СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ

17330282.27.140.018-2008

Гидротурбинные установки. Условия
поставки. Нормы и требования

Москва 2008

Гидротурбинные установки. Условия поставки.
Нормы и требования

Дата ввода - 2008-07-30

Предисловие

Цели и принципы стандартизации в Российской Федерации установлены Федеральным законом от 27 декабря 2002 г. № 184-ФЗ «О техническом регулировании», а общие положения при разработке и применении стандарта организации - ГОСТ Р 1.4-2004 «Стандартизация в Российской Федерации. Стандарты организаций. Общие положения».

В настоящем стандарте учтены основные нормативные положения следующих международных стандартов:

- Публикация МЭК. Гидротурбины, гидроагрегаты ГАЭС и турбонасосы. Тендерные документы. Часть 1. Общие положения и приложения (IEC/TR3 61366-1, 1998)

- Публикация МЭК. Гидротурбины, гидроагрегаты ГАЭС и турбонасосы. Тендерные документы. Часть 4. Руководство по составлению технических условий на поворотно-лопастные турбины и пропеллерные турбины (IEC/TR3 61366-4, 1998)

- Публикация МЭК. Турбины гидравлические, насосы гидроаккумулирующих станций и насос-турбины. Оценка кавитационных разрушений (IEC 60609-1, 2004)

- Публикация МЭК. Турбины гидравлические, гидроагрегаты ГАЭС и турбонасосы. Полевые приемочные испытания для определения пропускной способности (IEC 60041, 1991 с изменениями от 1996 г.)

- Публикация МЭК. Турбины гидравлические, аккумулирующие насосы и турбонасосы. Приемочные испытания на модели. (IEC 60193, 1999)

Сведения о стандарте

1. РАЗРАБОТАН НП «Гидроэнергетика России»

2. ВНЕСЕН НП «Гидроэнергетика России»

3. ПРИНЯТ И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ приказом ОАО РАО «ЕЭС России» от 30 06.2008 № 308

4. ВВОДИТСЯ ВПЕРВЫЕ

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

Стандарт организации ОАО РАО «ЕЭС России» «Гидротурбинные установки. Условия поставки. Нормы и требования (СТО-092)» (далее - Стандарт) разработан в соответствии с требованиями Федерального закона № 184-ФЗ «О техническом регулировании».

Стандарт является корпоративным нормативным техническим документом и предназначен для реализации современных требований технического регулирования в процессе проектирования, изготовления и приемки в эксплуатацию гидротурбинных установок для гидроэлектростанций при новом строительстве, реконструкции и техническом перевооружении с целью создания надежного и конкурентоспособного оборудования, соответствующего высокому уровню безопасности при эксплуатации.

Стандарт входит в группу Стандартов «Гидроэлектростанции».

Стандарт должен быть пересмотрен в случаях ввода в действие новых технических регламентов и национальных стандартов, содержащих требования, не учтенные в проекте Стандарта, а также при необходимости введения новых требований и рекомендаций, обусловленных развитием новой техники.

СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ ОАО РАО «ЕЭС РОССИИ»

Дата введения - 2008-07-30

1. Область применения

1.1. Объектом регулирования Стандарта являются гидротурбинные установки и связанные с ними процессы их заказа, поставки и ввода в эксплуатацию. Стандарт регулирует отношения, возникающие при применении и исполнении в процессе поставки требований к гидротурбинному оборудованию, обеспечивающих безопасность их эксплуатации, технического обслуживания, консервации.

1.2. Стандарт предназначен для применения при организации конкурсов на проектирование, изготовление, поставку, монтаж и пуск в эксплуатацию гидротурбинных установок для гидростанций (ГЭС) и гидроаккумулирующих станций (ГАЭС) в части реализации требований к их параметрам, конструкции, материалам, условиям приемки, поставки и ввода в эксплуатацию, обеспечивающих эффективную, надежную и безопасную эксплуатацию поставляемого оборудования.

1.3 Стандарт устанавливает требования и нормы к условиям поставки гидротурбинных установок вертикального и горизонтального исполнения для гидроэлектростанций.

1.4 Стандарт распространяется на следующее оборудование гидроэлектростанций:

• гидротурбинные установки с рабочими колесами следующих типов:

- поворотно-лопастные;

- пропеллерные;

- радиально-осевые;

• обратимые гидроагрегаты;

• на систему автоматического управления гидротурбинной установкой.

Требования Стандарта предназначены для применения генерирующими компаниями (эксплуатирующими организациями-заказчиками гидротурбинного оборудования) при формировании технических требований на поставку гидротурбинных установок и их частей для гидроэлектростанций.

1.5. Стандарт определяет объем проверок и испытаний при приемке оборудования в эксплуатацию, минимально необходимый для оценки соответствия техническим требованиям к поставляемому оборудованию, а также для принятия решений о проведении дополнительных натурных испытаний по специальным программам.

1.6. Стандарт устанавливает общие требования и нормы в сфере своего применения. Стандарт не учитывает все возможные особенности исполнения его требований для отдельных гидроэлектростанций. В развитие Стандарта генерирующей компанией (собственником, эксплуатирующей организацией) - заказчиком оборудования должны быть разработаны дополнительные требования, учитывающие особенности поставки оборудования на конкретную гидроэлектростанцию, не противоречащие требованиям действующих нормативных документов, настоящего Стандарта и не снижающие уровень этих требований.

2. Нормативные ссылки

В Стандарте использованы нормативные ссылки на следующие законодательные акты и стандарты:

Федеральный Закон РФ от 27.12 2002 г. № 184-ФЗ «О техническом регулировании»

ГОСТ Р 1.4-2004 Стандартизация в Российской Федерации Стандарты организации Общие положения

ГОСТ Р 1.5-2004 Правила построения, изложения, оформления и обозначения

ГОСТ 15467-79 (СТ СЭВ 3519-81) Управление качеством продукции. Основные понятия. Термины и определения

ГОСТ 16504-81* Система государственных испытаний продукции. Испытания и контроль качества продукции. Основные термины и определения

ГОСТ 1943 1-84 Энергетика и электрификация. Термины и определения

ГОСТ 27.002-89 Надежность в технике. Основные понятия. Термины и определения

ГОСТ 2.601-2006 ЕСКД. Эксплуатационные документы

ГОСТ 23956-80 Турбины гидравлические. Термины и определения.

ГОСТ 27528-87 Турбины гидравлические поворотно-лопастные, радиально-осевые. Типы. Основные параметры

ГОСТ 27807-88 Турбины гидравлические вертикальные. Технические требования и приемка

ГОСТ 14192-96 Маркировка грузов

ГОСТ 12969-67 Таблички для машин и приборов Технические требования

ГОСТ 12971-67 Таблички прямоугольные для машин и приборов. Размеры

ГОСТ 8339-84 Установки маслонапорные для гидравлических турбин. Технические условия

ГОСТ 4.425-86 Система показателей качества продукции. Турбины гидравлические. Номенклатура показателей

ГОСТ 4.427-86 Система показателей качества продукции. Оборудование гидравлических турбин. Номенклатура показателей

ГОСТ 2.314-68 ЕСКД. Указания на чертежах о маркировании и клеймении изделий

ГОСТ 12.2.049-80 ССБТ. Оборудование производственное. Общие эргономические требования

ГОСТ 12.4.040-78* ССБТ. Органы управления производственным оборудованием. Обозначения

ГОСТ 12.2.062-81* ССБТ. Оборудование производственное. Ограждения защитные

ГОСТ 12.1.004-91* ССБТ. Пожарная безопасность. Общие требования

ГОСТ 12.1.003-83* ССБТ. Шум. Общие требования безопасности

ГОСТ 12.2.007.1-75 Система стандартов безопасности труда. Машины электрические вращающиеся. Требования безопасности

ГОСТ 12.2.007.0-75 Система стандартов безопасности труда. Изделия электротехнические. Общие требования безопасности

ГОСТ 12.2.003-91 ССБТ Оборудование производственное. Общие требования безопасности

ГОСТ 6651-94 Термопреобразователи сопротивления. Общие технические требования и методы испытаний

ГОСТ 26.011-80* Средства измерений и автоматизации. Сигналы тока и напряжения электрические непрерывные входные и выходные

ГОСТ 12405-81 Регуляторы электрогидравлические для гидравлических турбин. Технические условия.

ГОСТ 8339-84 Установки маслонапорные для гидравлических турбин. Технические условия.

ПБ 03-576 Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением

СТО 17330282.27.140.001-2006 Методики оценки технического состояния основного оборудования гидроэлектростанций

Примечание. При использовании настоящего стандарта целесообразно проверить действие ссылочных стандартов и классификаторов в информационной системе общего пользования - на официальном сайте национального органа Российской Федерации по стандартизации в сети Интернет или по ежегодно издаваемому информационному указателю «Национальные стандарты», который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по соответствующим ежемесячно издаваемым информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен (изменен), то при использовании настоящего стандарта следует руководствоваться замененным (измененным) документом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

3. Термины и определения

В Стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями:

3.1 ввод в эксплуатацию: Событие, фиксирующее готовность изделия к использованию по назначению и документально оформленное в установленном порядке

3.2 генеральный проектировщик - Проектная организация, ответственная за выполнение комплекса проектных и изыскательских работ по проектируемому объекту на основании договора с Заказчиком

3.3 генератор сигналов скорости - Устройство, расположенное на валу агрегата, для формирования сигнала частоты вращения

3.4 гидравлическая турбина (гидротурбина): Турбина, в которой в качестве рабочего тела используется вода

3.5 гидравлическая турбина поворотно-лопастная: Осевая или диагональная гидравлическая турбина с поворотными лопастями рабочего колеса

3.6 гидравлическая турбина радиально-осевая: Гидравлическая турбина, в рабочем колесе которой вода движется по криволинейным поверхностям вращения, изменяющим направление потока от радиального к осевому

3.7 гидроагрегат вертикальный: Гидроагрегат с вертикальным валом

3.8 гидроагрегат: Агрегат, состоящий из гидравлической турбины и электрического гидрогенератора

3.9 гидротурбинная установка: Установка, предназначенная для преобразования энергии воды в механическую, включающая гидравлическую турбину и вспомогательное оборудование

3.10 гидроэлектростанция, ГЭС: Электростанция, преобразующая механическую энергию воды в электрическую энергию

3.11 деталь оборудования: Неделимая составная часть конструктивного узла оборудования

3.12 дефект: Каждое отдельное несоответствие продукции установленным требованиям, несоответствие значения любого параметра или характеристики состояния изделия установленным требованиям

3.13 заказчик: Юридическое лицо, в интересах и за счет средств которого осуществляются закупки Заказчиком выступает собственник средств или их законный распорядитель, а выразителями его интересов - руководители, наделенные правом совершать от его имени сделки по закупкам

3.14 единица оборудования: Объект техники, созданный для выполнения конкретной производственной функции при производстве отпускаемой продукции (в целях настоящего Стандарта - гидравлическая турбина, регулятор гидротурбины).

3.15 изготовитель: Предприятие или организация, осуществляющие освоение производства и выпуск продукции

3.16 измеренное значение параметра: Значение параметра, установленное в результате его измерения определенным средством контроля

3.17 измерительный контроль: Контроль, осуществляемый с применением средств измерений

3.18 испытания: Экспериментальное определение количественных и (или) качественных характеристик свойств объекта испытаний как результата воздействия на него при его функционировании, при моделировании объекта и (или) воздействий

3.19 камера рабочего колеса гидравлической турбины: Элемент проточной части осевой или диагональной гидравлических турбин, внутри которого расположено рабочее колесо

3.20 карта измерений: Технологический документ контроля, предназначенный для регистрации результатов измерения контролируемых параметров, с указанием подписей исполнителя операции, руководителя участка и контролирующего лица (приказ ОАО РАО «ЕЭС России» от 11 05.2005 № 296)

3.21 конструктивный узел оборудования: Составная часть элемента оборудования, состоящая из ряда конструкций и деталей (в целях настоящего Стандарта - лопасть рабочего колеса, лопатка направляющего аппарата, и другие)

3.22 контроль: Контроль, при котором первичная информация воспринимается органами чувств

3.23 корпус рабочего колеса гидравлической турбины: Элемент рабочего колеса осевой или диагональной гидравлических турбин, к которому крепятся лопасти рабочего колеса

3.24 направляющий аппарат гидравлической турбины: Рабочий орган гидравлической турбины, изменяющий закрутку потока и регулирующий расход гидравлической турбины за счет поворота лопаток

3.25 номинальное значение параметра: Значение параметра, определяемое его функциональным назначением и служащее началом отсчета отклонений

3.26 параметр изделия: Характеристика изделия, отображающая физическую величину

3.27 паспорт изделия: Эксплуатационный документ, содержащий сведения, удостоверяющие гарантии изготовителя, значения основных параметров и характеристик (свойств) изделия, а также сведения о сертификации и утилизации изделия

3.28 поставщик: Любое юридическое или физическое лицо, а также объединение этих лиц, способное на законных основаниях поставить требуемую продукцию организации, производящей закупки товаров.

3.29 проточная часть гидравлической турбины: Совокупность образованных элементами гидравлической турбины каналов, по которым протекает вода, совершая рабочий процесс

3.30 рабочая конструкторская документация: Совокупность конструкторских документов, предназначенных для изготовления, приемки, поставки, эксплуатации и ремонта

3.31 рабочее колесо гидравлической турбины: Рабочий орган гидравлической турбины, преобразующий энергию потока в механическую

3.32 ротор: вращающая часть машины

3.33 срок службы: Календарная продолжительность эксплуатации от начала эксплуатации объекта или ее возобновления после ремонта до его перехода в предельное состояние. В Стандарте срок службы определяется в соответствии с ГОСТ 5616-89

3.34 статор гидравлической турбины: Несущий элемент проточной части гидравлической турбины, содержащий профилированные колонны

3.35 техническая документация: Совокупность документов, необходимая и достаточная для непосредственного использования на каждой стадии жизненного цикла продукции

3.36 техническая система: Объект техники, агрегат, состоящий из элементов и зависимых узлов, предназначенный для выполнения функций, обеспечивающих работоспособность единиц оборудования (в целях настоящего Стандарта - система автоматического регулирования, система смазки и др.)

3.37 технический контроль: Проверка соответствия объекта установленным техническим требованиям

3.38 технический осмотр: Контроль, осуществляемый в основном при помощи органов чувств и, в случае необходимости, средств контроля, номенклатура которых установлена соответствующей документацией

3.39 шефперсонал: - персонал Поставщика, осуществляющий техническое руководство (консультирование, координация работ, надзор за их выполнением) при выполнении монтажных работ.

3.40 элемент оборудования: составная часть единицы оборудования и/или технической системы, выполняющая определенные технологические функции (в целях настоящего Стандарта - рабочее колесо, направляющий аппарат гидротурбины, ротор, и др.)

4 Обозначения и сокращения

4.1 В Стандарте применены следующие обозначения:

Hs	Допустимая высота отсасывания при расчетном напоре и номинальной мощности, м
hmax	КПД гидротурбины максимальный, %
hм	КПД модельной гидротурбины, %
hм max	КПД модельной турбины максимальный, %
hср.взв	КПД средневзвешенный гидротурбины, %
Nmax	Максимальная мощность гидротурбины, МВт
Hmax	Максимальный напор нетто, м
mD2	Маховой момент ротора генератора
Hmin	Минимальный напор нетто, м
Nном	Номинальная мощность гидротурбины, МВт
D1	Номинальный диаметр рабочего колеса, м
HР	Расчетный напор нетто, м
QР	Расчетный расход при расчетном напоре и номинальной мощности, м3/с
n	Частота вращения синхронная, мин-1
np	Разгонная частота вращения, мин-1

4.2 В Стандарте применены следующие сокращения:

АСУТП - автоматизированная система управления технологическими процессами

ВБ - верхний бьеф

ГЭС - гидроэлектростанция

ГРАМ - система группового регулирования активной мощности

ГРНРМ - система группового регулирования напряжения и реактивной мощности

ГСП - государственная система приборов

ЗИП - запасные части, инструменты и принадлежности

КПД - коэффициент полезного действия

КТС - комплекс технических средств

ИЧВ - устройство измерения частоты вращения гидроагрегата

ИПЧ - измерительный преобразователь частоты

ИПМ - измерительный преобразователь мощности

МНУ - маслонапорная установка

НА - направляющий аппарат

НБ - нижний бьеф

ОТ - отсасывающая труба

ОТК - отдел технического контроля

ПЗ - проектное землетрясение

ПЛ - осевая поворотно-лопастная гидротурбина в вертикальном исполнении

ПЛГ - осевая поворотно-лопастная гидротурбина в горизонтальном исполнении

ПР - пропеллерная гидротурбина

ПТК - программно-технический комплекс

РК - рабочее колесо

РО - радиально-осевая гидротурбина

РТИ - резинотехнические изделия

САУ - система автоматического управления

САУГА - система автоматического управления гидроагрегатом

СК - синхронный компенсатор

ЭГР - электрогидравлический регулятор

ЭГРК - электрогидравлический регулятор для гидротурбин с двумя регулирующими органами

ЭГП - электрогидравлический преобразователь

ЭМП - эластичное металлопластмассовое покрытие

5. Природные условия нахождения объекта

(Данный раздел должен содержать проектные данные, исходя из которых участники торгов будут готовить свои предложения, и, исходя из которых, Поставщик должен проектировать, изготовлять, монтировать и испытывать гидротурбинную установку, выбирать условия транспортировки, учитывать сейсмические характеристики района строительства и другие необходимые данные).

Местонахождение объекта	_____
Река	_____
Район	_____
Географическая широта места расположения	_____
Климат района
среднегодовая температура воздуха составляет
самого холодного месяца, °С	_____
самого теплого месяца, °С	_____
абсолютный максимум температуры воздуха достигал °С	_____
абсолютный минимум падал до °С	_____
Средняя температура воды в водохранилище в летний период, °С	_____
Среднегодовая скорость ветра, м/сек	_____
Расходы по реке (макс, мин)	_____
Продолжительность ледостава, дней	_____
Мутность реки, г/м3	_____
Гранулометрический и петрографический состав взвешенных частиц	_____
Состав взвешенных частиц и их твердость	_____
Химический состав воды	_____
Расчетная сейсмичность ПЗ района строительства ГЭС составляет баллов по шкале MSK-64	_____
Горизонтальное ускорение, м/с2	_____
Вертикальное ускорение, м/с2	_____

6. Основные характеристики ГЭС

Раздел должен содержать все необходимые сведения, которые могут повлиять на выбор типа гидротурбины и ее основные характеристики, условия монтажа и эксплуатации:

Установленная мощность ГЭС, МВт	_____
Среднегодовая выработка энергии, млрд. кВтч	_____
Режим работы ГЭС (пиковый, базовый, режим синхронного компенсатора, автоматическое регулирование частоты и мощности) (Измененная редакция. Изм. от 01.01.2010 г.).	_____
Расчетные уровни в верхнем бьефе ГЭС:	_____
наибольший форсированный (ФПУ), м	_____
нормальный подпорный уровень (НПУ), м	_____
уровень максимальной сработки (летом), м	_____
наименьший при пуске агрегатов первой очереди, м	_____
Уровни в нижнем бьефе ГЭС, м:	_____
максимальный	_____
минимальный	_____
при пропуске максимального расхода воды в половодье 0,01 % обеспеченности при расходе Q = ________ м3/с,	_____
Расчетный расход воды через турбины, м3/с	_____
Напоры брутто,	_____
максимальный	_____
минимальный	_____
пусковой	_____
Количество агрегатов, шт.	_____
Тип здания ГЭС	_____
Температура воздуха в здании ГЭС в местах установки
гидротурбинного оборудования, плюс °С:	_____
максимальная в машзале	_____
максимальная в турбинном помещении	_____
минимальная в машзале	_____
минимальная в турбинном помещении	_____
Подача воды к зданию ГЭС	_____
Турбинные водоводы, шт.	_____
Длина водовода, м	_____
Диаметр водовода, м	_____
Номер чертежа водоводов	_____
Предтурбинные затворы (наличие)	_____
Гидрогенератор (тип)	_____
Отметка средней линии направляющего аппарата, м	_____
Отметка пола машинного зала, м	_____
Температура проходящей через гидротурбину воды, °С	_____
максимальная	_____
минимальная	_____
Отметка, максимальная высота крановой подвески крана, м	_____
Тип применяемых кранов, их параметры	_____
Геометрические размеры здания ГЭС	_____
Геометрические размеры монтажной площадки	_____
Номера чертежей здания ГЭС	_____

7. Технические требования к гидротурбинной установке

Завод-изготовитель должен обеспечить работу гидротурбины без каких-либо ограничений во всем диапазоне нагрузок. В случае невозможности выполнения этого условия завод-изготовитель (поставщик) оборудования обязан уведомить заказчика и согласовать с ним не рекомендуемые диапазоны нагрузок и условия прохождения этих диапазонов.

(Введен дополнительно. Изм. от 01.01.2010 г.).

7.1. Требования к параметрам

Гидротурбинная установка должна иметь следующие основные параметры

Наименование параметров	Параметры
Тип гидротурбинной установки, (нужное указать)	Осевая поворотно-лопастная
	Диагональная поворотно-лопастная
	Радиально-осевая
диаметр рабочего колеса, м (не более)
ПЛ гидротурбина	11,5*
диагональная ПЛ гидротурбина	6,0*
РО гидротурбина	9,0*
частота вращения, об/мин:	____________________
номинальная	____________________
угонная (с сохранением комбинаторной зависимости - только для ПЛ гидротурбин)	____________________
Угонная без сохранения комбинаторной зависимости - только для ПЛ гидротурбин	____________________
направление вращения гидротурбины, если смотреть со стороны генератора	____________________
расчетный расход воды проходящей через гидротурбину, м3/с	____________________
направление вращения со стороны генератора	____________________
расчетный расход, м3/с	____________________
масса гидротурбины (не более)	____________________
масса вращающихся частей, т	____________________
масса рабочего колеса (не более), т	____________________
Напоры нетто, м:
максимальный Нмакс (не более)
ПЛ гидротурбина	80,0*
диагональная ПЛ гидротурбина	140,0*
РО гидротурбина	660,0*
средневзвешенный Нср.взв по выработке	____________________
расчетный по мощности Нр	____________________
минимальный Нмин при НПУ и пропуске паводка	____________________
пусковой Нпуск	____________________
Мощность гидротурбины, МВт:	____________________
номинальная при Нр	____________________
максимальная при Нмакс (не менее)
ПЛ гидротурбина	400*
диагональная ПЛ гидротурбина	250*
РО гидротурбина	1000*
при Нмин	____________________
при Нпуск	____________________
Высота отсасывания Нс при Нмин, м	____________________
Отметка средней линии направляющего аппарата для РО гидротурбины, м	____________________
Отметка оси поворота лопастей рабочего колеса для ПЛ гидротурбин, м	____________________
КПД гидротурбины, %, не менее:	____________________
максимальный модельной гидротурбины:	____________________
ПЛ гидротурбина	90,8 - 92,3*
диагональная ПЛ гидротурбина	91,0 - 92,5*
РО гидротурбина, при напорах:
до 310 м	92,0 - 93,5*
более 310 м	91,0 - 93,0*
максимальный натурной гидротурбины:
ПЛ гидротурбина	93,5 - 95,0*
диагональная ПЛ гидротурбина	94,0 - 95,3*
РО гидротурбина, при напорах:
до 310 м	94,5 - 96,3*
более 310 м	94,3 - 96,0*
при Нp не менее	____________________
Средневзвешенный,	____________________
Максимальное повышение давления в спиральной камере турбины на уровне средней линии направляющего аппарата, м вод ст:
при сбросе 100 % нагрузки	не более 125,6
то же с учетом сейсмичности не более	____________________
Вакуум под рабочим колесом не более, м	____________________
при сбросе номинальной нагрузки	____________________
то же с учетом сейсмичности	____________________
Максимальное относительное повышение частоты вращения ротора агрегата, не более:	____________________
при сбросе 100 % нагрузки	____________________
Осевое усилие на подпятник от давления воды и массы вращающихся частей гидротурбины, тс, не более	уточняется Изготовителем гидротурбины и согласовывается с Изготовителем генератора
от массы ротора гидротурбины	____________________
от давления воды в номинальном режиме	____________________
от давления воды в момент трогания	____________________
Направляющий аппарат	____________________
высота направляющего аппарата	____________________
диаметр осей поворота лопаток	____________________
отметка средней линии	____________________
Спиральная камера	____________________
тип сечения	____________________
материал	____________________
угол охвата камеры _____ в плане, град	____________________
расстояние от оси гидротурбины до оси водовода, м	____________________
габариты спиральной камеры в плане, м	____________________
Отсасывающая труба	____________________
тип	____________________
высота, м	____________________
ширина, м	____________________
длина, м	____________________
Работа в режиме СК предусматривается	да/нет
давление сжатого воздуха в воздухосборниках для режима СК, МПа	____________________
давление воздуха в камере РК при максимальной отметке нижнего бьефа, МПа	____________________
Потребляемая гидротурбиной мощность при работе в режиме СК не более, МВт	____________________
Суммарные потери воздуха в камере рабочего колеса после отжатия не более, м3/мин;	____________________
Суммарное количество переводов из генераторного режима в режим СК и обратно в течение года допускается не менее	____________________
Величина кавитационного износа деталей РК за согласованный контрольный срок эксплуатации не должна превышать, кг**	____________________

^* ГОСТ 26945-86 Турбины гидравлические вертикальные. Общие технические требования

^** Примечание. Величина кавитационного износа определяется в соответствии с публикацией МЭК № 60609-1 (2004)

Стандарт не ограничивает улучшение приведенных в таблицах показателей.

Примечание: При выдаче технических условий на поставку рабочих колес гидротурбин, предназначенных для временной работы пусковых комплексов на пониженных напорах, требования к ним по износостойкости, материалоемкости и КПД могут быть снижены при соответствующем проектном обосновании.

7.2. Требования к конструкции

7.2.1 Рабочее колесо

Требования к поворотно-лопастным рабочим колесам

7.2.1.1 Конструкция рабочего колеса должна обеспечивать его экологическую безопасность и отсутствие протечек масла в окружающую среду на работающем и остановленном агрегате.

7.2.1.2 Лопасти рабочего колеса должны быть изготовлены из нержавеющей кавитационно-стойкой стали.

7.2.1.3 Детали рабочего колеса должны быть изготовлены из стали, обеспечивающей запас прочности при максимальных нагрузках.

7.2.1.4 Уплотнения лопастей должны надежно защищать проточную часть от попадания в нее масла из корпуса РК, а также попадания воды из проточной части в корпус РК и должны быть съемными. Конструкция должна обеспечивать замену уплотнительных элементов без демонтажа РК или лопастей при осушенном проточном тракте.

7.2.1.5 Конструкция уплотнений должна предусматривать наличие разгрузочной полости и дренаж протечек в емкости-накопители, размещенные в корпусе РК. Их удаление из накопителей должно производиться на остановленном агрегате без осушения проточной части.

7.2.1.6 Конструкция РК должна предусматривать наличие предупредительной сигнализации при возникновении нарушений в работе уплотнений для своевременного устранения дефекта. При осушенной проточной части дефектное уплотнение должно выявляться без разборки узла.

7.2.1.7 Лопасти рабочего колеса должны быть изготовлены из нержавеющей кавитационно-стойкой стали.

7.2.1.8 Детали рабочего колеса должны быть изготовлены из стали, обеспечивающей запас прочности при максимальных нагрузках.

7.2.1.9 Поршень сервомотора РК должен иметь устройства, препятствующие его повороту относительно штока и цилиндра совместно со штоком.

7.2.1.10 При использования в узлах трения фторопластосодержащих материалов доступ проточной воды в зону трения не допускается. Перетоки масла и воды через уплотнения штока в корпусе рабочего колеса не допускаются.

7.2.1.11 Конструкция ПЛ-колес с маслоненаполненным корпусом должна обеспечивать осмотр внутренней поверхности полости и узлов поворота лопастей без демонтажа агрегата при осушенной проточной части. Крышки люков для осмотра должны иметь шарнирную подвеску. В процессе таких осмотров должна быть предусмотрено возможность удаления протечек из корпуса.

7.2.1.12 Внутренняя полость корпуса должна быть оборудована дистанционным контролем наличия воды и масла. Внутренние поверхности корпуса рабочего колеса должны иметь защитные покрытия, обеспечивающие его надежную эксплуатацию в период срока службы установки.

7.2.1.13 Изменение величины перестановочных усилий в процессе эксплуатации допускается только в сторону их уменьшения.

7.2.1.14 Облицовка нержавеющей сталью шеек подшипников, штока и направляющих шпонок должна выполняться путем наплавки с образованием рабочего слоя толщиной не менее 5 мм.

Для ПР гидротурбин по согласованию с заводом-изготовителем в конструкции РК может быть предусмотрена возможность изменения угла разворота лопастей (сезонная), или изменение утла разворота в целях оптимизации, или при изменении условии эксплуатации.

7.2.1.18 Рабочее колесо статически балансируется на заводе-изготовителе.

Требования к радильно-осевым рабочим колесам

7.2.1.15 Для РО гидротурбины РК должно быть литым, сварнолитым или сварным со штампованными лопастями из коррозионно-стойкой стали.

7.2.1.16 При изготовлении РК должны быть предусмотрены мероприятия по снижению уровня остаточных термических напряжений.

Лабиринтные уплотнения РК должны быть съемными и изготавливаться как правило, из коррозионно-стойкой стали. Разница в твердости между материалами подвижных и неподвижных частей уплотнения РК должна быть не менее 50 ед. по Бринеллю.

7.2.1.17 При работе агрегата в режиме СК должна быть предусмотрена система охлаждения верхних лабиринтных уплотнений.

7.2.1.18 Рабочие колеса должны быть цельными. В обоснованных случаях по условиям транспортировки рабочее колесо может быть изготовлено из нескольких частей с последующей их сборкой в условиях монтажа.

7.2.1.19 Рабочее колесо статически балансируется на заводе-изготовителе.

7.2.2 Камера рабочего колеса (для поворотно-лопастных гидротурбин)

7.2.2.1 Камеры должна быть выполнена в виде сварной оребренной конструкции, состоящей из отдельных поясов, а пояса из секторов, соединенных между собой посредством фланцевых соединений, размеры которых выбираются из условия транспортировки и удобства монтажа. Камера РК и верхний пояс фундаментного кольца по поверхности проточного тракта должны иметь механическую обработку.

7.2.2.2 Облицовка камеры, сопрягающий пояс должны быть изготовлены из кавитационно-стойкого материала.

7.2.2.3 Камера рабочего колеса при сборке и установке в штрабе должна крепиться к арматуре основного бетона стяжками, талрепами и домкратами. Эти детали должны входить в объем поставки.

7.2.2.4 Толщина обечайки камеры рабочего колеса после обработки должна соответствовать конструкторской документации.

7.2.2.5 Конструкция камеры РК должна быть рассчитана на ее надежную эксплуатацию без учета совместной работы со вторичным бетоном.

7.2.2.6 Конструкция камеры и технология изготовления должны обеспечивать возможность ее монтажа без дополнительной корректировки размеров и формы.

7.2.2.7 В конструкции камеры должна быть предусмотрена возможность установки диагностической аппаратуры (по согласованию с заказчиком и заводом-изготовителем).

7.2.2.8 Величина кавитационного износа облицовки камеры РК за согласованный контрольный срок эксплуатации не должна превышать __________ кг^**.

^** Стандарт МЭК публикация № 60609-1 (2004).

7.2.3 Облицовки

7.2.3.1 Облицовка конуса отсасывающей трубы должна изготовляться из листовой углеродистой стали толщиной не менее 12 мм, и иметь горизонтальные и вертикальные ребра жесткости. Для лучшей связи с бетоном к облицовке должны быть приварены анкерные планки. Облицовка крепится к арматуре основного бетона стяжками, талрепами и домкратами. Эти детали должны входить в объем поставки Изготовителя.

7.2.3.2 Для отсасывающих труб большого размера следует предусмотреть облицовку части колена до места, где скорость потока воды становится менее 6 м/с.

7.2.3.3 Облицовка шахты турбины должна находиться в пределах от верхнего пояса статора до отметки установки генераторного оборудования.

7.2.3.4 В облицовке шахты турбины должны быть выполнены ниши для прохода в шахту гидротурбины, приборов, осветительных ламп, прокладки электропроводки и трубопроводов.

7.2.4 Закладные и фундаментные части

7.2.4.1 Статор, несущая конструкция турбины, должна выполняться из отдельных сварных секторов из условия обеспечения транспортировки и удобства монтажа.

7.2.4.2 Статор должен быть изготовлен из углеродистой или низколегированной стали. Сектора статора между собой соединяются с помощью механически обработанных фланцев болтами и штифтами. После сборки на монтаже стыки секторов дополнительно должны быть проварены со стороны проточной части герметичными швами.

7.2.4.3 Металлическая спиральная камера должна быть выполнена из листовой углеродистой стали. В камере предусматриваются лаз для доступа внутрь, люк для подвода кабелей и шлангов.

7.2.4.4 Для небольших по габаритам турбин спиральные камеры вместе со статором могут выполняться на заводе-изготовителе из нескольких секторов по условиям их транспортировки. На месте монтажа эти сектора соединяются с помощью болтов и свариваются.

7.2.4.5 Должны быть предусмотрены закладные трубопроводы для измерения давления в спиральной камере, конусе отсасывающей трубы, в зоне до и после рабочего колеса, контроля уровня воды под рабочим колесом при работе в режиме СК, для измерения расхода воды через турбину относительным методом. Измерительные трубопроводы должны изготавливаться из нержавеющих материалов и иметь соответствующую запорную арматуру.

7.2.5 Направляющий аппарат

7.2.5.1 Направляющий аппарат (НА) должен быть цилиндрическим с поворотными лопатками.

7.2.5.2 Цапфы направляющих лопаток должны быть облицованы нержавеющей сталью (только для лопаток, изготовленных их углеродистых сталей).

7.2.5.3 Зазоры в направляющих лопатках должны уплотняться по торцам, перу и перед средним и нижним подшипниками цапф. Для высоконапорных РО гидротурбин уплотнение лопаток НА по торцам и перу может производиться другим способом по согласованию с заводом-изготовителем турбин.

7.2.5.4 Конструкция направляющего аппарата должна предусматривать замену уплотнений лопаток по торцам и уплотнений средних цапф без демонтажа крышки турбины или верхнего кольца НА.

7.2.5.5 При полностью закрытом НА протечки воды через него не должны допускать страгивание с места ротора агрегата при незаторможенном роторе генератора, не препятствовать остановке гидроагрегата свободным выбегом и обеспечивать перевод гидрогенератора в режим СК с освобожденной от воды камерой РК турбины.

7.2.5.6 В качестве предохранительных устройств НА должны использоваться срезные пальцы.

7.2.5.7 В подшипниках цапф лопаток НА и механизме привода должны устанавливаться вкладыши, не требующие смазки, и выполненные из материала, не подверженному разбуханию в воде.

7.2.5.8 Привод механизма поворота направляющих лопаток должен осуществляться прямоосными сервомоторами. Место установки сервомоторов и их количество определяет разработчик.

7.2.5.9 В НА турбины должно быть предусмотрены ручные стопорные устройства, рассчитанные на максимальное усилие сервомоторов для предотвращения случайного открытия и закрытия НА при ремонтах, а также самопроизвольного открытия при снятом давлении масла в его сервомоторах. Стопорные устройства должны обеспечивать надежную фиксацию лопаток в закрытом и полностью открытом положении. В отдельно оговариваемых случаях стопоры регулирующего кольца могут быть оборудованы сервоприводами с дистанционным приводом и соответствующими блокировками.

7.2.5.10 Все кольцевые узлы направляющего аппарата выполняются в виде сварных конструкций из углеродистой стали из частей, которые собираются между собой с помощью фланцевых соединений. Количество частей этих узлов определяется из условия их транспортировки и удобства монтажа оборудования.

7.2.5.11 В связи с тем, что подшипники нижних цапф лопаток направляющего аппарата конструктивно выполняются не обслуживаемыми, гарантированный срок их службы должен быть не менее двадцати лет.

7.2.5.12 Направляющий аппарат должен быть выполнен самозакрывающимся при исчезновении давления масла в системе регулирования и исчезновения электрического питания регулятора гидротурбины. Алгоритм закрытия должен исключить возможность возникновения гидроудара, превышающего его расчетное значение.

Пункт 7.2.5.12 (Введен дополнительно. Изм. от 01.01.2010 г.).

7.2.6 Крышка турбины

7.2.6.1 Конструкция крышки турбины должна обеспечивать жесткое раскрепление турбинного подшипника, рассчитанное на восприятие аварийных нагрузок.

7.2.6.2 Перемещения крышки турбины в зоне размещения турбинного подшипника в результате упругих деформаций не должны превышать допустимую величину изменения зазора камера-лопасть при работе в эксплуатационных и переходных режимах.

7.2.6.3 На крышке турбины должны быть предусмотрены места для установки клапанов срыва вакуума, люков для обеспечения доступа к рабочему колесу турбины, проводки кабелей, шлангов и вентиляционных устройств.

7.2.6.4 Для пневмосистемы режима СК по согласованию с заводом-изготовителем должны быть предусмотрены отверстия для подсоединения трубопроводов подачи сжатого воздуха с заглушками.

7.2.6.5 Отверстия для трубопроводов сжатого воздуха (не менее двух) должны располагаться непосредственно за НА турбины. Конструкция крышки должна предусматривать возможность установки ремонтной и оперативной арматуры режима СК.

7.2.6.6 Удаление протечек воды с крышки турбины должно осуществляться в дренажную систему замасленных стоков с последующей переработкой в очистных сооружениях ГЭС.

7.2.6.7 Завод-изготовитель должен выполнить 100-процентный контроль неразрушающими методами металла фланцевых соединений и их крепежных деталей и передать Заказчику формуляр выполненных проверок.

Пункт 7.2.6.7 (Введен дополнительно. Изм. от 01.01.2010 г.).

7.2.7 Направляющий подшипник

7.2.7.1 Подшипник должен быть сегментного или кольцевого типа, предпочтительно со смазкой водой. По согласованию с заводом-изготовителем допускается установка турбинного подшипника с масляной смазкой.

7.2.7.2 При двухопорной схеме вала агрегата рабочие и опорные элементы подшипника должны быть рассчитаны на кратковременную работу при наличии двойного замыкания на корпус части полюсов ротора генератора и с учетом динамической составляющей, возникающей при работе гидротурбины и генератора в переходных режимах.

7.2.7.3 Антифрикционный материал вкладышей, конструкция ванны, опорных узлов вкладыша и уплотнения вала должны обеспечивать надежную работу подшипника в течение 7 лет без ремонта.

7.2.7.4 Вся арматура, трубопроводы, фильтры, аппаратура для измерений, контроля и сигнализации должны быть изготовлены из нержавеющими и поставляться с гидротурбиной.

7.2.7.4¹ Завод-изготовитель должен выполнить 100-процентный контроль неразрушающими методами металла опорных элементов турбинного подшипника и передать Заказчику формуляр выполненных проверок.

Пункт 7.2.7.4¹ (Введен дополнительно. Изм. от 01.01.2010 г.).

Требования к подшипнику с водяной смазкой.

7.2.7.5 Направляющие подшипники на водяной смазке должны быть кольцевого типа с вкладышами, облицованными резиной или материалом из синтетических композиций.

7.2.7.6 В корпус подшипника должна подаваться чистая вода, без химических загрязнений и механических примесей. Содержание взвешенных веществ (мутность) не должно превышать 100 мг/л (ПУЭ, раздел 7).

7.2.7.7 Технология и качество изготовления нержавеющей облицовки вала, применяемые материалы и конструкция должны обеспечивать работоспособность облицовки без ремонта и замены в течение 20 лет.

7.2.7.8 Ванна подшипника на водяной смазке должна иметь верхние уплотнения вала, препятствующие попаданию воды из корпуса подшипника в крышку гидротурбины. Вкладыш кольцевого подшипника должен иметь запорный поясок. Резиновое покрытие должно крепиться к металлу вкладыша посредством вулканизации.

7.2.7.9 Конструкция уплотнения вала в крышке ванны турбинного подшипника должна предусматривать обеспечение смазки водой зоны трения уплотняющего элемента.

7.2.7.10 Необходимо иметь резервное питание подшипника на водяной смазке.

Требования к подшипнику с масляной смазкой.

7.2.7.11 Направляющий подшипник гидротурбины на жидкой масляной смазке должен быть самосмазывающийся сегментного типа.

7.2.7.12 Подшипник должен состоять из стального сварного корпуса, стальных самоустанавливающихся сегментов с баббитовой заливкой или ЭМП-покрытием.

7.2.7.13 Конструкция подшипника должна исключать попадание масла на крышку турбины и в проточную часть.

7.2.7.14 Подшипник на масляной смазке должен обеспечивать возможность работы агрегата без охлаждающей воды в течение 15 минут.

7.2.8 Вал гидротурбины

7.2.8.1 Вал гидротурбины должен выполняться кованным (сварнокованным) полым из качественной низколегированной стали. Нижним фланцем вал соединяется с рабочим колесом, верхним - со втулкой или валом гидрогенератора.

7.2.8.2 Вал в зоне шейки турбинного подшипника на водяной смазке должен иметь наплавку из нержавеющей стали толщиной не менее 7,5 мм (после обработки), выполненную методом наплавки или нержавеющую облицовку толщиной не менее 25 мм после обработки.

7.2.8.3 Валы турбины и генератора должны иметь по два контрольных пояска для проверки линии вала и измерения биения вала у турбинного подшипника на работающем агрегате.

7.2.8.4 Для РО гидротурбин в нижней части вала должен быть установлена заглушка, рассчитанная на давление воздуха в зоне под РК при использовании агрегата в качестве СК. На верхнем торце вала может быть установлен регулирующий клапан с глушителем для дозированного впуска воздуха под РК в переходных режимах.

7.2.8.5 Гидротурбина и гидрогенератор должны соединяться сопрягаемыми поверхностями с соблюдением проектных размеров, допусков и посадок, без дополнительной обработки и пригонки.

7.2.8.6 При изготовлении турбинного и генераторного валов предпочтительной является совместная финишная обработка валов в сборе с одной установки. При невозможности совместной обработки валов обработка отверстий под соединительные болты во фланцах вала турбины и вала генератора осуществляется раздельно по специальным приспособлениям без спаривания на заводе. Способ соединения вала турбины и генератора должен быть согласован между Изготовителями турбины и генератора. Ответственность за соединение фланцев турбины и генератора несет Изготовитель гидротурбины.

7.2.8.7 Поставщик гидротурбины по согласованию с Изготовителем генератора должен выполнить совместный динамический расчет валов турбины и генератора и расчет критической частоты вращения вала гидроагрегата для исключения резонансных явлений^*.

^* Примечание. Публикация МЭК. Гидротурбины, гидроагрегаты ГАЭС и турбонасосы. Тендерные документы. Часть 4. Руководство по составлению технических условий на поворотно-лопастные турбины и пропеллерные турбины. (IEC TR3 61366-4, 1998)

7.2.8.8 Завод-изготовитель должен выполнить 100-процентный контроль неразрушающими методами металла болтов спаривания гидротурбины с валом, вала гидротурбины со ступицей ротора, фланцев и фланцевых зон валов гидротурбины и гидрогенератора и передать Заказчику формуляр выполненных проверок.

Пункт 7.2.8.8 (Введен дополнительно. Изм. от 01.01.2010 г.).

7.2.9 Уплотнение вала

7.2.9.1 Уплотнение вала, служащее для предотвращения попадания воды из проточного тракта в крышку турбины должно состоять из рабочего и ремонтного уплотнений. Ремонтное уплотнение предусматривается для возможности проведения ревизий и ремонтов рабочего уплотнения без осушения проточного тракта гидротурбины.

7.2.9.2 Ремонтное уплотнение вала в крышке турбины при остановленной для ремонта турбине должно быть шланговым с подачей в него сжатого воздуха при давлении 8 МПа или другого типа по согласованию с заводом-изготовителем.

7.2.9.3 Рабочее уплотнение должно быть воротникового, сальникового или лепесткового типа. Может быть также применено торцевое или радиальное уплотнение с использованием композитных уплотнительных элементов.

7.2.9.4 В корпус уплотнения подается чистая вода. Должна быть предусмотрена резервная система смазки чистой водой.

7.2.9.5 Пара трения в рабочем уплотнении должна надежно обеспечивать его работу в течение не менее одного межремонтного периода. Должно быть предусмотрено устройство для визуального наблюдения степени износа трущейся пары.

7.2.9.6 Все детали уплотнения, которые имеют контакт с водой, должны быть изготовлены из коррозионно-стойких материалов.

7.2.10 Маслоприемник (только для поворотно-лопастных гидротурбин)

7.2.10.1 Маслоприемник должен обеспечивать бесперебойную подачу масла к сервомотору рабочего колеса, подаваемого под давлением из аккумулятора маслонапорной установки по трубопроводу.

7.2.10.2 Конструкция распределительного устройства маслоприемника не должна допускать отсутствие смазки в зоне подшипников трения при любом режиме работы. Распределительные полости маслоприемника должны быть соединены трубопроводом с маслонапорной установкой.

7.2.10.3 Конструкция маслоприемника должна исключать возможность перелива масла и попадания его на генератор и крышку турбины. Ванна маслоприемника должна быть оборудована дистанционным контролем уровня.

7.2.10.4 Конструкция маслоприемника должна обеспечивать надежную работу узла обратной связи, удобное проведение контроля изоляции и высокую ремонтопригодность.

7.2.10.5 Соединения маслоприемника с опорой и трубопроводом должны быть выполнены через изоляционные прокладки во избежание появления коррозии, вызываемой блуждающими токами, индуцируемыми статором генератора.

7.2.10.6 Протечки масла из полостей распределительного устройства и сервомотора рабочего колеса должны попадать в корпус маслоприемника и отводится по дренажному трубопроводу в сливной бак маслонапорной установки.

7.2.10.7 На корпусе маслоприемника должны быть установлены измерительные приборы, показывающие значения давления масла в полостях сервомотора рабочего колеса и температуру в зоне подшипников скольжения маслоприемника, а также иметь указатель положения лопастей рабочего колеса.

7.2.11 Вспомогательные механизмы турбины

7.2.11.1 Вспомогательные механизмы турбины должны обеспечивать безопасную, надежную работу рабочих механизмов, быть ремонтопригодными и безопасными при эксплуатационном обслуживании. Вспомогательные механизмы должны быть защищены от любого случайного внешнего воздействия.

(Измененная редакция. Изм. от 01.01.2010 г.).

К вспомогательным механизмам в общем случае относятся:

- трубопроводы - масляные, водяные и воздушные;

- запорная арматура и элементы автоматики, установленные на трубопроводах;

- щиты измерительных приборов аппаратуры автоматики для измерения давления в спиральной камере, конусе отсасывающей трубы и для измерения расхода воды через турбину;

- рабочее и аварийное освещение в шахте турбины;

- площадки и лестницы в шахте турбины и в районе маслоприемника;

- лекажный агрегат;

- клапаны срыва вакуума;

- клапан впуска воздуха,

- дренажные насосы;

- монорельс и подвесные тали в шахте турбин;

- ремонтное перекрытие под рабочим колесом.

7.2.11.2 Все указанные устройства поставляются Поставщиком в пределах шахты гидротурбины, за исключением масляных и воздушных трубопроводов, обеспечивающих систему режима СК. Масляные трубопроводы и обратные связи обеспечиваются по всей их трассе.

7.3. Требования к системе автоматического управления и регулирования гидротурбинной установки

7.3.1 Система автоматического управления гидротурбины должна состоять из:

- электрогидравлического регулятора скорости/мощности;

- маслонапорной установки;

- системы автоматики гидротурбины;

- системы аварийного закрытия НА.

7.3.2 Система автоматического регулирования гидротурбины должна выполнять следующие функции:

- автоматический программный пуск агрегата, вывод его на подсинхронную частоту вращения;

- стабилизацию частоты вращения при работе: на холостом ходу; на изолированный район, в том числе и параллельно с другими агрегатами;

- поддержание заданной мощности при работе гидроагрегата в энергосистеме;

- управление от систем группового регулирования активной мощности (ГРАМ);

- работу в режиме синхронного компенсатора;

- нормальный останов агрегата;

- аварийный останов агрегата;

- формирование предупредительных и аварийных сигналов для верхнего (агрегатного) уровня управления;

- пуск и останов гидроагрегата на ручном управлении.

7.3.3 Система регулирования должна обеспечить:

- зону нечувствительности по частоте, ix, %	_0,02_
- точность измерения частоты, % не хуже	_0,02_
- время запаздывания (по сервомоторам НА), с не более	_0,2_
- рабочее давление масла, МПа	_____
- точность поддержания частоты, % Fном (при работе на изолированный район и разных уровнях нагрузки)	_0,1_
- точность поддержания заданного уровня мощности (в режиме мощность), % Рном	_1,0_
- диапазон изменения уставки задатчика частоты, % Fном	_____
- диапазон изменения уставки задатчика мощности, % Рном	_____
- входное напряжение:
постоянного тока, В	_____
переменного тока частотой 50 Hz, В

7.3.4 Система управления должна обеспечивать пуск гидроагрегата в условиях отсутствия напряжения переменного тока в системе собственных нужд ГЭС и при наличии давления в МНУ.

7.3.5 Аппаратура автоматики гидротурбины должна обеспечить функции защиты, контроля и мониторинга узлов и устройств турбины:

- боя вала турбины;

- расхода воды через подшипник и давление;

- состояния срезных пальцев;

- положения стопоров сервомоторов;

- уровня воды на крышке турбины;

- расхода воды через уплотнение вала;

- давления воды на уплотнении вала;

- подачи воды в уплотнение рабочего колеса при режиме СК;

- давления воздуха в ремонтном уплотнении;

- уровня отжатой воды в режиме СК;

- расхода воды через турбину;

- давления воды в спиральной камере;

- давления воды под крышкой турбины;

- давления воды в отсасывающей трубе;

- вибрации узлов гидротурбины;

- температуры механизмов турбины;

Если контролируемые параметры достигли критических значений, но работа агрегата еще возможна, то должны подаваться предупредительные сигналы.

При достижении аварийных значений параметров должны формироваться сигналы аварийной остановки агрегата.

Номенклатура средств диагностирования и параметров технического состояния гидротурбины согласовывается Заказчиком и Поставщиком и устанавливается в техническом задании.

С учетом конкретного исполнения гидротурбины могут быть предъявлены дополнительные требования.

7.3.6 Комплект аппаратуры автоматики турбины должен состоять из датчиков, приборов обеспечивающих контроль за работой турбины.

7.3.7 Комплекс технических средств автоматики турбины или его отдельные составные элементы должны быть приспособлены к работе в жестких условиях промышленной эксплуатации ГЭС (низкая или высокая температура, наличие пыли, влаги, вредных примесей, сильных электромагнитных полей, вибрации и т.д.).

7.3.8 В состав шкафа электрооборудования должно входить устройство измерения частоты вращения (ИЧВ) гидроагрегата в диапазоне 0 - 200 % оборотов.

7.3.9 Дискретная информация о состоянии технологического оборудования должна вводиться в виде двоичных сигналов «0» и «1».

В качестве сигнала «1» должны применяться:

- напряжение переменного тока 220 В (-15 ... +10 %);

- напряжение постоянного тока 220, 48 и 24 В (-15 ... +10 %).

Предпочтительными являются сигналы 24 и 48 В постоянного тока. Сигналы высокого напряжения должны использоваться только в тех случаях, когда невозможно использовать пониженное напряжение. При этом должны использоваться преобразователи, входящие в состав аппаратуры КТС.

7.3.10 Электропитание КТС должно осуществляться от источника переменного тока с резервированием от аккумуляторной батареи (источник бесперебойного питания).

7.3.11 Поставщик обеспечивает установку датчиков, поставляемых комплектно с турбиной для системы управления, в соответствии с согласованным перечнем. Выходные цепи всех датчиков должны быть собраны внутри турбины и выведены в клеммный шкаф, поставляемый комплектно с турбиной.

7.3.12 Электрогидравлический регулятор частоты вращения состоит из:

• панели электрооборудования,

• гидромеханической колонки управления,

• механизма(ов) обратных связей,

• МНУ,

• генератора сигналов скорости.

7.3.13 Панель электрооборудования должна обеспечивать формирование сигналов управления регулирующими органами гидротурбины в соответствии с командами на изменение режима работы гидроагрегата и измеряемыми значениями частоты и активной мощности.

7.3.14 Требования к функциям, выполняемым панелью электрооборудования должны соответствовать требованиям ГОСТ 12405-81. Реализация указанных функций должна осуществляться с помощью микропроцессорных средств или в отдельных случаях с помощью интегральных микросхем.

7.3.15 В состав панели должен входить измерительный преобразователь частоты (ИПЧ), позволяющий измерять частоту вращения гидроагрегата в пределах от 45 до 55 Гц как от регуляторного генератора номинальной частотой 50 Гц, так и от остаточного напряжения генератора величиной не менее 0,3 В при номинальной частоте вращения. В микропроцессорной панели функции ИПЧ допускается выполнять программным способом.

7.3.16 Для измерения активной мощности генератора должен быть использован серийный измерительный преобразователь мощности (ИПМ).

7.3.17 На выходе панели электрооборудования должен формироваться сигнал управления электрогидравлическим преобразователем (ЭГП). Для турбин ПЛ вида должны быть предусмотрены два идентичных канала управления ЭГП. Количество сигналов определяется количеством регулирующих органов гидротурбины.

7.3.18 В панели электрооборудования должен быть предусмотрен вывод следующей информации:

- величина заданного фактического положения регулирующих органов открытия НА;

- величина ограничения максимального регулирующих органов открытия НА;

- частота вращения гидроагрегата;

- величина задания частоты;

- величина задания мощности;

- положение регулирующих органов гидротурбины.

7.3.19 При исчезновении электропитания, при отказе микропроцессорного контроллера электропанели, должен быть обеспечен автоматический переход на ручное управление механизмом открытия НА и лопастей РК.

7.3.20 Исполнительные устройства регулятора могут быть выполнены в виде колонки управления (где все элементы объединены общим кожухом и рамой) или из отдельных исполнительных блоков. Гидромеханическая колонка управления с блоком главных золотников должна содержать ЭГП (для ПЛ турбин - два ЭГП), фильтр масляный двойной с индикацией засорения.

7.3.21 На лицевой стороне колонки должны быть установлены, тахометр, показывающий частоту вращения гидроагрегата, указатели открытия и ограничения открытия НА, балансный прибор, показывающий величину и направление электрического сигнала регулирования, сигнальные лампы стопора сервомотора НА. Для ПЛ гидротурбины должен быть предусмотрен указатель положения лопастей.

7.3.22 Исполнительные блоки обеспечивают управление по одному каналу и должны содержать ЭГП, главный золотник, золотник пуска-остановки, датчик положения, фильтр масляный двойной с индикацией засорения, манометр, клеммник.

7.3.23 Механизм обратной связи. Для формирования сигналов обратных связей по положению регулирующих органов должны использоваться малоинерционные датчики перемещения с выходным сигналом, 4 - 20 мА. Мертвая зона в измерении перемещений не должна быть более 0,2 %.

7.3.24 Маслонапорная установка должна обеспечивать систему маслом под давлением. Состав маслонапорной установки:

• панель управления,

• гидроаккумулятор,

• маслонасосный агрегат,

• агрегат лекажный,

• маслоохладительная установка.

7.3.25 Гидроаккумулятор МНУ должен быть спроектирован и изготовлен в соответствии с действующими в России техническими нормами для сосудов высокого давления.

7.3.26 МНУ должна быть снабжена лекажным агрегатом для отвода протечек масла и слива масла из элементов системы регулирования в сливной бак маслонапорной установки (МНУ) при их опорожнении. При расположении агрегата лекажного в крышке турбины должно быть исключено попадание масла на крышку.

7.3.27 Система аварийного закрытия предназначена для аварийного закрытия регулирующего органа и защиты агрегата от разгона при неисправности регулятора гидротурбины.

7.3.29 Система должна иметь две ступени защиты:

- первая ступень должна воздействовать на закрытие НА через аварийный золотник при повышении частоты вращения до 115 % при отсутствии смещения главного золотника НА на закрытие;

- вторая ступень должна действовать на закрытие НА через аварийный золотник при повышении частоты до 140 - 170 %.

7.3.30 Аварийная автоматическая остановка гидротурбины должна обеспечиваться следующими устройствами:

• Пускоостанавливающим механизмом гидромеханической колонки (исполнительного блока):

- при понижении давления или уровня масла в аккумуляторе МНУ до аварийно-низкой величины;

- при потере давления и расхода на турбинном подшипнике с водяной смазкой;

- при срабатывании защит генератора;

- при снижении расхода охлаждающей воды в уплотнении вала

• Аварийным золотником направляющего аппарата по условиям п. 7.3.30 и:

- при увеличении частоты вращения ротора выше 115 %, если в течение заданного времени с момента сброса нагрузки частота вращения не понизится до номинального значения;

- быстродействующими затворами при увеличении частоты вращения ротора выше 115 %, если в течение заданного времени с момента сброса нагрузки частота вращения не понизится до номинального значения.

7.4. Требования надежности

Гидротурбинная установка должна иметь следующие показатели надежности:

- срок службы между капитальными ремонтами - не менее 7 лет, при наработке не менее 32000 ч;

- полный срок службы - не менее 40 лет;

- коэффициент готовности - не менее 0,97;

- коэффициент технического использования - не менее 0,93.

7.5. Требования ремонтопригодности

7.5.1 Материал лопасти, камеры РК, облицовки конуса отсасывающей трубы и сопрягающего пояса должен обеспечить возможность проведения ремонтных работ на них методом наплавки без предварительного и сопутствующего подогрева.

7.5.2 Должна быть предусмотрена система слива масла из корпуса РК, сервомотора, вала и др. при осушенном проточном тракте. Слив масла должен производиться посредством гибких шлангов. Конструкция клапанов, должна исключать попадание масла в воду при подключении и отключении шлангов.

7.5.3 Конструкция узла уплотнения штока сервомотора должна обеспечивать его ремонт или замену без выема РК при осушенной проточной части.

7.5.4 Должно быть предусмотрено устройство для поворота лопастей при разобранном маслоприемнике.

7.5.5 Для оценки состояния лабиринтных уплотнений рабочего колеса РО-турбины и контроля за величиной и равномерностью зазоров должны быть предусмотрены отверстия в крышке турбины, нормально заглушенные резьбовыми пробками.

7.5.6 Конструкция направляющего аппарата должна предусматривать замену уплотнений лопаток по торцам и уплотнений средних цапф без демонтажа крышки турбины или верхнего кольца НА.

7.5.7 Конструкция регулирующего кольца НА должна обеспечивать возможность его выема без разборки агрегата и возможность осмотра и контроля состояния подшипников без демонтажа регулирующего кольца.

7.5.8 Уплотнение вала, служащее для предотвращения попадания воды из проточного тракта в крышку турбины должно состоять из рабочего и ремонтного уплотнений. Ремонтное уплотнение предусматривается для возможности проведения ревизий и ремонтов рабочего уплотнения без осушения проточного тракта.

7.5.9 Уплотнение вала в крышке турбины при остановленной для ремонта турбине должно быть шланговым с подачей в него сжатого воздуха при давлении 8 МПа или другого типа по согласованию с заводом-изготовителем.

7.5.10 Гидротурбина и гидрогенератор должны соединяться сопрягаемыми частями с соблюдением проектных размеров, допусков и посадок, без дополнительной обработки и пригонки сопрягаемых частей.

7.5.11 Доступ под РК должен обеспечиваться через лаз в отсасывающей трубе размером не менее 700´1000 мм.

7.5.12 Технология выполнения ремонтных работ не должна снижать общий ресурс камеры и уменьшать межремонтный период.

7.5.13 В шахте турбины должны быть предусмотрены монорельс и подвесные тали для производства ремонтных работ с направляющим аппаратом.

7.5.14 Однотипное вспомогательное оборудование одинакового наименования должно быть полностью взаимозаменяемо и иметь возможность перестановки с одной гидротурбины на другую без дополнительной подгонки.

7.5.15 Запорная водяная, масляная трубопроводная арматура должна быть расположена удобно для технического обслуживания, устранения протечек и неплотностей.

7.5.16 Присоединения трубопроводов масла, воды, воздуха и др. к гидротурбине и вспомогательному оборудованию не должно мешать вскрытию люков, подъемно- такелажным работам и не требовать разборки при ремонтных работах, не относящихся к трубопроводам.

7.5.17 Методы и типы средств контроля одинаковых параметров должны быть одинаковыми для гидротурбины и гидрогенератора.

8. Требования безопасности и охраны труда

8.1. Гидротурбинная установка должна удовлетворять требованиям безопасности, охраны труда и производственной санитарии согласно ГОСТ 12.2.003, ГОСТ 12.2.007.0, ГОСТ 12.2.007.1, ГОСТ 12.1.003, а также Стандарту [4].

8.2. Электрооборудование, размещенное в шахте гидротурбины и обеспечивающее ее работу, должно отвечать требованиям Правил [1] и [2].

8.3. Уровни звукового давления, создаваемые работающей гидротурбинной установкой в помещениях ГЭС, в которых постоянно находится обслуживающий персонал, не должно быть более 85 дБА согласно ГОСТ 12.1.003.

8.4. Вибрации, передаваемые работающей в установившемся режиме установкой на помещения ГЭС с постоянными рабочими местами обслуживающего персонала, должны быть не более значений, допустимых Санитарными нормами [3].

8.5. Вибрации деталей работающей в установившемся режиме гидротурбины не должны вызывать нарушения работоспособности оборудования (неправильности показаний измерительных приборов, самоотвинчивания крепежа и др.).

8.6. Вибрации корпуса подшипника гидротурбины, крышки гидротурбины, опоры подпятника не должны превышать значений, установленных стандартом СТО 17330282.27.140.001-2006.

8.7. Сосуды гидроаккумулятора и воздухосборников должны соответствовать требованиям Правил [6].

8.8. Гидротурбинная установка должна быть снабжена специальным инструментом для сборки и разборки оборудования, а также приспособлениями для механизации работ, обеспечивающими удобство и безопасность обслуживающего персонала при выполнении монтажных и ремонтных работ (в т.ч. и при подъеме тяжелых сборочных единиц).

8.9. Подвижные и вращающиеся части турбины должны быть ограждены и недоступны для случайного прикосновения обслуживающего персонала. Защитные ограждения должны выполняться согласно ГОСТ 12.2.062.

8.10. Для производства ремонтных работ в шахте гидротурбины должны быть предусмотрены грузоподъемные средства, обеспечивающие подъем грузов с перемещением их по окружности по монорельсу и доставку к выходу из шахты турбины. В шахте гидротурбины снаружи опоры подпятника должна быть установлена электроталь грузоподъемностью ____ кгс. Внутри опоры подпятника должен быть установлен монорельс с ручной талью грузоподъемностью _____ кгс.

8.11. Все грузоподъемные средства должны отвечать требованиям «Правил пользования инструментом и приспособлениями, применяемыми при ремонте и монтаже энергетического оборудования».

8.12. Гидротурбина должна быть снабжена стопорным устройством, удерживающим направляющий аппарат в положениях полного закрытия и полного открытия при номинальном давлении масла в сервомоторах.

8.13. Для производства ремонтных работ в камере рабочего колеса гидротурбина должна быть снабжена инвентарными лесами.

8.14. В отсасывающей трубе гидротурбины должен быть предусмотрен вентиляционный люк диаметром не менее 600 мм. В качестве вентиляционного люка может использоваться лаз в отсасывающую трубу.

8.15. В металлической спиральной камере должны быть предусмотрены:

• лаз для доступа людей диаметром не менее 650 мм;

• люк для подвода кабелей и шлангов.

8.16. Крышки люков отсасывающей трубы и спиральной камеры должны иметь шарнирную подвеску

9. Эргономические и эстетические требования

9.1. Компоновка оборудования гидротурбинной установки в блоке агрегата должна выполняться с учетом требований эргономики согласно ГОСТ 12.2.049.

9.2. Внешний вид гидротурбинной установки должен соответствовать требованиям промышленной эстетики.

9.3. Контрольно-измерительные и сигнальные приборы, а также все части механизмов оперативного управления гидротурбиной должны быть расположены на видных местах и легкодоступны.

9.4. Графические символы органов управления принимаются согласно ГОСТ 12.4.040.

10. Требования к монтажу

10.1. Технологические требования, нормы и допуски, обеспечивающие надежную работу узлов и отдельных механизмов гидроагрегатов при их монтаже должны соответствовать (не ухудшать) требованиям СТО 17330282.27.140.001-2006 и [7].

10.2. Монтаж установки должен осуществляться Поставщиком (силами специализированной монтажной организации, если иное не предусмотрено договором).

10.3. В сферической части камеры рабочего колеса отклонение от окружности не должно превышать в зависимости от диаметра рабочего колеса ±(0,5 ¸ 2,0) мм.

10.4. Неравномерность зазора камера-лопасть во всем диапазоне разворота лопастей не должна превышать от проектной величины зазора ±10 %.

10.5. Корректировка диаметральных размеров РК (подрезка) может производиться только в заводских условиях.

10.6. Величина перестановочных усилий и люфты в механизме поворота лопастей, измеренные по методике завода на остановленном агрегате, при сдаче оборудования заказчику должны быть зафиксированы в протоколе и в дальнейшем использоваться как базовая величина при контрольных измерениях в процессе эксплуатации.

10.7. Обработка рабочих поверхностей втулок подшипников (вкладышей) в целях доводки или исправления заводских дефектов на монтаже не допускается.

10.8. На узлах, прошедших контрольную сборку на заводе, запрещается выполнять операции по доработке в процессе монтажа, такие детали и узлы должны дорабатываться на заводе по заводской технологии или заменяться.

10.9. Двойная амплитуда биения вала при прокрутке краном должна быть меньше, чем суммарный зазор в турбинном подшипнике с любым антифрикционным материалом пары трения.

10.10. Все оборудование, входящее в объем поставки, должно иметь согласованные с Заказчиком защитные покрытия, предохраняющие его от атмосферного воздействия в период транспортирования и хранения на ГЭС.

10.11. Условия хранения на ГЭС до момента начала монтажа должны обеспечивать отсутствие прямого воздействия атмосферных осадков и прочих факторов, воздействие которых может способствовать разрушению или порче оборудования.

10.12. Окончательная окраска оборудования гидротурбинной установки должна производиться после приемки в эксплуатацию гидроагрегата в соответствии с требованиями к покрытиям, указанными в чертежах.

10.13. Окраска должна производиться материалами и силами Поставщика, если иное не предусмотрено договором.

10.14. Цвет и тип покрытий должен быть согласован с Заказчиком.

10.15. Грунтовка частей и механизмов производится на заводе-изготовителе. Части, закладываемые в бетон, должны покрываться со стороны, прилегающей к бетону составом, исключающим необходимость его удаления при монтаже и обеспечивающим надежное сцепление с бетоном.

11. Требования к маркировке и упаковке

11.1. Каждая турбина должна иметь лицевую табличку с четким и разборчивым начертанием следующих данных на русском языке:

- страна-изготовитель;

- товарный знак предприятия - изготовителя;

- год выпуска;

- знак соответствия (сертификации);

- № серии;

- расчетный напор, м;

- расчетный расход, м³/с;

- номинальная мощность турбины, кВт;

- номинальная скорость вращения турбины, об/мин и другие согласованные данные.

11.2. Маркирование деталей гидротурбинной установки должно производиться в соответствии с требованиями ГОСТ 2.314-68.

11.3. Таблички для составных частей установки должны выполняться по ГОСТ 12969-67 и ГОСТ 12971-67 и заполняться по ГОСТ 8339-84.

11.4. Транспортная маркировка каждого грузового места должна выполняться в соответствии с требованиями ГОСТ 14192.

11.5. Транспортная маркировка грузовых мест должна наноситься по трафарету яркой несмываемой краской на видных местах. Маркировка наносится на одной из боковых сторон ящика или неупакованной крупной детали гидротурбины, а на остальных деталях - на ярлык, надежно прикрепленный проволокой по ГОСТ 3282-74 к изделию на видном месте.

11.6. Оборудование установки, подлежащее окраске после монтажа, должно отправляться Изготовителем на ГЭС в загрунтованном виде.

11.7. Упаковка оборудования должна соответствовать категории упаковки КУ-0, КУ-1 и КУ-2 по ГОСТ 23170-78Е и производиться в соответствии с чертежами, разработанными Изготовителем.

11.8. Перемещение оборудования внутри тары должно быть исключено.

11.9. Ящики, применяемые для упаковки, должны разрабатываться и изготовляться в соответствии с требованиями ГОСТ 10198-78 (типы ящиков: I-1, П-1, Ш-1, Ш-2, Ш-3, У-1, У-2, УП-1, УП-3).

11.10. Консервация оборудования должна производиться в соответствии с требованиями ГОСТ 9.014-78 и требованиями чертежей.

11.11. Консервация оборудования должна обеспечивать удаление при монтаже защитных покрытий механическим путем или химическим (с применением растворителей).

11.12. Части, закладываемые в бетон, должны консервироваться со сторон, прилегающих к бетону покрытиями, не требующими их удаления при монтаже.

11.13. Удаление на монтаже консервирующих покрытий должно производиться без применения средств, нарушающих точность сопряжения. Консервирующие покрытия для резьбы должны выбираться такими, чтобы удаление их на монтаже производилось без применения механических средств очистки.

11.14. Каждый ящик с упакованным оборудованием должен сопровождаться упаковочным листом.

12. Требования к транспортированию и хранению

12.1. Размеры всех деталей и сборочных единиц установки с учетом упаковки

должны позволять доставку их на место установки __________________ транспортом в соответствии с правилами перевозок грузов, действующими на данном виде транспорта

12.2. Рабочее колесо доставляется от Изготовителя на ГЭС ____________________.

12.3. Условия транспортирования и хранения оборудования установки должны соответствовать условиям хранения _________________________ по ГОСТ 15150-69.

12.4. Электропанели регулятора, автоматики, запчасти к ним и приборы должны транспортироваться в закрытом транспорте (железнодорожных вагонах, автофургонах), а хранение их должно соответствовать условиям хранения 1 (Л) по ГОСТ 15150-69.

12.5. Транспортная масса каждой детали гидротурбины, кроме рабочего колеса должна быть не более _____ т, транспортная масса рабочего колеса должна быть не более _____ т.

12.6. Способ и условия транспортировки и хранения гидротурбин и их составных частей, а также условия и срок сохраняемости в упаковке и консервации Поставщика, должны быть указаны в технических условиях на гидротурбину.

12.7. Поставщик должен отправлять на ГЭС в собранном, опробованном и законсервированном виде следующие сборочные единицы гидротурбинной установки:

- сервомоторы направляющего аппарата;

- лекажные агрегаты;

- клапаны срыва вакуума и клапаны впуска воздуха для режима СК;

- насосы;

- механическую колонку управления и электропанель;

- аварийный золотник управления.

Конкретные наименования и количество узлов, подлежащих транспортировке в собранном виде, оговариваются в технических условиях - приложении к договору с Поставщиком, в том числе по условиям их транспортировки.

12.8. Детали и узлы гидротурбины на открытом подвижном составе размещаются в пределах установленного габарита погрузки. Их погрузка, транспортирование и крепление должны производиться в соответствии с правилами перевозок грузов, действующими на соответствующем виде транспорта, и Техническим условиям [5].

12.9. Срок действия консервации, способы хранения и переконсервации оборудования у Заказчика должны соответствовать требованиям инструкции Изготовителя.

12.10. Через каждые 12 месяцев, включая и время нахождения оборудования в пути, необходимо производить технический осмотр оборудования, а в случае необходимости, его переконсервацию.

12.11. Повреждение окраски, консервации и упаковки оборудования в процессе транспортирования и выгрузки должны быть устранены Поставщиком сразу же после выгрузки оборудования.

12.12. Резинотехнические изделия (РТИ) должны храниться в помещении при температуре от 0 до +25 °С на расстоянии не менее 1 м от отопительных приборов в условиях, исключающих их повреждение и деформирование Не допускается хранить РТИ вблизи оборудования, выделяющего озон и искусственных источников света, выделяющих ультрафиолетовые лучи РТИ должны быть защищены от воздействия прямых солнечных лучей, воздействия кислот, щелочей, масел, бензина, керосина и их паров и других веществ, разрушающих резину.

12.13. Транспортирование и хранение оборудования гидротурбинной установки должно учитывать климатические условия.

13. Комплектность поставки

13.1. Комплектность поставки гидротурбинной установки определяется в соответствии с таблицей 13.1 и уточняется в каждом конкретном случае в Техническом задании. Поставщик должен предусмотреть в объеме поставки все необходимое для нормальной эксплуатации гидротурбины.

13.2. Гидротурбина поставляется в виде отдельных узлов, а оборудование вспомогательных систем в модульном исполнении. В комплект поставки входит масло для первичной заливки системы регулирования гидротурбины и подшипника гидротурбины на жидкой масляной смазке.

13.3. Поставляемые узлы гидротурбины должны быть максимально приспособлены для проведения укрупненной сборки на монтажной площадке.

13.4. Шкафы автоматики, управления, устройства вспомогательных систем должны поставляться в собранном виде (модули), прошедшие полный комплекс контроля и испытаний на предприятиях Поставщика.

13.5. В состав технической документации, передаваемой Заказчику, должны входить следующие документы:

- сборочные чертежи, габаритные чертежи, фундаментные чертежи, чертежи закладных трубопроводов и схемы гидротурбины, регулятора, МНУ и аппаратуры автоматики;

- чертежи быстроизнашивающихся (и других часто заменяемых) деталей;

- технические описания гидротурбины, регулятора, МНУ и электропанелей автоматики;

- инструкции по монтажу, эксплуатации и хранению гидротурбины, регулятора, МНУ;

- карты измерений, выполняемых при контрольных сборках основных сборочных единиц гидротурбины в объеме, предусмотренном Изготовителем;

- карты измерений по ответственным сопряжениям деталей гидротурбины в объеме, предусмотренном Изготовителем;

- паспорт гидротурбинной установки;

- монтажный чертеж;

- схемы аппаратуры автоматики;

- схемы присоединения всех датчиков в клеммном шкафу турбины;

- чертежи вспомогательного оборудования;

- чертежи быстроизнашивающихся и других деталей, по согласованию с Заказчиком;

- программа приемочных испытаний;

- спецификация материалов для основных деталей турбины;

- технические условия на капитальный ремонт гидротурбины по ГОСТ 2.602-95;

- номенклатуру и количество запасных частей и материалов для текущего и капитального ремонта гидротурбинной установки;

- инструкции (технические указания) по сварке, наплавке, окраске, промывке, консервации и т.п.;

- формуляры и протоколы с заводскими данными сборки и испытаний узлов турбины, с результатами настройки системы регулирования и полученными при этом характеристиками;

- перечень деталей и узлов турбины, имеющих ограничение по сроку работы, по возможности с указанием срока их службы;

- технические условия на ремонт оборудования с указанием предельно допустимого технического состояния деталей и узлов турбины, при котором они подлежат ремонту или замене;

- указания по особенностям разборки и сборки сложных и крупных узлов турбины и поставляемого вспомогательного оборудования, включая указания по сборочной маркировке деталей, по маркам сталей, по кантовке и строповке крупногабаритных деталей;

- чертежи и схемы сборки и разборки крупных узлов и деталей;

В процессе производства проектной документации возможно внесение согласованных с Заказчиком корректировок и дополнений, обеспечивающих повышение надежности или улучшение эксплуатационных показателей.

Поставщик не может без согласования с Заказчиком вносить конструктивные изменения в узлы и детали, ухудшающие эксплуатационные характеристики гидротурбины.

13.6. Конструкторская документация, указанная в пункте 13.5 должна передаваться Заказчику в следующем количестве:

- чертежи и схемы - пять комплектов для первой гидротурбинной установки и по одному комплекту с первым местом для каждой последующей;

- паспорт - один экземпляр на каждую гидротурбинную установку;

- формуляр - один экземпляр на каждую установку;

- технические описания, инструкции - по одному экземпляру на каждую гидротурбинную установку, но не менее трех экземпляров на ГЭС;

- карты измерений - по одному экземпляру на каждую гидротурбинную установку. Два экземпляра всей указанной в пункте 13.5 конструкторской документации, за исключением паспорта и карт измерений, должен передаваться Поставщиком Генеральному проектировщику ГЭС.

Кроме того, Поставщик должен передавать Заказчику для монтажной организации:

- два комплекта чертежей и монтажных инструкций, необходимых для монтажа закладных частей, - не позднее, чем за три месяца до срока отгрузки закладных частей первого гидроагрегата на ГЭС;

- два комплекта чертежей и монтажных инструкций, необходимых для монтажа рабочих механизмов, регулятора, МНУ и аппаратуры автоматики, - не позднее, чем за три месяца до срока отгрузки соответствующего платежного узла первого агрегата на ГЭС;

Таблица № 13.1

Примечание: ^* поставляется при необходимости.

13.7. В состав оборудования установки Поставщик должен включить специальные монтажные приспособления и специальный инструмент для выполнения всех операций по сборке, демонтажу и ремонту оборудования, которые не могут быть выполнены стандартным инструментом и без специальных приспособлений (табл. 13.2). Количество и номенклатура монтажных приспособлений и специального инструмента окончательно устанавливается в каждом конкретном ТЗ.

Таблица 13.2. Перечень приспособлений, инструмента и принадлежностей для монтажа турбины

13.8. Количество и номенклатура запасных частей к гидротурбине, регулятору, МНУ, устанавливаются в соответствии с табл. 13.3 и уточняется в каждом конкретном ТЗ.

Таблица 13.3 Перечень запасных частей к гидротурбине

^* При количестве агрегатов меньше четырех поставка запасных частей производится по количеству агрегатов.

14. Комплектующее оборудование, материалы, водо-, воздухо- и энергоснабжение, обеспечиваемые Заказчиком.

14.1. Для ввода в строй и нормального функционирования установки на ГЭС Заказчик обеспечивает следующее комплектующее оборудование и материалы:

- воздухосборник с аппаратурой на рабочее давление ______ МПа (______ кгс/см²) для заправки и автоматической подкачки воздуха в гидроаккумулятор МНУ;

- сжатый азот для заправки и дозаправки гидроаккумуляторов МНУ;

- компрессор для зарядки воздухосборника на рабочее давление _______ МПа (_______кг/см²);

- компрессоры и ресиверы для режима синхронного компенсатора на давление не менее _______ МПа (_______ кг/см²) комплектно с электродвигателями и пусковыми устройствами;

- воздуходувки для режима синхронного компенсатора на рабочее давление _______ МПа (_______ кг/см²);

- вторичные устройства расходомеров;

- насосную установку для откачки воды из отсасывающих труб и спиральных камер гидротурбин;

- закладные трубопроводы, воздушные трубопроводы к маслонапорной установке и все трубопроводы водяные и воздушные за пределами гидротурбины, а также трубопроводы к насосной установке для откачки воды из отсасывающих труб;

- оборудование для очистки масла системы регулирования и направляющих подшипников.

14.2. Количество компрессоров, их подача и объем воздухосборников выбираются Генеральным проектировщиком ГЭС.

14.3. Заказчик обеспечивает следующее водоснабжение и воздухоснабжение установки:

- подачу во время работы агрегата чистой воды для смазки подшипника турбины;

- постоянную подачу технической воды для охлаждения масла подшипника гидротурбины в количестве не менее _______ л/сек под давлением не менее _______ МПа (_______кг/см²);

- постоянную подачу чистой воды для смазки уплотнения вала в количестве не менее _______ л/сек под давлением не менее _______ МПа (_______ кг/см²) с содержанием абразивных частиц не более _______ г/м³ размером не более _______ мм;

- постоянную подачу воздуха под давлением ____ МПа (____ кгс/см²) к щитам аппаратуры автоматики;

- подачу воздуха под давлением _____ МПа (____ кгс/см²) к ремонтному уплотнению вала при ремонтах гидротурбины.

14.4. Заказчик обеспечивает все внешние электрические соединения устройств системы автоматического управления.

14.5. Для регулятора Заказчик обеспечивает сигнал 4 - 20 мА о действующем напоре нетто гидротурбины.

14.6. Для электропитания системы управления гидротурбины Заказчик обеспечивает переменный ток напряжением  В и постоянный ток напряжением 220 В от источника гарантированного питания.

14.7. Для электропитания силовой части системы автоматики гидротурбины и МНУ, Заказчик обеспечивает переменный ток напряжением 380/ В (мощность определяется типом применяемых электродвигателей).

14.8. Для электропитания цепей освещения, подъемных и других механизмов Заказчик обеспечивает:

- рабочее освещение - переменный ток напряжением 380/ В;

- аварийное освещение - постоянный ток напряжением  В;

- переменный ток напряжением 36 В;

- переменный ток напряжением 12 В, (для переносного освещения).

14.9. Температура воздуха в помещениях, в которых устанавливается оборудование установки, должна поддерживаться в пределах от плюс 10 до плюс 40 °С. При временных условиях эксплуатации (в начальный период) допускается минимальная температура +5 °С.

14.10. Окончательно перечень комплектующего оборудования и материалов, обеспечиваемых Заказчиком, согласуется в конкретном ТЗ.

15. Оценка и подтверждение соответствия приобретаемого оборудования требованиям заказчика

15.1. При сдаче-приемке поставляемого оборудования Изготовитель обязан подтвердить соответствие этого оборудования требованиям технического задания Заказчика, технической документации Поставщика, положениям стандартов, условиям договора (далее - установленным требованиям).

Оценка соответствия осуществляется на основании результатов следующих видов испытаний и технического контроля:

- приемочные лабораторные испытания модели проточной части гидротурбины;^*

- контрольная сборка и приемосдаточные испытания отдельных узлов, сборочных единиц и деталей на предприятии-изготовителе в объеме, согласованном с Заказчиком, и с участием его представителя;

- приемосдаточные испытания на ГЭС после окончания монтажа и окончания пусконаладочных работ по утвержденной программе;

- гарантийные испытания после выхода на рабочий режим эксплуатации, но не позже чем через год после сдачи в эксплуатацию.

^* Примечание. Публикация МЭК. Турбины гидравлические, аккумулирующие насосы и турбонасосы. Приемочные испытания на модели. IЕС 60193 (1999).

Формой подтверждения соответствия поставляемого оборудования установленным требованиям являются документы, составленные по результатам испытаний и технического контроля, а также документы добровольной (в установленных законодательством случаях - обязательной) сертификации.

15.2. Приемочный контроль сборочных единиц и деталей гидротурбинной установки на предприятии-изготовителе должен производиться отделом технического контроля (ОТК) предприятия-изготовителя и представителями Заказчика для проверки соответствия качества сборочных единиц и деталей гидротурбинной установки установленным требованиям.

15.3. Приемочный контроль сборочных единиц и деталей на предприятии-изготовителе должен производиться в соответствии с табл. 15.1. Приемка изготовленного оборудования должна производиться отделом технического контроля (ОТК), оформляться актами, сертификатами, картами измерений, удостоверяющими его соответствие техническим требованиям, техдокументации и стандартам. Допускается исключение контроля отдельных узлов, если это особо оговорено Заказчиком и Поставщиком.

Таблица 15.1 Типовой перечень сборочных единиц гидротурбинной и насос-турбинной установок, проходящих приемочный контроль на заводах-изготовителях

^* Примечание. Настоящий перечень не распространяется на оборудование унифицированных гидротурбин для малых ГЭС, которые проходят полный приемочный контроль на заводах-изготовителях. Полный перечень сборочных единиц гидротурбинной и насос турбинной установок, проходящих приемочный контроль на заводах-изготовителях, уточняется в конкретном техническом задании.

15.4. Приемочный контроль правильности монтажа и пуско-наладочных работ по гидротурбинной установке проводится Заказчиком при авторском надзоре шефперсонала Изготовителя. Объем контроля устанавливается инструкцией Изготовителя по монтажу установки.

15.5. Приемочные испытания установки на ГЭС после окончания монтажных и пуско-наладочных работ проводятся Заказчиком при участии представителей Изготовителя. Объем испытаний устанавливается программой и методикой.

15.6. Приемочные испытания включают проверку работы:

- на холостом ходу и под нагрузкой с измерением открытия направляющего аппарата, мощности на шинах генератора, давления в проточной части;

- при сбросах нагрузки с измерением скорости движения направляющего аппарата, приращения частоты вращения ротора, давления в спиральной камере и отсасывающей трубе;

- в режиме синхронного компенсатора с измерением потребляемой мощности на шинах генератора.

На всех режимах производится измерение уровня вибрации, биение вала, частота вращения ротора, давление в спиральной камере и отсасывающей трубе.

Продолжительность испытаний гидротурбин под нагрузкой должна быть не менее 72 ч.

При контрольных испытаниях должны определяться энергетические (относительным методом)^*, вибрационные и другие характеристики установки.

Измерения осуществляются штатными и специальными измерительными средствами. Измерительные приборы должны быть сертифицированы в установленном порядке.

^* Примечание. Энергетические испытания проводятся в соответствии с Публикацией МЭК «Турбины гидравлические, гидроагрегаты ГАЭС и турбонасосы. Полевые приемочные испытания для определения пропускной способности (IЕС 60041, 1991).

15.7. Программа и методика приемочных испытаний составляется Изготовителем и согласовывается с Заказчиком. До начала испытаний приемочная комиссия оценивает возможность воспроизведения заданных режимов испытаний и, в случае необходимости, вносит изменения в программу и методику испытаний.

15.8. Приемка изготовленного оборудования на заводе должна производиться отделом технического контроля, оформляться актами, сертификатами, картами измерений, удостоверяющими его соответствие требованиям технического задания, техдокументации и стандартам.

15.9. Гидравлические испытания полностью собранного РК на монтажной площадке должны включать в себя испытания на герметичность рабочим давлением, соответствующим давлению столба масла на уровне маслоприемника при непрерывном плавном перемещении лопастей от полного открытия до полного закрытия и обратно в течение 24 ч. Протечки масла через узлы детали и любые элементы конструкции при этом не допускаются. Исключение составляет дренажная система уплотнений штока и лопастей рабочего колеса. Нормирование протечек в дренажную систему и определение объема емкостей для сбора протечек производится в процессе проектирования и согласовывается с заказчиком.

15.10. Контрольные (гарантийные) испытания установки проводятся в течение гарантийного срока эксплуатации установки по требованию Заказчика на одной из установок. Испытания проводятся организацией, привлеченной по соглашению между Заказчиком и Изготовителем, с участием представителей Заказчика и Изготовителя.

15.11. Организация, проводящая контрольные испытания, разрабатывает программу и методику испытаний и согласовывает ее с Изготовителем, Генпроектировщиком и Заказчиком.

15.12. Установка считается принятой от Изготовителя в промышленную эксплуатацию после утверждения Заказчиком акта приемки установки, составленного приемочной комиссией на основании протокола испытаний. Во время приемочных испытаний все механизмы должны безотказно отработать в течение 72 ч.

16. Гарантии Изготовителя

16.1. Поставщик гарантирует соответствие гидротурбинной установки Техническому заданию Заказчика.

16.2. Поставщик гарантирует основные параметры при характерных напорах в соответствии с табл. 16.1.

Таблица 16.1.

16.3. Гарантийный срок эксплуатации - 3 года со дня ввода установки в эксплуатацию, но не более 4,5 лет со дня получения потребителем последней партии оборудования данной установки.

16.4. Гарантии распространяются на все детали и узлы, обеспечивающие эксплуатацию турбины.

16.5. Поставщик обязуется производить в течение гарантийного периода эксплуатации устранение всех неисправностей, возникших из-за дефектов изготовления и конструкторских недоработок, своими силами и за свой счет, или компенсировать затраты по выполнению таких работ.

16.6. Гарантийный период эксплуатации увеличивается на время простоя агрегата, необходимое на устранение заводского дефекта. Потери от простоя агрегата в ремонте по этим причинам компенсируются изготовителем.

16.7. Поставщик гарантирует поставку запасных частей и материалов по заявкам заказчика, оформленным отдельными соглашениями и за отдельную плату, в течение всего периода эксплуатации оборудования.

16.8. При расположении ГЭС в районах с повышенной сейсмичностью (более 6 баллов) Поставщик гидротурбинного оборудования гарантирует его надежную работу, включая аппаратуру и оборудование, поставленное комплектно с турбиной другими поставщиками.

Библиография

[1] Правила устройства электроустановок ПУЭ, Издание 7.

[2] Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок

[3] СН 2.2.4/2.1.8.566-96 Производственная вибрация, вибрация в помещениях жилых и общественных зданий. Санитарные нормы

[4] Гидроэлектростанции. Охрана труда (правила безопасности) при эксплуатации и техническом обслуживании сооружений и оборудования ГЭС. Нормы и требования. (СТО, проект)

[5] Технические условия погрузки и крепления грузов. Изданы в соответствии с Уставом железных дорог Союза ССР (с изменениями и дополнениями по состоянию на 1 января 1988 г.)

[6] Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением ПБ 03-576

[7] Технические условия на монтаж гидроагрегатов, утвержденные ГПТУ по строительству Министерства энергетики и электрификации решением № 117 от 30.04.1974 г.

Перечень нормативно-технических документов, подлежащих отмене в связи с вступлением в действие стандарта организации ОАО РАО «ЕЭС России»

«Гидротурбинные установки. Условия поставки. Нормы и требования»

 

___________________ обозначение стандарта удк____________ окс____________ ___________________ код продукции