30.    При проектировании ГЭС, ГАЭС, в том числе выборе максимальной и номинальной мощности гидроафегата, должны быть учтены следующие факторы:

характеристики энергосистемы и требования к режимам работы ГЭС, ГАЭС в составе энергосистемы, в том числе к участию ГЭС, ГАЭС в покрытии пиков фафика нафузки, условиям аварийного отключения гидроафегата и пропуска санитарного расхода;

требования по режимам уровней воды в нижнем бьефе;

геоморфологические и геологические условия площадки размещения ГЭС, ГАЭС;

технологических возможности изготовления, транспортировки и монтажа оборудования;

тип здания ГЭС, ГАЭС и конструкции водоподводящих устройств;

возможности установки предтурбинных затворов.

31.    Компоновка афегатного блока ГЭС, ГАЭС должна обеспечивать возможность монтажа, демонтажа, ремонтного обслуживания основного гидросилового и вспомогательного оборудования с учетом работы фузоподъемных сооружений и соблюдение действующих норм и правил в области охраны труда.

IV. Требования к проектированию гидротурбинного оборудования

32.    Выбор типа, мощности и типоразмера гидротурбины и модификации рабочего колеса осуществляются при разработке проектной документации с учетом мощности гидроагрегата, строительных решений, требований организаций-изготовителей оборудования.

33.    Гидротурбина должна обеспечивать работу гидроафегата в течение нормативного срока службы, определенного организациями-изготовителями.

34.    При выбранной номинальной мощности гидроафегата и заданных характеристиках гидрогенератора при напорах выше расчетного гидротурбина должна развивать мощность, обеспечивающую работу гидрогенератора с активной мощностью, равной его полной номинальной мощности.

35.    Величина pei-улируемого диапазона при расчетном напоре должна быть не менее 40% ее номинальной мощности для радиально-осевых гидротурбин и не менее 60% для поворотно-лопастных и диагональных гидротурбин. Величина регулируемого диапазона других типов турбин определяется организацией-изготовителем.

36.    При выборе гидротурбины должны учитываться зоны ограниченной и (или) нерекомендованной работы по эксплуатационной характеристике, а также допустимые диапазоны частоты вращения и время нахождения в них. Размер зоны ограниченной работы, а также ограничения по числу циклов прохождения через зону нерекомендованной работы должны быть минимизированы.

37.    Тип гидротурбины (насос-турбины) для конкретной ГЭС, ГАЭС определяется в зависимости от максимального напора, определяемого по таблице 1 приложения № 2 к Методическим указаниям, с учетом заданных режимов работы и диапазона изменения напора.

Отступление от требований настоящего пункта допускается при условиях подтверждения орган изацией-изготовител ем характеристик гидротурбины в результате модельных испытаний.

38.    В случае если работа ГЭС, ГАЭС в заданном диапазоне используемых напоров может быть обеспечена несколькими типами гидротурбин, выбор типа гидротурбины должен производиться с учетом требований пункта 37 Методических указаний.

39. Выбор диапазона изменения напоров (Нмин, Нмакс) осуществляется с учетом следующих соотношений:

и

для турбин капсульных гидроагрегатов —Ш- 20.4 ;

^Нтж    ц

для осевых и диагональных поворотно-лопастных турбин ^^ая“ * i

для радиально-осевых турбин ^^JBSL * ^ ⁺    ;

и_

для ковшовых турбин ——¹ 20.9 ;

г/_нис

Н    у

для радиально-осевых насос-турбин -^-2 0,9 *0,185^1.;

Н_1ИЯШ    100

(для nST =100⁺ 350 мин ) - коэффициент быстроходности;

i 1,2 + 0.2

100

для диагональных насос-турбин    ;

(для nST =200*400 мин”¹). где:

Нмин - минимальная величина напора;

Нмакс - максимальная величина напора;

Нн макс - максимальная величина напора в насосном режиме;

Нт мин - минимальная величина напора в турбинном режиме.

При большем диапазоне изменения напоров должно быть рассмотрено применение двухскоростных гидроагрегатов или гидроагрегатов с частотным регулированием.

40.    Основными расчетными параметрами гидротурбин при заданном максимальном, расчетном по мощности и средневзвешенным по выработке напоре и мощности должны являться:

номинальный диаметр рабочего колеса (м);

диаметр осей лопаток направляющего аппарата (м) (для гидромашин вертикального исполнения);

номинальная частота вращения;

угонная частота вращения (для поворотно-лопастных гидротурбин с сохранением и без сохранения комбинаторной зависимости); коэффициент полезного действия максимальный; коэффициент полезного действия в расчетной точке; требуемая высота отсасывания; коэффициент быстроходности гидротурбины.

41.    Номинальный диаметр рабочего колеса гидротурбины должен определяться исходя из мощности гидроагрегата, обеспечения требуемых высот отсасывания, при расчетном по мощности напоре и соответствующем ему значении коэффициента полезного действия.

42.    Номинальная частота вращения гидроагрегата должна назначаться исходя из критерия максимизации коэффициента полезного действия для выбранного типа турбины при средневзвешенном по выработке напоре.

43.    При назначении номинальной частоты вращения должны быть учтены конструктивные особенности гидрогенераторов.

44.    Номинальная частота вращения насос-турбин определяется по насосному режиму исходя из условий размещения рабочего диапазона напоров в оптимальной зоне характеристики и заглубления рабочего колеса.

45.    Требуемая высота отсасывания определяется в соответствии с характеристиками, определенными в документации организации-изготовителя гидротурбины и отсчитывается в зависимости от ее типа:

для вертикальных поворотно-лопастных и диагональных гидротурбин отсчитывается от точки пересечения оси поворота лопастей с камерой рабочего колеса;

для горизонтальных поворотно-лопастных гидротурбин (капсульных и S образных) отсчитывается от горизонтальной оси вращения гидротурбины;

для вертикальных радиально-осевых гидротурбин отсчитывается от средней линии направляющего аппарата;

для горизонтальных радиально-осевых гидротурбин отсчитывается от горизонтальной оси вращения гидротурбины.

Для насос-турбин отметка рабочего колеса определяется по насосному режиму для наихудшего сочетания напора и уровня нижнего бассейна.

46.    Выбор отметки установки реактивных гидротурбин должен производиться по требуемым высотам отсасывания с учетом:

условий неустановившегося режима в нижнем бьефе, характеризующих время наполнения бьефа;

прогнозируемых размывов или подпором в нижнем бьефе;

согласованной организацией-изготовителем оборудования допустимой величины кавитационной эрозии.

47.    При необходимости ввода гидроагрегатов на пониженных напорах пусковой напор определяется по согласованию с организациями-изготовителями оборудования.

48.    Необходимость применения сменных рабочих колес определяется проектной документацией.

49.    Гидротурбина должна иметь систему регулирования, включающую:

автоматический регулятор частоты вращения и активной мощности турбины;

маслонапорную установку или иной аккумулятор энергии;

аппаратуру автоматики;

устройство аварийного закрытия направляющего аппарата и предтурбинного затвора, в том числе устройство противоразгонной защиты;

комплект трубопроводов и кабельных связей.

50.    ГЭС, ГАЭС установленной мощностью 5 МВт и ниже и классом напряжения 10 кВ и ниже могут оснащаться устройствами, обеспечивающими функции пуска и останова гидроагрегата, в том числе аварийного.

51.    Система регулирования гидротурбины должна обеспечивать управление регулирующими органами гидротурбины (приводами направляющего аппарата и рабочего колеса (для поворотно-лопастных турбин), обеспечивающими устойчивую и безопасную работу гидротурбины во всех эксплуатационных режимах (нахождение в резерве, пуск, холостой ход, работа под нагрузкой, насосный режим (для обратимых гидротурбин), режим синхронного компенсатора, останов), а также переход между режимами с соблюдением гарантий регулирования и ограничений на работу в зонах эксплуатационной характеристики.

52.    Функциональные требования к системе регулирования определяются с учетом требований организации-изготовителя гидротурбины и должны содержать сведения о номинальных, предупредительных и аварийных величинах всех контролируемых технологических параметров и требуемых действиях при их достижении, а также требования, обеспечивающие участие гидроагрегатов в регулировании частоты и перетоков активной мощности.

53.    Для предотвращения разгона гидротурбины сверх допустимой скорости вращения в системе ее регулирования должны предусматриваться устройства противоразгонной защиты, обеспечивающие перекрытие потока воды путем закрытия направляющего аппарата.

В дополнение к устройствам защиты, воздействующим на закрытие направляющего аппарата, в соответствии с проектной документацией могут быть использованы исполнительные органы противоразгонной защиты:

клапаны срыва вакуума (при сифонном подводе воды);

предтурбинные затворы или аварийно-ремонтные затворы.

54.    Селективность действия противоразгонных защит определяется проектной документацией.

55.    МНУ должна обеспечивать бесперебойную работу всех устройств технологической защиты и автоматики, необходимую для аварийной остановки гидроагрегата, в том числе при потере электропитания.

56.    Типоразмер МНУ должен выбираться для случая неработающих насосов и начального давления в аккумуляторе, соответствующего уставке включения основного насоса, из условия обеспечения выполнения не менее 2,5 полных ходов сервомоторов направляющего аппарата и 2,0 полных ходов сервомотора рабочего колеса и, при необходимости, полного хода сервомотора предтурбинного затвора.

57.    При наличии в гидроагрегате встроенного цилиндрического затвора, включенного оперативно в схему управления гидроагрегатом, МНУ должна обеспечивать также закрытие затвора после остановки агрегата. При этом должен сохраняться запас давления и объем масла, достаточный для аварийной остановки гидроагрегата.

58.    Выбор режима регулирования гидротурбины должен производиться на основании расчетов и анализа гидравлических переходных процессов с учетом конкретных условий работы ГЭС, ГАЭС, характеристик ее оборудования и системы водопроводящих сооружений ГЭС, ГАЭС. При этом учету подлежат гидравлические переходные процессы, вызванные как плановыми, так и аварийными изменениями режима работы гидроагрегата.

59.    В результате расчетов и анализа гидравлических переходных процессов должны выявляться:

реально возможные, вероятные, наиболее неблагоприятные нагрузки на конструктивные элементы гидросилового оборудования и проточной части, их

сочетание и другие показатели, которые необходимо учитывать при проектировании сооружений и оборудования, а также эксплуатационные характеристики ГЭС, ГАЭС;

возможности улучшения динамических показателей за счет оптимизации режимов регулирования и состава энергетических сооружений и оборудования.

При этом вычисляются:

для станционных напорных водоводов: значения наибольших давлений с учетом гидравлического удара, распределение давлений по длине, значения наименьшего давления, участки возможных повышенных пульсаций давления, в том числе и с учетом сейсмического воздействия;

для гидроагрегатов: увеличение частоты вращения при сбросах нагрузки, изменение направления, частоты вращения для насос-турбин при отключении агрегата от сети в насосном режиме (режим потери привода), изменение моментов и осевых сил, развиваемых гидротурбиной, а также давлений в проточном тракте, особенно за рабочим колесом.

60. Основными показателями, определяющими условия регулирования, являются:

постоянная инерции (времени) напорных водоводов Tw, с:

Tw=Q0/gH0 *£Lk/Fk,

где Q0 - расход установившегося режима, мЗ/с;

НО - напор установившегося режима, м;

g - ускорение свободного падения, м/с2;

Lk - длина участка проточного тракта, м;

Fk- площадь сечения участка проточного тракта, м2;

к - обозначение участков проточного тракта.

При значениях Tw>2c система считается высокоинерционной и проводится детальный анализ и расчеты по выбору мероприятий, обеспечивающих соблюдение гарантий регулирования.

При значениях Tw>3 ⁺ 5c должна быть рассмотрена необходимость применения уравнительных резервуаров на напорной деривации;

постоянная инерции гидроагрегата Та, с:

T_a=mD_a²n²/365N_st

где mDa - маховой момент гидроагрегата, тм²;

N_s~ полная мощность гидротурбины, кВт;

п - номинальная частота вращения гидроагрегата, об/мин.

При значениях Т_а менее 5 с агрегат считается «легким» и требуется проведение анализа условий устойчивости системы регулирования;

повышенные пульсации давления в напорных водоводах. Частота жгутовых пульсаций за рабочим колесом не должна совпадать с собственной частотой упругих колебаний напорных водоводов;

обеспечение быстродействия регулирования частоты    и    мощности

технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем.

61.    При расчете переходных процессов принимается максимальное повышение частоты вращения гидротурбин до 160% от номинальной и повышение давления на средней линии входного сечения спиральной камеры до 140 % максимального напора. Проектной документацией могут быть заданы большие значения при условии обеспечения работы устройств РЗА в соответствии с требованиями пункта 22 Методических указаний. Указанные параметры должны быть подтверждены организациями-изготовителями гидротурбины и гидрогенератора.

62. Максимальное давление в спиральной камере при закрытии направляющего аппарата действием регулятора должно быть выбрано с учетом:

обеспечения прочностных характеристик гидротурбины и гидрогенератора;

алгоритма программного управления закрытием направляющего аппарата;

наличия и характеристик холостых выпусков и уравнительных резервуаров.

63.    При питании нескольких гидротурбин от одного напорного водовода максимальные значения повышения давления и повышения (заброса) частоты вращения определяются для условия одновременного отключения всех гидроагре гатов.

64.    Значения повышения давления в спиральной камере гидротурбины и повышение частоты вращения гидроагрегата (гарантии регулирования) подтверждаются организацией-изготовитслем гидротурбины.

65.    Предтурбинные затворы должны устанавливаться:

а)    на ГЭС:

в случае присоединения двух и более гидроагрегатов к одному напорному водоводу;

для гидротурбин с напором 200 м и более;

б)    на ГАЭС:

при напорах более 200 м для предохранения направляющего аппарата от щелевой кавитации и чрезмерных протечек;

в)    при открытой деривации из металлических водоводов (трубопроводов) большой длины;

г)    при интенсивном режиме участия агрегатов ГЭС, ГАЭС в регулировании мощности.

Другие случаи применения предтурбинных затворов определяются в проектной документации.

66.    Предтурбинные затворы должны обеспечивать:

прекращение доступа воды к гидротурбине при нормальных условиях эксплуатации;

возможность проведения ремонтных работ в проточной части гидротурбины под их защитой без опорожнения напорных водоводов;

прекращение доступа воды к гидроагрегату в аварийных ситуациях (при разгоне агрегата, выходе из строя направляющего аппарата, разрыве напорного водовода, неисправности системы регулирования гидротурбины);

защиту направляющего аппарата высоконапорных гидротурбин от щелевой кавитации;

возможность перевода гидроагрегата для работы в режиме синхронного компенсатора или пуска в насосный режим обратимого гидроагрегата с отжимом воды из камеры рабочего колеса сжатым воздухом.

67.    Предтурбинные затворы принимаются:

дисковые с плоскоскошенным диском - на статический напор до 115 м;

дисковые с диском типа «биплан» - на статический напор до 230 м;

шаровые - на статический напор до 800 м.

68.    Возможность применения кольцевого затвора, встроенного в радиальноосевую гидротурбину, определяется при разработке проектной документации.

69.    Предтурбинные затворы должны закрываться при скоростях течения воды, соответствующей предполагаемой аварии (разрыв турбинного водовода, разгон гидроагрегата, иные обстоятельства).

70.    Максимальное время аварийного закрытия предтурбинного затвора в оперативном режиме устанавливается в пределах от 30 до 120 с и должно определяться по допустимому значению гидравлического удара в турбинном водоводе.

Время закрытия и открытия предтурбинного затвора, имеющего ремонтное назначение, может задаваться от 120 до 300 с.

71.    Предтурбинные затворы любого назначения должны иметь следующее управление:

ручное с местного поста управления;

автоматическое открытие при пуске aiperaTa по команде от САУ гидроагрегатом и автоматическое закрытие при нормальной и аварийной остановке агрегата, по командам от САУ гидроагрегатом;

автоматическое аварийное закрытие при срабатывании противоразгонной защиты гидроагрегата, срабатывании технологических защит при отказе в работе направляющего аппарата, технологической защиты при разрыве водовода;

дистанционное управление с центрального пульта ГЭС, ГАЭС (выполняется только для аварийно-ремонтного затвора).

72.    В качестве источников питания гидропривода предтурбинного затвора используется МНУ гидротурбины либо отдельная МНУ или маслонасосный агрегат.

Приложение к приказу Минэнерго России от «*/£ » о8 2019 г. № 8S'

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ но технологическому проектированию гидроэлектростанций и гидроаккумулирующих электростанций

I. Общие положения

1.    Методические указания по технологическому проектированию гидроэлектростанций и гидроаккумулирующих электростанций (далее -Методические указания) устанавливают требования к определению при разработке проектной документации технических и технологических решений, обеспечивающих возможность использования проектируемых гидроэлектростанций (далее - ГЭС) и гидроаккумулирующих электростанций (далее - ГАЭС) по их функциональному назначению и их надежной и безопасной работы в составе энергосистемы, в том числе решений по составу и выбору оборудования, его компоновке, определению электрических схем, оснащению ГЭС, ГАЭС системами и устройствами технологического управления, релейной защиты и автоматики, телемеханики и связи, обеспечению работоспособности, надежности и живучести ГЭС, ГАЭС.

Указанные в абзаце первом требования должны учитываться при планировании развития электрических сетей, технологическом присоединении ГЭС, ГАЭС к электрическим сетям, соблюдаться при определении основных характеристик вновь вводимого (реконструируемого, модернизируемого) оборудования ГЭС, ГАЭС, разработке технических условий, проектной и рабочей документации на строительство (реконструкцию, модернизацию) ГЭС, ГАЭС.

2.    Разработка проектной документации на строительство (реконструкцию) ГЭС, ГАЭС должна осуществляться в соответствии с Градостроительным кодексом Российской Федерации (Собрание законодательства Российской Федерации, 2005, № 1 (ч. I), ст. 16; 2019, № 31, ст. 4453), Федеральным законом Российской

73.    Источник питания привода предтурбинного затвора должен обеспечивать открытие и последующее закрытие затвора при отсутствии питания собственных нужд переменного тока.

74.    Использование одной МНУ на гидротурбину и предтурбинный затвор допускается, если затвор имеет грузовой привод на закрытие.

75.    Источник питания отдельной группы предтурбинных затворов, выполняющих аварийные функции, должен выбираться из условия обеспечения закрытия всех обслуживаемых затворов и обеспечения цикла «открытие-закрытие» одного из затворов.

76.    Для повышения надежности работы предтурбинных затворов предусматривается использование грузового привода на «закрытие» в пределах технически возможных решений или постоянная подача давления от МНУ в полость гидропривода «на закрытие».

77.    Предтурбинные затворы должны устанавливаться на турбинном водоводе перед входом в спиральную камеру гидротурбины в специальном помещении, объединенным с машинным залом, или в индивидуальном помещении. Помещение затвора должно обслуживаться либо кранами машинного зала либо индивидуальными грузоподъемными механизмами.

78.    Необходимость установки предтурбинных затворов для ГЭС установленной мощностью менее 25 МВт определяется при разработке проектной документации с учетом обеспечения условий безопасной эксплуатации ГЭС.

V. Требования к проектированию механического оборудования

79.    Состав, размещение, типы и параметры, технологические функции и режим эксплуатации механического оборудования, включающего затворы любых типов, сороу держи вающие решетки и другие устройства, препятствующие попаданию посторонних предметов в проточный тракт гидротурбины, устройства и механизмы, предназначенные для маневрирования затворами и решетками, должны быть определены при разработке проектной документации, исходя из типа сооружений, их состава и компоновки, параметров и количества основного

Федерации от 30.12.2009 № 384-ФЗ «Технический регламент о безопасности зданий и сооружений» (Собрание законодательства Российской Федерации, 2010, № 1, ст. 5; 2013, № 27, ст. 3477), Положением о составе разделов проектной документации и требованиях к их содержанию, утвержденным постановлением Правительства Российской Федерации от 16.02.2008    №    87 (Собрание

законодательства Российской Федерации, 2008, № 8, ст. 744; 2019, № 28, ст. 3788), Правилами технологического функционирования электроэнергетических систем, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 13.08.2018 № 937 (далее - ПТФЭС), и настоящими Методическими указаниями.

Требования Методических указаний должны учитываться при разработке разделов проектной документации на строительство, реконструкцию ГЭС, ГАЭС, содержащих функционально-технологические, конструктивные и инженерно-технические решения.

При проектировании ГЭС, ГАЭС должно быть обеспечено осуществление комплекса специальных мер по безопасному функционированию объекта в соответствии с требованиями Федерального закона от 21.07.2011 № 256-ФЗ «О безопасности объектов топливно-энергетического комплекса» (Собрание законодательства Российской Федерации, 2011, № 30 (ч. I), ст. 4604; 2016, № 28, ст. 4558) и Федерального закона от 26.07.2017 № 187-ФЗ «О безопасности критической информационной инфраструктуры Российской Федерации» (далее -Закон № 187-ФЗ) (Собрание законодательства Российской Федерации, 2017, № 31 (ч. I), ст. 4736).

3.    Методические указания подлежат применению при разработке проектной документации на строительство, реконструкцию ГЭС, ГАЭС, которые будут входить в состав Единой энергетической системы России или технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем.

4.    Требования настоящих Методических указаний не распространяются на случаи проектирования строительства, реконструкции ГЭС, ГАЭС:

разработка проектной документации по которым начата до даты принятия настоящих Методических указаний;

по которым до даты вступления в силу настоящих Методических указаний получено положительное заключение государственной экспертизы проектной документации.

5.    В настоящих Методических указаниях используются термины и определения в значениях, установленных законодательством Российской Федерации об электроэнергетике, а также термины и определения, приведенные в приложении № 1 к Методическим указаниям.

6.    В Методических указаниях используются сокращения, приведенные в приложении № 1 к Методическим указаниям.

II. Общие требования к проектированию технологического оборудования и систем гидроэлектростанций, гидроаккумулирующих электростанций

7.    При проектировании ГЭС, Г АЭС должны быть соблюдены требования к обеспечению надежности электроэнергетических систем, надежности и безопасности объектов электроэнергетики и энергопринимающих установок, установленные ПТФЭС, а также иными нормативными правовыми актами Министерства энергетики Российской Федерации, принятыми в соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 13.08.2018 №937 «Об утверждении Правил технологического функционирования электроэнергетических систем и о внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации» или постановлением Правительства Российской Федерации от 02.03.2017 № 244 «О совершенствовании требований к обеспечению надежности и безопасности электроэнергетических систем и объектов электроэнергетики и внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации».

8.    При проектировании технологического оборудования и технологических систем ГЭС, ГАЭС должны учитываться:

характеристика водно-энергетических ресурсов, энергоотдача ГЭС, ГАЭС и намечаемый режим её использования;

состав сооружений гидроузла, природно-климатические условия района их

размещения.

9.    Системы автоматизированного управления, устройства РЗА, обеспечивающие автоматический перевод оборудования в безопасное состояние, должны сохранять работоспособность на время завершения технологических операций, обеспечивающих безопасный останов основного, вспомогательного оборудования ГЭС, Г АЭС, и не противодействовать работе оборудования и систем, локализующих аварийную ситуацию и предотвращающих ее развитие, в том числе в условиях затопления здания ГЭС, Г АЭС.

10.    Системы откачки, отведения воды, обеспечивающие живучесть объекта, должны сохранять работоспособность в условиях затопления здания ГЭС, ГАЭС в результате аварии.

11.    Системы управления, связи и защиты должны устанавливаться на безопасных отметках или в помещениях, защищенных от затопления в аварийной ситуации.

Бытовые и производственные помещения с постоянным пребыванием персонала должны находиться вне зоны возможного затопления.

12.    При определении характеристики водноэнергетических ресурсов и режима использования энергоотдачи ГЭС, ГАЭС необходимо учитывать:

объем стока, используемого на ГЭС в различные периоды года;

диапазон изменения действующего напора;

полезный оборотный объем воды, используемой на ГАЭС в различные периоды года.

13.    При проектировании основные параметры, режим использования электрической энергии и мощности ГЭС, ГАЭС должны определяться на основании водохозяйственных и водноэнергетических расчетов.

14.    При проектировании ГЭС, Г АЭС должна определяться гарантированная энергоотдача, выявление которой должно быть обосновано репрезентативным рядом гидрологической характеристики водотока и водохозяйственным режимом гидроузла при его комплексном назначении, схемно-режимными условиями и регулирующими функциями ГЭС в энергосистеме.

Выбор состава и характеристик основного оборудования и главной схемы осуществляется с учетом требований СВМ.

15.    К основным параметрам ГЭС относятся: отметка нормального подпорного уровня водохранилища; отметка форсированного подпорного уровня водохранилища;

полезный объем или глубина предельно-допустимой сработки водохранилища (отметка уровня мертвого объема);

параметры гидросилового оборудования, в том числе расчетный по мощности напор на ГЭС, диаметр и тип рабочего колеса гидротурбины;

установленная мощность ГЭС, в том числе количество агрегатов и мощность каждого гидроагрегата.

16.    К основным параметрам Г АЭС относятся:

отметка нормального подпорного уровня верхнего и нижнего бассейна; глубина предельно-допустимой сработки верхнего и нижнего бассейна (отметки уровня мертвого объема);

расчетная полезная емкость верхнего и нижнего бассейна; полный объем верхнего и нижнего бассейна;

параметры гидросилового оборудования, в том числе расчетный по мощности напор на ГАЭС, диаметр и тип рабочего колеса насос-турбины;

установленная мощность Г АЭС, в том числе количество агрегатов и мощность каждого гидроагрегата.

17.    При проектировании и строительстве ГЭС установленной мощностью менее 30 МВт в пределах одной электростанции должна быть обеспечена максимальная унификация и типизация технологий строительства, применяемого технологического оборудования, технических решений в части устройств и комплексов РЗА, АСУ ТП, механического оборудования.

18.    При формировании требований к выбору состава и компоновки механического, основного гидросилового и вспомогательного оборудования должна предусматриваться возможность работы в условиях принимаемых при проектировании схем пропуска строительных и эксплуатационных расходов воды и

гашения энергии сбросного потока в нижнем бьефе, в том числе в условиях отрицательных температур.

19.    Проектная документация должна предусматривать компоновочные технические и технологические решения, обеспечивающие уровень пожарной безопасности и противопожарной защиты технологического оборудования и систем ГЭС, ГАЭС, в соответствии с законодательством о техническом регулировании и законодательством о пожарной безопасности.

20.    Электроустановки и оборудование ГЭС, ГАЭС должны быть оборудованы устройствами РЗА.

21.    Для ГЭС, Г АЭС, присоединяемых к объектам электросетевого хозяйства классом напряжения 110 кВ и выше, проектной документацией должна предусматриваться установка автономных регистраторов аварийных событий, регистрирующих параметры электромагнитных переходных процессов.

22.    Проектирование устройств и комплексов РЗА ГЭС, ГАЭС осуществляется в соответствии с:

ПТФЭС;

Требованиями к оснащению линий электропередачи и оборудования объектов электроэнергетики классом напряжения НО кВ и выше устройствами и комплексами релейной защиты и автоматики и принципам функционирования устройств и комплексов релейной защиты и автоматики, утвержденными приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 13.02.2019    №    101

(зарегистрирован Минюстом России 25.04.2019, регистрационный № 54503) (далее -Требования к оснащению ЛЭП устройствами РЗА);

Требованиями к релейной защите и автоматике различных видов и ее функционированию в составе энергосистемы, Правилами создания (модернизации) комплексов и устройств релейной защиты и автоматики в энергосистеме, утверждаемыми в соответствии с пунктом 2 постановления Правительства Российской Федерации от 13.08.2018 № 937 «Об утверждении Правил технологического функционирования электроэнергетических систем и о внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации».

Для оборудования главной схемы ГЭС, ГАЭС должны применяться устройства РЗА, обеспечивающие правильную работу при частоте электрического тока в пределах 45 - 55 Гц включительно, а также при повышении частоты сети в режиме сброса нагрузки отключением выключателей блока, соответствующей угонной частоте вращения гидротурбины установленной в соответствии с пунктом 61.

23.    В случаях, предусмотренных ПТФЭС, основное гидросиловое оборудование ГЭС, ГАЭС и системы автоматического управления указанным оборудованием, должны быть оснащены устройствами группового регулирования активной мощности и оборудованием, обеспечивающим участие в автоматическом вторичном регулировании частоты и перетоков активной мощности.

24. Проектирование СОТИАССО осуществляется    на основании

технических требований по организации систем обмена технологической информацией между объектами электроэнергетики и диспетчерскими центрами, устанавливаемых субъектом оперативно-диспетчерского    управления в

электроэнергетике.

Основные требования к АСУ ТП и СОТИАССО приведены в главе XII Методических указаний.

III. Общие требования к составу, характеристикам и компоновке

технологического гидросилового оборудования гидроэлектростанций и гидроаккумулирующих электростанций

25.    Размещение оборудования на сооружениях гидроузла и в здании ГЭС, ГАЭС должно обеспечить:

надежную работу технологического оборудования;

безопасность эксплуатационного обслуживания оборудования и сооружений, зданий и территорий;

механизацию ремонтных работ, удобный доступ к оборудованию для обеспечения его монтажа, демонтажа и транспортировки;

выполнение санитарно-технических требований;

предотвращение недопустимого воздействия на человека и окружающую природную среду;

функционирование объектов транспортной инфраструктуры и технологических коммуникаций;

выполнение требований энергетической и пожарной безопасности;

выполнение требований по обеспечению безопасной эвакуации персонала в аварийных условиях.

26.    При проектировании ГЭС, ГАЭС должна быть учтена работа гидротурбины и гидрогенератора (насос-турбины и двигатель-генератора) в составе единого гидроагрегата. При этом должна обеспечиваться эффективная, надежная и безопасная работа гидроафегата в эксплуатационной зоне напоров и мощности.

27. Гидроафегаты, устанавливаемые на ГЭС, ГАЭС с установленной генерирующей мощностью более 30 МВт, должны быть оснащены защитой от превышения допустимого уровня вибрации. Допустимые уровни вибрации определяются документацией организации-изготовителя.

Необходимость оснащения защитой от превышения допустимого уровня вибрации гидроагрегатов, устанавливаемых на ГЭС, ГАЭС с установленной генерирующей мощностью 30 МВт или менее, определяется при разработке проектной документации.

28.    Для обеспечения надежной безопасной работы энергосистемы, в том числе входящего в ее состав оборудования объектов электроэнергетики и энергопринимающих установок, должно быть обеспечено изменение активной мощности гидроагрегата при изменении частоты электрического тока с любой нафузкой в пределах регулировочного диапазона активной мощности с динамикой, предусмотренной пунктами ПО, 121 ПТФЭС.

29.    При выборе гидроагрегата величина его максимальной активной мощности для обеспечения дополнительной выработки электрической энергии при напорах, превышающих расчетный, определяется при проектировании с учетом располагаемых напоров гидроузла.