хозяйства гидроподъемников 72 — — трансформаторного масла 70 — турбинного масла 69 регенерации масла 67 управления дисковым затвором 42 установки для осушки масла 67 откачки воды: аварийной из здания ГЭС 123 артезианскими насосами 124 горизонтальными насосами 124 дренажной 124, 126 проточной части пневматического хозяйства для: воздушных выключателей 80 зарядки маслонапорных установок н компенсаторного режима 79 создания полыньи 79 торможения, технических нужд и пневмогидравлической аппаратуры 78 Противопожарного водоснабжения насосного 118 самотечного 117 технического водоснабжения насосного 100 самотечного 98 эжекторного 99
Теплообменники 94
Тормозной путь крана 54 Траверса:
подъема трансформаторов 265
спаренной работы кранов 263, 265 Трубопроводы противопожарные: питательные 119 подводящие 119 распределительные 119
Трубы стальные: бесшовные 88 водогазопроводные 89 электросварные 88
Схема принципиальная: маслопроводов агрегата 66 масляного хозяйства гидроподъемников 72 — — трансформаторного масла 70 — турбинного масла 69 регенерации масла 67 управления дисковым затвором 42 установки для осушки масла 67 откачки воды: аварийной из здания ГЭС 123 артезианскими насосами 124 горизонтальными насосами 124 дренажной 124, 126 проточной части пневматического хозяйства для: воздушных выключателей 80 зарядки маслонапорных установок н компенсаторного режима 79 создания полыньи 79 торможения, технических нужд и пневмогидравлической аппаратуры 78 Противопожарного водоснабжения насосного 118 самотечного 117 технического водоснабжения насосного 100 самотечного 98 эжекторного 99
Теплообменники 94
Тормозной путь крана 54 Траверса:
подъема трансформаторов 265
спаренной работы кранов 263, 265 Трубопроводы противопожарные: питательные 119 подводящие 119 распределительные 119
Трубы стальные: бесшовные 88 водогазопроводные 89 электросварные 88
i
! (
i {
I
i
! (
i {
I
Кран грузоподъемный: автомобильный 57 козловой 15. 19. 262 мостовой 18, 47 , 49 . 66. 262 однобалочный 57 полукозловой 64, 262
Люк монтажный 285
Масло:
гидросистем 59 изоляционное 60 индустриальное 69 компрессорное G) турбинное 59 Маслонапорная установка 76. 274 Маслоочистительное оборудование 63
Маслоохладитель: подпятника 93 подшипника 94 трансформатора 95 Маслоприёмннк гидротурбины 270 Маслопроводы 66 Маслохимнческая лаборатория 73
Масса:
гидрогенератора 204 , 207 гидротурбины 180 двигателя-генератора 204 насос-турбины 202 рабочего колеса 181. 203 ротора генератора 207
Машина решеткоочистная 13
Маховой момент гидрогенератора 2Оо Межремонтный период 297 Механическая мастерская 286 Механическое оборудование водоприемника 5
Монтаж:
гидрогенераторов 279 гидротурбин 265
Мощность: гидрогенератора 206 гидротурбины 186 компрессора 84 насоса 108 привода затвора 43
Нагрузка на:
колеса крана 49
подпятник генератора
Направляющий аппарат 268
Напор ГЭС:
максимальный 192
минимальный 192
расчётный по мощности 192
Напряжение гидрогенератора 207
Насос-турбина 200, 228, 230 , 235
Насосные установки:
дренажные 125
откачки воды из ароточной части турбины
124..с
противопожарные 118
Насосы 108 Номограмма.
веса плоских затворов 28
вибрации гидротурбин 276. 277
вместимости маслонаполненных узлов 261 диаметров отверстий в расходомерных дна фрагмах ИЗ, 114
Нормы-
герметичности трубопроводной арматуры 89 продолжительности ремонта оборудования 298
Объекты автоматического пожаротушения 117
Опорно-ходовые части затвора 17
Оросители противопожарные:
дренчерные 120
пенные 121
Осевое усилие от гкдромашнны 187. 201 Осушка:
м асл* 69
сжатого воздуха 77
Отжатие воды из камеры рабочего кол ас а 76
Отсасывающая труба 16
Оценка-
качества ремонта 298
состояния агрегата 295 . 310
Очистка: воды 111 воздуха 77 масла 62
Параметры и габариты мостовых кранов 48 Планирование технического развития ГЭ< 299 Планы ремонтного обслуживания 297 Пневматические инструменты 74. 81 Пневмогидравлическая аппаратура 75. 82. 300 Подвижной состав железных дорог 260 Подкрановые рельсы 260 Подшипники гидротурбин 92 Пожаротушение: гидрогенераторов 115 кабельных сооружений 116 трансформаторов 116
Полынья перед водосбросами 74
Показатели эксплуатационной надежности 292 Помещение: компрессорной 91 мастерской 286, 288
Плита монтажная 257
Приемка оборудования в эксплуатацию 293. 297 Причал разгрузочный 259 Проект организации эксплуатации ГЭС 296 Пусковой комплекс гидроэлектростанции 292
Разъединитель с пневмоприводом 76
Расход масла 60. 61
— сжатого воздуха 74. 75
Расходомер 112. 300
Расчёт системы: пневматического хозяйства 81 режимы синхронного компенсатора 82 осушения проточной части турбины 126 технического водоснабжения 100
Расчет потерь напора: в затворе 43, 44 в трубопроводах 103 на решетках 12 Реактивность гидрогенератора 207 Ремонт оборудования: капитальный 297 текущий 297 трансформаторов 71 Решеткоочнстная машина 13 Решетки сороудерживающие 49 Ротор гидрогенератора 280
Сбор технологической информации 311 Сдача ГЭС в эксплуатацию 273, 284. 292 Сигнализация неисправностей 316 Система: автоматического пожаротушения 121 — управления агрегатом 305 микропроцессорная 311 откачки вады из ароточной части турбины 122 охлаждения гидрогенератора 93 пожаротушения 115 технического водоснабжения 92
Склад оборудования 261
Скорость действия грузоподъемного крана: передвижения моста 49 — тележки 49 подъема вспомогательного 50 — главного 50
Смазка консистентная 60
Состав атмосферного воздуха 73
Спиральные камеры 184
Станки металлорежущие 289 Структурная схема:
АСУ ТЯ ГЭС. ГАЭС 321 комплекса технических средств 326 оперативного управления ОАСУ «Энергия» 310 программного обеспечения УВМ 320 подсистемы группового регулирования активной мощности 315 — информационного обеспечения 311 измерения расхода воды через гидротурбину 300 контроля при монтаже рабочих механизмов вертикального гидроагрегата 272 проверки линии вала горизонтального агрегата 273 расположения индикаторов для проверки общей линии вала 270
Уплотнение затвора 17
Управление затвором:
дисковым 42
шаровым 41
Управляющие вычислительные машины (УВМ)
ЗИ. 318_
Условия пуска первых гидроагрегатов I ЭС 292
Усилие маневрирования затвором 28
—■ осевое 183
Фланцевые соединения аалов 270
Фильтры водяные 110. 112
Форма технического развития ГЭС:
расширение 229
реконструкция 299
техническое перевооружение 299
Хранение масла 63
Ходовые колеса крана 53
Центровка гидроагрегата 270 . 282
Частота вращения: номинальная 180 разгонная 180
Эжекторы:
нерегулируемые 109. 123
регулируемые И0
Эксвлуатационные требования:
к качеству оборудования 291
монтажа оборудования 292
Эксплуатация гидротурбин 2/3. 29ч
Электрообогрев решеток 8. 10
Энергоразводка 289
332
ОГЛАВЛЕНИЕ
3ГлI а в а 4. Крановое оборудование машинного зала ГЭС46Общие сведения \Мостовые и козловые электрические краны . 'Подъемные средства малой механизации 4647574Раздел 2Вспомогательное оборудование48Гла в а 5. Масляное хозяйство гидроагрегатов и трансформаторная мастерская . . 589121216Назначение масляного хозяйства. Сорта маселРасход, объем и срок службы масла .Обработка маслаТрансформаторная мастерскаяКомпоновка помещений масляного хозяйства 5S60627172Гла в а 6. Пневматическое хозяйство7316161825Потребители сжатого воздухаСхемы пневматического хозяйства Расчеты для выбора оборудования .........Оборудование пневматических установок Компоновки компрессорных установок . 7377818389Гла в а 7. Техническое водоснабжение922729293135Потребители охлаждающей воды .. Выбор способа и схемы технического водоснабжения . . .Гидравлические расчеты системы технического водоснабжения .Оборудование для технического водоснабжения92951001083738404345Гла в а 8. Противопожарное водоснабжение технологического оборудования . Объекты автоматического пожаротушения Выбор системы противопожарного водоснабжения . . . .1151151163ГлI а в а 4. Крановое оборудование машинного зала ГЭС46Общие сведения \Мостовые и козловые электрические краны . 'Подъемные средства малой механизации 4647574Раздел 2Вспомогательное оборудование48Гла в а 5. Масляное хозяйство гидроагрегатов и трансформаторная мастерская . . 589121216Назначение масляного хозяйства. Сорта маселРасход, объем и срок службы масла .Обработка маслаТрансформаторная мастерскаяКомпоновка помещений масляного хозяйства 5S60627172Гла в а 6. Пневматическое хозяйство7316161825Потребители сжатого воздухаСхемы пневматического хозяйства Расчеты для выбора оборудования .........Оборудование пневматических установок Компоновки компрессорных установок . 7377818389Гла в а 7. Техническое водоснабжение922729293135Потребители охлаждающей воды .. Выбор способа и схемы технического водоснабжения . . .Гидравлические расчеты системы технического водоснабжения .Оборудование для технического водоснабжения92951001083738404345Гла в а 8. Противопожарное водоснабжение технологического оборудования . Объекты автоматического пожаротушения Выбор системы противопожарного водоснабжения . . . .115115116
3
Гл
I а в а 4. Крановое оборудование машинного зала ГЭС
46
Общие сведения \
Мостовые и козловые электрические краны . '
Подъемные средства малой механизации
46
47
57
4
Раздел 2
Вспомогательное оборудование
4
8
Гл
а в а 5. Масляное хозяйство гидроагрегатов и трансформаторная мастерская . .
58
9
12
12
16
Назначение масляного хозяйства. Сорта масел
Расход, объем и срок службы масла .
Обработка масла
Трансформаторная мастерская
Компоновка помещений масляного хозяйства
5S
60
62
71
72
Гл
а в а 6. Пневматическое хозяйство
73
16
16
18
25
Потребители сжатого воздуха
Схемы пневматического хозяйства
Расчеты для выбора оборудования .........
Оборудование пневматических установок
Компоновки компрессорных установок .
73
77
81
83
89
Гл
а в а 7. Техническое водоснабжение
92
27
29
29
31
35
Потребители охлаждающей воды ..
Выбор способа и схемы технического водоснабжения . . .
Гидравлические расчеты системы технического водоснабжения .
Оборудование для технического водоснабжения
92
95
100
108
37
38
40
43
45
Гл
а в а 8. Противопожарное водоснабжение технологического оборудования .
Объекты автоматического пожаротушения
Выбор системы противопожарного водоснабжения . . . .
115
115
116
3
Гл
I а в а 4. Крановое оборудование машинного зала ГЭС
46
Общие сведения \
Мостовые и козловые электрические краны . '
Подъемные средства малой механизации
46
47
57
4
Раздел 2
Вспомогательное оборудование
4
8
Гл
а в а 5. Масляное хозяйство гидроагрегатов и трансформаторная мастерская . .
58
9
12
12
16
Назначение масляного хозяйства. Сорта масел
Расход, объем и срок службы масла .
Обработка масла
Трансформаторная мастерская
Компоновка помещений масляного хозяйства
5S
60
62
71
72
Гл
а в а 6. Пневматическое хозяйство
73
16
16
18
25
Потребители сжатого воздуха
Схемы пневматического хозяйства
Расчеты для выбора оборудования .........
Оборудование пневматических установок
Компоновки компрессорных установок .
73
77
81
83
89
Гл
а в а 7. Техническое водоснабжение
92
27
29
29
31
35
Потребители охлаждающей воды ..
Выбор способа и схемы технического водоснабжения . . .
Гидравлические расчеты системы технического водоснабжения .
Оборудование для технического водоснабжения
92
95
100
108
37
38
40
43
45
Гл
а в а 8. Противопожарное водоснабжение технологического оборудования .
Объекты автоматического пожаротушения
Выбор системы противопожарного водоснабжения . . . .
115
115
116
Предисловие
Раздел /
Механическое и крановоеоборудование
Глава 1. Сороудерживающие решетки и средства их очистки . . . .
Расположение, способ установки и условия работы сороудер- жннающпх решеток .
Меры борьбы с обледенением решеток .
Конструкции сороудерживающих решеток .. . .. .
Расчет потерь напора на решетках.
Сороочистные устройства . .
Глава 2. Затворы водоприемников, отсасывающих труб и механизмы для их обслуживания
Классификация затворов, их расположение и условия работы
Конструкция затворов водоприемников .
Механизмы для обслуживания водоприемников .. . . . .
Конструкции ремонтных затворов отсасывающих труб и механизмы для их обслуживания
Определение массы плоских затворов и усилий при маневрировании затворами
Глава 3. Предтурбинныс затворы
Назначение и типы затворов
Конструкции дисковых затворов . .
Конструкции шаровых затворов ..
Установка затворов на турбинном водоводе
Компенсаторы, воздушные кла- паны. байпасы
6. Схемы управления затворами
Потери напора в затворах и выбор мощности привода затвора (объема сервомоторов)
Кольцевой турбинный затвор
Оборудование системы водоснабжения. .118
. Автоматизация противопожарного водоснабжения .. . . 121
Глава 9. Откачка воды из проточного тракта гидротурбины и дренажных колодцев122
Назначение откачивающих устройств .. .122
Выбор схемы откачки воды 122
Выбор оборудования насосных станций125
Контрольно-измерительные приборы . . . 127
Раздел 3
Компоновки оборудованияГЭС и ГАЭС
Глава 10. Основные параметры и компоновки оборудования отечественных ГЭС и ГАЭС . . . . 128
Основные параметры гидро- машин 180
Основные параметры гидрогенераторов и двигателей-гидрогенераторов204
Глава 11. Основные параметры гидромашин зарубежных ГЭС, ГАЭС и ПЭС . 220
Раздел 4
Организация монтажаоборудования
Глава 12. Монтажные площадки . . 256
Местоположение и габариты монтажных площадок .256
Подъездные пути и базы хранения оборудования .258
Выбор грузоподъемности и числа кранов . .262
Специальные приспособления 263
Глава 13. Организация монтажа гидравлических турбин 265
Проект организации монтажа 265
Монтаж закладных частей 267
Монтаж рабочих механизмов 267
Техническая документация на смонтированное оборудование 272
Международные рекомендации по вводу в эксплуатацию, эксплуатации и обслуживанию гидравлических турбин (Стандарт МЭК. Публикация 545. 197G) .273
Наладочные работы перед пуском гидроагрегата274
Международные рскомеплапин по натурным измерениям вибраций и пульсаций в гидравлических турбинах, насосах и обратимых насос-турби- нах . . . . 278
Глава 14. Организация монтажа вертикальных гидрогенераторов . . . 279
Основные положения . . . . 279
Сборка ротора280
Сборка статора282
Сборка генератора а кратере гидроагрегата ..282
Предпусковые работы и подготовка генератора к пуску 283
Комплексное опробование генератора под нагрузкой . . 284
Глава 15. Ремонтные мастерские и монтаж вспомогательного обор удо- вания - 285
Требования к ремонтопригодности285
Ремонтные мастерские ..286
Энергоразводка и переносные инструменты ..289
Монтаж вспомогательного оборудования 290
Раздел 5
Организация эксплуатацииоборудования
Глава 16. Эксплуатация оборудования гидроэлектростанций . .291
Эксплуатационные требования
к качеству оборудования .291
Основные требования к вводу в эксплуатацию оборудования в условиях незавершенного
строительства гидроузла 292
Основные положения приемки оборудования в эксплуатацию 293
Организация эксплуатации оборудования .294
Организация ремонта обор\‘- дования . . . . ..296
Основные принципы планирования технического развития ГЭС . . . 299
Глава 17. Система контроля режима водотока . . . . 300
Глава 18. Автоматизация работы гидроагрегатов и вспомогательного оборудования ГЭС и ГАЭС .305
Основные принципы автоматизации . . .305
Объем автоматизации . . . 306
Условные обозначения на схемах автоматики гидроагрегат 309
Г лГ л316317319320325329331316317319320325329331
Г л
Г л
316
317
319
320
325
329
331
316
317
319
320
325
329
331
а н а 19. Основы построения АСУТП ГЭС к ГАЭС.309
Предпосылки создания АСУТП ГЭС и ГАЭС ,309
Назначение и основные задачи. решаемые системой . .311
Группа подсистем информационного обеспечения . . .311
Группа подсистем оперативно-технологического управления 314
Группа подсистем производственно-технологического управления
Техническое обеспечение АСУ ТП ГЭС
Общая структура программного обеспечения
Пример разработки АСУ ТП ГЭС
Перспективное построение систем управления
Список литературы
Предметный указатель
Справочное изданиеВ двух томах
Гидроэнергетическое и вспомогательноеоборудование гидроэлектростанций
Т О М 2
Вспомогательное оборудование гидроэлектростанций
Редактор издательства А. Д. Ш мелькина
Художественные редакторы Г. И. Панфилова и Б. Н. ТуминТехнический редактор Н. П. СобакинаКорректор И. А. Володяева
И Б № 336
Сдано в набор 19.01.89. Подписано в печать 08.06.89. Г-11184. Формат 70X100V16- Бумага типографская № к Гарнитура литературная. Печать высокая Уел. печ. л. 27,3. Усл. кр.-отт. 27.3. Уч.-изд. л 31.87. Тираж 3500 экз Зак. № 56. Цена 2 руб. Юкоп.
Энергоатомиздат. 113114 Москва, М-114, Шлюзовая наб., 10
Ленинградская типография № 2 головное предприятие ордена Трудо-вого Красного Знамени Ленинградского объединения «Техническаякнига» нм Евгении Соколовой Государственного комитета СССР попечати. 198052, Ленинград. Л-52. Измайловский проспект, 29.