ГОСТ Р 72671-2026. Национальный стандарт Российской Федерации. Автоматические регуляторы частоты вращения и активной мощности и маслонапорные установки гидравлических турбин. Нормы проектирования

(утв. и введен в действие Приказом Росстандарта от 25.05.2026 № 530-ст)

ИСТОРИЯ ИЗМЕНЕНИЙ НОРМАТИВНО-ТЕХНИЧЕСКИХ АКТОВ

flowchart LR
  n0["ГОСТ 12405-81"]:::rst
  n1["ГОСТ 8339-84"]:::rst
  click n1 "https://bukva.ai/docs/popravka-popravki-gost-35090-2024" "ГОСТ 8339-84. Межгосударственный стандарт. Установки маслонапорные для гидравлических турбин. Технические условия (утв. Постановлением Госстандарта СССР от 17.07.1984 N 2517)"
  n2["ГОСТ Р 72671-2026"]:::doc
  click n2 "https://bukva.ai/docs/standart-gost-r-72671-2026" "ГОСТ Р 72671-2026. Национальный стандарт Российской Федерации. Автоматические регуляторы частоты вращения и активной мощности и маслонапорные установки гидравлических турбин. Нормы"
  n1 --> n2
  n0 --> n2
classDef rst fill:#FFEBEB,stroke:#8B0000,color:#000;
classDef doc fill:#EBFFEB,stroke:#006400,color:#000;
classDef notEnt fill:#FFFFEB,stroke:#FF8C00,color:#000;

ОКС 27.140

Дата введения 1 июля 2026 года

Предисловие

1 РАЗРАБОТАН Акционерным обществом «Силовые машины — ЗТЛ, ЛМЗ, Электросила, Энергомашэкспорт» (АО «Силовые машины»)

2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 016 «Электроэнергетика»

3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 25 мая 2026 г. № 530-ст

4 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

Правила применения настоящего стандарта установлены в статье 26 Федерального закона от 29 июня 2015 г. № 162-ФЗ «О стандартизации в Российской Федерации». Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодном (по состоянию на 1 января текущего года) информационном указателе «Национальные стандарты», а официальный текст изменений и поправок — в ежемесячном информационном указателе «Национальные стандарты». В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ближайшем выпуске ежемесячного информационного указателя «Национальные стандарты». Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования — на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет (www.rst.gov.ru)

1 Область применения

Настоящий стандарт распространяется на автоматические регуляторы частоты вращения и активной мощности и маслонапорные установки (МНУ), являющиеся составной частью системы регулирования гидротурбин, обеспечивающие посредством масла под давлением управление положением регулирующих органов гидротурбины, необходимое для автоматического регулирования частоты вращения гидротурбин и насос-турбин, а также для регулирования активной мощности гидроагрегата.

Настоящий стандарт устанавливает требования для подготовки технических заданий и проектирования оборудования.

Настоящий стандарт регулирует вопросы реализации требований, необходимых для надежной, безопасной и экономически эффективной эксплуатации гидроэлектростанций и гидроаккумулирующих электростанций.

Настоящий стандарт устанавливает общие требования и нормы в сфере своего применения, но не учитывает все возможные особенности при создании систем регулирования/управления гидротурбин. В каждом отдельном случае могут быть определены дополнительные требования, учитывающие особенности конкретных задач управления и технологических схем объектов энергетики, не противоречащие и не снижающие уровень требований действующих нормативных документов и настоящего стандарта.

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ 12.1.003 Система стандартов безопасности труда. Шум. Общие требования безопасности

ГОСТ 12.1.004 Система стандартов безопасности труда. Пожарная безопасность. Общие требования

ГОСТ 12.1.012 Система стандартов безопасности труда. Вибрационная безопасность. Общие требования

ГОСТ 12.1.030 Система стандартов безопасности труда. Электробезопасность. Защитное заземление. Зануление

ГОСТ 12.1.045 Система стандартов безопасности труда. Электростатические поля. Допустимые уровни на рабочих местах и требования к проведению контроля

ГОСТ 12.2.003 Система стандартов безопасности труда. Оборудование производственное. Общие требования безопасности

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

ГОСТ 12.2.007.14 Система стандартов безопасности труда. Кабели и кабельная арматура. Требования безопасности

ГОСТ 12.2.061 Система стандартов безопасности труда. Оборудование производственное. Общие требования безопасности к рабочим местам

ГОСТ 24.104 Единая система стандартов автоматизированных систем управления. Автоматизированные системы управления. Общие требования

ГОСТ 5616 Генераторы и генераторы-двигатели электрические гидротурбинные. Общие технические условия

ГОСТ 18322 Система технического обслуживания и ремонта техники. Термины и определения

ГОСТ 23956 Турбины гидравлические. Термины и определения

ГОСТ 24346 Вибрация. Термины и определения

ГОСТ 27471 Машины электрические вращающиеся. Термины и определения

ГОСТ Р 8.596 Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения

ГОСТ Р 8.654 Государственная система обеспечения единства измерений. Требования к программному обеспечению средств измерений. Основные положения

ГОСТ Р 50628 Совместимость технических средств электромагнитная. Устойчивость машин электронных вычислительных персональных к электромагнитным помехам. Требования и методы испытаний

ГОСТ Р 51318.22 Совместимость технических средств электромагнитная. Радиопомехи индустриальные от оборудования информационных технологий. Нормы и методы испытаний

ГОСТ Р 55260.4.1 Гидроэлектростанции. Часть 4-1. Технологическая часть гидроэлектростанций и гидроаккумулирующих электростанций. Общие технические требования

ГОСТ Р 55890 Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Оперативно-диспетчерское управление. Регулирование частоты и перетоков активной мощности. Нормы и требования

ГОСТ Р 56969 Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Оперативно-диспетчерское управление. Обеспечение согласованной работы централизованных систем автоматического регулирования частоты и перетоков активной мощности и автоматики управления активной мощностью гидравлических электростанций. Нормы и требования

ГОСТ Р 57114 Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Электроэнергетические системы. Оперативно-диспетчерское управление в электроэнергетике и оперативно-технологическое управление. Термины и определения

ГОСТ Р 70214 Гидротехника. Основные понятия. Термины и определения

ГОСТ Р 70661 Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Релейная защита и автоматика. Устройства автоматического регулирования частоты и активной мощности гидроагрегатов гидравлических и гидроаккумулирующих электростанций. Нормы и требования

ГОСТ Р 71085 Гидроприводы объемные. Термины и определения

ГОСТ Р МЭК 60870-5-104 Устройства и системы телемеханики. Часть 5. Протоколы передачи. Раздел 104. Доступ к сети для ГОСТ Р МЭК 870-5-101 с использованием стандартных транспортных профилей

ГОСТ Р МЭК 60950 Безопасность оборудования информационных технологий

ГОСТ Р МЭК 61131-3 Контроллеры программируемые. Часть 3. Языки программирования

Примечание - При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов в информационной системе общего пользования — на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет или по ежегодному информационному указателю «Национальные стандарты», который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по выпускам ежемесячного информационного указателя «Национальные стандарты» за текущий год. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана недатированная ссылка, то рекомендуется использовать действующую версию этого стандарта с учетом всех внесенных в данную версию изменений. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, то рекомендуется использовать версию этого стандарта с указанным выше годом утверждения (принятия). Если после утверждения настоящего стандарта в ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, внесено изменение, затрагивающее положение, на которое дана ссылка, то это положение рекомендуется применять без учета данного изменения. Если ссылочный стандарт отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, рекомендуется применять в части, не затрагивающей эту ссылку.

3 Термины и определения

В настоящем стандарте применены термины по ГОСТ 5616, ГОСТ 18322, ГОСТ 23956, ГОСТ 24346, ГОСТ 27471, ГОСТ Р 55260.4.1, ГОСТ Р 57114, ГОСТ Р 70214, ГОСТ Р 71085, а также следующие термины с соответствующими определениями:

3.1 аварийный останов гидроагрегата: Закрытие регулирующего органа гидроагрегата для прекращения вращения гидроагрегата при аварии (независимо обеспечиваются отключение гидрогенератора от сети, торможение).

3.2 время запаздывания: Интервал времени между изменением командного сигнала и началом перемещения исполнительного механизма регулирующего органа.

3.3 гарантии регулирования: Максимально допустимое давление перед регулирующим органом турбины, максимально допустимое повышение частоты вращения и минимально допустимое давление в отсасывающей трубе агрегата в процессе остановки агрегата после сброса нагрузки при нормальной работе регулятора.

3.4 исполнительная часть системы регулирования гидротурбины: Комплекс устройств, преобразующих управляющие электрические сигналы в перемещение регулирующих органов турбины.

3.5 комбинаторная зависимость турбины: Зависимость угла установки лопастей рабочего колеса от открытия направляющего аппарата, соответствующая наибольшему коэффициенту полезного действия во всем диапазоне мощностей и напоров турбины.

3.6 маслонасосный агрегат: Составная часть маслонапорной установки, в состав которой входят сливной бак и смонтированное на нем насосное оборудование.

3.7 мощность генератора: Электрическая мощность, измеренная на выводах статора генератора, включенного в энергосеть.

3.8 мощность турбины: Механическая мощность на валу гидротурбины.

3.9 номинальное давление в системе регулирования: Величина давления рабочей жидкости, для которой произведены расчет и выбор оборудования.

3.10 потребное давление: Минимальное давление рабочей жидкости в управляющей полости сервопривода для обеспечения движения регулирующего органа.

3.11 расход турбины: Расход воды через направляющий аппарат реактивной турбины, сопла активной турбины в единицу времени.

3.12 регулирование активной мощности: Поддержание или изменение активной мощности гидроагрегата, включенного в энергосеть.

3.13 регулирующие органы гидротурбины: Конструктивные элементы турбины, обеспечивающие изменение расхода воды к рабочему колесу турбины (направляющий аппарат реактивной турбины, сопла активной турбины), а также лопасти рабочего колеса (для поворотно-лопастных и диагональных турбин), их сервомоторы и узлы кинематики.

3.14 регулирование расхода воды гидротехнического сооружения: Поддержание расхода воды через гидротехническое сооружение в заданном диапазоне.

3.15 регулирование уровня(ей) воды гидротехнического сооружения: Поддержание уровня верхнего или нижнего бьефа в заданном диапазоне.

3.16 регулирование скорости [частоты вращения] агрегата: Поддержание заданной частоты вращения агрегата при работе в различных режимах.

3.17 система регулирования гидротурбины: Комплекс устройств, предназначенных для управления регулирующими органами гидротурбины — сервомоторами направляющего аппарата и рабочим колесом (для поворотно-лопастных турбин), а также сервомоторами сопел и отсекателей (для ковшевых турбин), обеспечивающих устойчивую и безопасную работу гидротурбины во всех эксплуатационных режимах (нахождение в резерве, пуск, холостой ход, работа под нагрузкой, насосный режим (для обратимых гидротурбин), режим СК, останов), а также переход между режимами с соблюдением гарантий регулирования и установленных изготовителем (поставщиком) гидротурбины ограничений на работу в зонах эксплуатационной характеристики.

3.18 статизм регулятора: Величина наклона/крутизны статической характеристики регулятора.

3.19 точность позиционирования сервомотора: Максимально возможное отклонение от заданного положения сервомотора при изменении входного сигнала на заданную величину или которое может произойти при заданном постоянном значении входного сигнала.

3.20 ход сервомотора: Полный ход поршня/штока, управляющего регулирующим органом сервомотора.

3.21 частота: Количество циклов в секунду.

3.22 частота вращения: Число оборотов вращающихся частей агрегата в минуту.

3.23 эксплуатационная документация: Части рабочей, конструкторской, заводской документации, предназначенные для использования при эксплуатации системы, содержащие актуальное описание системы и определяющие правила действия персонала и пользователей системы при ее функционировании, проверке и обеспечении ее работоспособности.

4 Сокращения

В настоящем стандарте применены следующие сокращения:

АСУТП — автоматизированная система управления технологическими процессами;

ГА — гидроагрегат;

ГЭС — гидроэлектростанция;

ЗАЗ — золотник аварийного закрытия регулирующего органа;

ИС — измерительная система;

МО — метрологическое обеспечение;

МП — микропроцессорный;

НА — направляющий аппарат;

ПО — программное обеспечение;

ПТК — программно-технический комплекс;

РК — рабочее колесо гидротурбины;

САУ — система автоматического управления;

СИ — средство измерения;

СК — синхронный компенсатор;

УПЗ — устройство противоразгонной защиты;

УСО — устройство связи с объектом;

ЧМИ — человеко-машинный интерфейс;

ЭГР — электрогидравлический регулятор;

ЭГРК — электрогидравлический регулятор комбинированный.

5 Основные положения

Система автоматического регулирования гидротурбины является составной частью системы управления гидроагрегатом.

5.1 Система регулирования гидротурбины предназначена для управления регулирующими органами гидротурбины — сервомоторами НА и РК (для поворотно-лопастных гидротурбин) либо иглы сопла и отсекателя/отклонителя (для ковшевых гидротурбин), обеспечивающего устойчивую и безопасную работу гидротурбины во всех эксплуатационных режимах [нахождение в резерве, пуск, холостой ход, работа под нагрузкой, насосный режим (для обратимых гидротурбин), режим СК, останов, сброс нагрузки], а также переход между режимами с соблюдением гарантий регулирования и установленных изготовителем (поставщиком) гидротурбины ограничений на работу в зонах эксплуатационной характеристики.

Функциональные требования к системе регулирования гидротурбины устанавливают на основании требований изготовителя (поставщика) гидротурбины, которые должны содержать сведения о номинальных, предупредительных и аварийных величинах всех контролируемых технологических параметров и требуемых действиях при их достижении.

5.2 Требования к системе регулирования гидротурбины, обусловленные необходимостью участия ГА в автоматическом регулировании режимов энергосистемы, устанавливают в соответствии с [1], [2], ГОСТ Р 70661, ГОСТ Р 55890, ГОСТ Р 56969. Указанные требования должны быть включены заказчиком в технические требования и техническое задание.

5.3 Система регулирования гидротурбины включает:

• автоматический регулятор частоты вращения и активной мощности гидротурбины (управляющая и исполнительная части);
• МНУ или иной аккумулятор энергии,
• устройство аварийного закрытия НА, в том числе устройство механической противоразгонной защиты;
• комплект трубопроводов и кабельных связей.

Систему регулирования разрабатывают, изготавливают и поставляют на основе технических заданий на гидротурбину и/или САУ ГА.

5.4 Автоматический регулятор частоты вращения и активной мощности гидротурбины должен обеспечивать управление ее регулирующими органами в соответствии с командами на изменение режима работы ГА, заданиями и измеряемыми значениями частоты вращения и активной мощности (расхода/напора/уровней бьефов), а также иными контролируемыми параметрами ГА.

5.5 МНУ или иной аккумулятор энергии предназначены для питания сервомоторов регулирующих органов гидротурбин. Номинальные параметры МНУ (аккумулятора) должны обеспечивать гарантированное выполнение установленного количества циклов закрытия/открытия НА гидротурбины при отсутствии напряжения переменного тока (при наличии оперативного постоянного тока).

5.6 Устройство аварийного закрытия НА должно обеспечивать автоматическое закрытие НА при исчезновении питания или отказе автоматического регулятора частоты вращения и активной мощности гидротурбины, исчезновении питания устройства аварийного закрытия. Для насос-турбин гидроаккумулирующих электростанций в насосном режиме работы при потере электрического питания регулятора скорости гидротурбины НА должен сохранять текущее положение или иметь тенденцию на открытие.

5.7 Устройство механической противоразгонной защиты должно предотвращать повышение частоты вращения сверх наибольшей допустимой изготовителем (поставщиком) ГА частоты вращения независимым от регулятора действием на аварийное закрытие НА (дефлектора/отсекателя), закрытие предтурбинного затвора (при наличии) и сброс аварийно-ремонтных затворов (при наличии) в соответствии с логикой ступеней механической противоразгонной защиты.

5.8 Система регулирования гидротурбины и ее отдельные составные элементы должны быть спроектированы для условий промышленной эксплуатации ГЭС.

5.9 Оборудование (ПТК) электронных частей регулятора и управления МНУ может выполняться в раздельном или в едином конструктивном исполнении, а также являться составной частью иных электронных компонентов САУ ГА.

6 Требования к автоматическому регулятору частоты вращения и активной мощности гидротурбины (регулятору)

6.1 Регулятор совместно с САУ ГА должен обеспечивать:

• автоматический и ручной пуск и останов ГА;
• работу в турбинном режиме (индивидуального или группового регулирования);
• насосном режиме, режиме СК с турбинным или насосным вращением (при условии соответствующих требований к основному оборудованию ГЭС);
• местный или дистанционный автоматический перевод из одного режима в другой;
• участие ГА общем первичном регулировании частоты;

- заданное значение скольжения частоты генератора относительно сети;

• автоматический пуск или останов ГА при отсутствии напряжения переменного тока в системе собственных нужд ГЭС;

- устойчивое автоматическое регулирование частоты вращения ГА при работе на холостом ходу, на изолированную нагрузку и на энергосистему, при сбросах и набросах нагрузки;

• защиту агрегата, действующую на аварийные устройства системы регулирования при неисправности регулятора и повышении частоты вращения до 115% номинальной, при повышении частоты до 140% — 170% (вторая ступень противоразгонной защиты).

6.2 Регулятор должен иметь:

• устройство, автоматически ограничивающее открытие регулирующего органа гидротурбины в зависимости от изменения напора;
• устройство, контролирующее смещение главного золотника регулирующего органа для обеспечения действия противоразгонной защиты агрегата;
• устройство, изменяющее настройку скорости движения регулирующих органов турбин.

6.3 Регуляторы для гидротурбин с двумя регулирующими органами дополнительно должны иметь:

• комбинаторное устройство;
• устройство для автоматического и ручного изменения комбинаторной зависимости в соответствии с действующим напором;
• устройство ручного управления вторым регулирующим органом независимо от комбинаторной зависимости;
• устройство, ограничивающее закрытие регулирующего органа при сбросе нагрузки;
• устройство для автоматической установки лопастей РК (отсекателя) на пусковой угол при останове агрегата и восстановления комбинаторной зависимости при пуске агрегата.

6.4 Регулятор должен обладать следующими характеристиками:

• зона нечувствительности по частоте ix/2, %, — не более 0,01;
• точность измерения частоты, %, — не более 0,005;
• время запаздывания (по основному регулирующему органу), с, — не более 0,2;
• точность поддержания частоты, % Fном, (при работе на изолированный район и разных уровнях нагрузки) — не более 0,1;
• точность поддержания заданного уровня мощности (в режиме «мощность»), % Pном, — не более 1,0.

6.5 Автоматический регулятор должен обеспечивать следующие рекомендуемые диапазоны параметров пропорционально-интегрально-дифференциального регулятора.

1. При регулировании частоты минимальный диапазон изменения статизма — от 0% до 10%.

2. Коэффициент пропорциональности Кp, минимальный диапазон:

• по контуру регулирования частоты вращения — от 0,6 до 100;
• по контуру регулирования мощности — от 0,2 до 1.

3. Интегральное время Ti, минимальный диапазон: от 1 до 20 с.

Дифференциальное время Td, минимальный диапазон: от 0 до 2 с, где отношение T1d/Td = 1/K1d от 0,1 до 0,2 с (время, равное нулю, означает, что возможно отключение функции дифференцирования).

6.6 Рекомендуемый диапазон установки времени (для полного хода поршня сервомотора):

• задания скорости: от 8 до 60 с;
• задания мощности: от 8 до 80 с;
• задания ограничителя открытия НА (иглы сопла): от 20 до 80 с.

7 Требования к управляющей части регулятора

Управляющая часть регулятора должна представлять собой ПТК на базе промышленного программируемого логического контроллера моноблочного или модульного исполнения, средств ЧМИ и сетевых технологий, с учетом индивидуальных особенностей автоматизируемого оборудования, его размещения на объекте, а также с учетом всех необходимых информационных связей.

7.1 Требования к ПТК регулятора (управления МНУ)

ПТК должен выполняться как единая система, работающая в реальном времени и включающая в себя комплекс технических и программных средств для решения задач контроля и управления подключенным оборудованием, а также инструментальных систем для модификации и обслуживания самого ПТК. Технические средства ПТК должны обеспечивать возможность интеграции с другими ПТК, входящими в состав САУ ГА с использованием унифицированных цифровых протоколов обмена информацией.

Структура ПТК должна быть приспособлена к модернизации, развитию и наращиванию с использованием программно-технических средств.

Для возможности восстановления работоспособности после деградационных отказов в процессе эксплуатации в ПТК должен быть обеспечен запас не менее 10% проектного объема по вводу и выводу информации и выдаче управляющих воздействий.

ПТК, как минимум, должен включать в себя:

• коммуникационное и сетевое оборудование ПТК;
• программируемые контроллеры;
• УСО;
• средства отображения измеряемых величин и органы задания уставок регулируемых параметров (частоты вращения, активной мощности, напора, расхода, уровней бьефов), значений ограничителей, текущего положения регулирующих органов турбины;
• средства отображения включенного режима работы регулятора, органы управления возможными режимами его работы;
• световую сигнализацию режима работы, а также световую сигнализацию для оповещения о наличии несквитированного срабатывания предупредительной или аварийной сигнализации, сигнала общей неисправности;
• средства ЧМИ для местного мониторинга работоспособности технических и программных средств, питания компонентов регулятора, каналов связи, а также для выполнения наладочных операций параметрирования ЭГР, организации связи компонентов ПТК, настройки прав пользователей, правил обработки, хранения и представления информации, и интерфейсы для подключения внешней инженерной станции, предназначенной для такой наладки.

Программно-технические средства ПТК должны иметь свидетельства, сертификаты, иные документы, требования к наличию которых для данного вида оборудования (ПО) установлены законодательством Российской Федерации.

Входящие в состав ПТК компоненты ПТК, реализующие ЧМИ, должны иметь гигиенический сертификат, остальные компоненты ПТК — также должны иметь сертификаты, гарантирующие соблюдение стандартов по электрической, механической и пожарной безопасности по ГОСТ Р МЭК 60950, уровню создаваемых радиопомех по ГОСТ Р 51318.22, уровню электростатических полей по ГОСТ 12.1.045, работоспособности в условиях электромагнитных помех по ГОСТ Р 50628, уровню создаваемого шума по ГОСТ 12.1.003 и вибрации по ГОСТ 12.1.012.

В составе ПТК должны использоваться современные унифицированные технические средства серийного производства со сроком службы не менее 15 лет.

Компоненты ПТК должны надежно функционировать:

• в обслуживаемых помещениях при изменении температуры в пределах от 5 °C до 45 °C и относительной влажности 80%;
• при изменении атмосферного давления в пределах от 66 до 106,7 кПа;
• при воздействии постоянных магнитных полей и (или) переменных полей промышленной частоты с напряженностью до 80 А/м;
• при воздействии вибрации с наличием одиночных ударов; постоянной вибрации, обусловленной технологией производства, с максимальной амплитудой ускорения менее 2,5 м/с2 (0,25 g).

7.2 Требования к программируемым контроллерам

При реализации ПТК должны использоваться контроллеры, позволяющие реализовать в реальном времени предусмотренные алгоритмы контроля и управления технологическим процессом. Контроллеры должны оперативно и без потерь обрабатывать внутренние и внешние события и обмениваться информацией и командами с другими элементами системы.

В состав контроллера должно входить энергонезависимое запоминающее устройство, позволяющее использовать его при загрузке и запуске операционной системы и пользовательских программ.

ПО контроллеров, используемое при реализации функции АСУТП, должно соответствовать:

• общим требованиям по ГОСТ 24.104;
• требованиям к ПО автоматизированных систем и контроллеров по ГОСТ Р 8.654.

7.3 Требования к УСО

УСО представляет из себя совокупность модулей, обеспечивающих сопряжение с разнообразным оборудованием (датчиками, исполнительными механизмами и другими устройствами) и позволяющих принимать, обрабатывать, выдавать сигналы различного типа в широком диапазоне значений напряжения, тока, мощности, длительности импульсов и тому подобное. УСО могут быть пассивными или интеллектуальными.

Каналы УСО для ввода аналоговых токовых и дискретных сигналов напряжения постоянного тока, а также вывода управляющих команд напряжением 24, 110 и 220 В постоянного тока должны иметь защиту от перенапряжений.

Каналы УСО должны иметь гальваническое разделение электрических цепей отдельных каналов (групп каналов) между собой и должны быть отделены соответственно от выходных или входных цепей и «земли». Гальваническое разделение электрических цепей отдельных каналов (групп каналов) должно выдерживать воздействия электрического напряжения с максимальным значением не менее 0,5 кВ в цепях всех сигналов.

Во всех устройствах ввода аналоговых сигналов должна быть обеспечена фильтрация электромагнитных помех.

Должна обеспечиваться возможность контроля линии связи дискретных сигналов.

При наличии технической возможности должен быть предусмотрен контроль исправности выходных каналов.

Устройства и средства передачи данных локальной вычислительной сети должны быть отказоустойчивыми по отношению к объединяемым компонентам (контроллеры, рабочие станции и другое), то есть при нарушениях в работе последних, они должны сохранять собственную работоспособность; в то же время нарушения в их собственной работе не должны влиять на работоспособность подключенных к ним компонентов.

Должна контролироваться целостность линий аналоговых сигналов.

Должно контролироваться нахождение аналоговых сигналов в пределах допустимых значений, выход за которые однозначно свидетельствует о неисправности измерительного канала.

7.4 Требования к резервированию

При наличии требований к повышенной надежности исполняемых функций должна обеспечиваться возможность резервирования исполнения функции или дублирования компонентов ПТК.

При резервировании/дублировании входящие в состав контроллеров модули и ПО должны обеспечивать возможность выбора различных видов резервирования (в том числе «горячего» — резервное оборудование постоянно находится в работе, и «холодного» — резервное оборудование замещает основное в случае его отказа).

Процесс перехода с рабочего компонента на резервный должен происходить безударно.

7.5 Требования к электропитанию

Структура построения системы питания должна определяться объектом эксплуатации и соответствовать принципам резервирования.

7.6 Требования к ПО

Должно предусматриваться разделение ПО на базовое (общее) и прикладное (специальное).

Базовое (общее) ПО должно включать в себя:

• системное ПО;
• инструментальное ПО (ПО инструментальных средств разработки, отладки и документирования).

Системное ПО должно включать в себя:

• операционную(ые) систему(ы);
• пакеты программной поддержки обмена данными;
• системы управления базами данных.

Инструментальное ПО должно включать в себя:

• библиотеку программных модулей стандартных алгоритмов сбора и обработки технологической информации, управления, регулирования и технологических защит;
• средства автоматизированного формирования исполняемых программных модулей на основе технологических заданий, представленных в виде баз данных и технологических алгоритмов, разработанных с использованием технологических языков и библиотеки стандартных алгоритмов;
• средства разработки и включения в состав ПО ПТК программ, разработанных на универсальных языках программирования;
• средства контроля и диагностики функционирования ПТК.

Прикладное (специальное) ПО представляет собой исполняемые программные модули, сформированные с использованием технологических языков и библиотеки стандартных алгоритмов базового ПО и предназначенные для реализации всех функций контроля и управления, включенных в техническое задание.

ПО ПТК должно быть защищено от несанкционированного внесения изменений. Должны быть предусмотрены средства:

• обязательной аутентификации (опознавания) пользователей по паролю для выполнения функций обновления ПО;
• авторизации (разграничения доступа) к функциям обновления ПО;
• контроля целостности (неизменности) базового ПО.

ПО ПТК должно сопровождаться эксплуатационной документацией, включая инструкции по эксплуатации.

Все типовые функции, связанные со сбором, обработкой, передачей, хранением и представлением информации, а также с выдачей управляющих воздействий и информации на исполнительные и другие внешние устройства, должны программироваться на технологических языках в соответствии с ГОСТ Р МЭК 61131-3 или с помощью других технологических языков и программных средств, не требующих знаний в области применения универсальных языков программирования.

Должна предусматриваться возможность изменения или коррекции пользовательских программ в процессе эксплуатации ПТК. Корректировка отдельных программ должна быть локальной и не должна требовать вмешательства в остальные программы.

Часть прикладного ПО, реализующая алгоритмы регулирования частоты и мощности ГА, должна быть снабжена уникальным номером (номер версии ПО ПТК регулятора). Внесение любых изменений в эту часть ПО должно сопровождаться присвоением очередного номера версии ПО ПТК регулятора.

7.7 Требования к информационному обеспечению ПТК

Информационное обеспечение должно быть достаточным по объему и содержанию для оперативной и достоверной оценки состояния технологического оборудования, режимов его работы, распознавания отказов, управления оперативным состоянием, проведения требуемых технических мероприятий по периодическому регламентному обслуживанию каждого компонента и системы в целом.

В основу построения информационного обеспечения должны быть положены следующие принципы:

• возможность долговременного хранения информации, доступа к архивной информации, удаления информации с истекшим сроком хранения;
• однократный автоматический ввод исходной технологической информации и возможность многократного ее использования;
• преобразование входной информации в цифровую форму как можно ближе к месту ее получения;
• преобразование выходной информации из цифровой в физическую форму как можно ближе к месту ее использования;
• защита от недостоверной и несанкционированной информации и защита отдельных пользователей от излишней информации;
• помехоустойчивое кодирование и защита от разрушения и несанкционированного доступа.

7.8 Требования безопасности

ПТК регулятора как составная часть САУ ГА и АСУТП ГЭС должен удовлетворять требованиям федеральных документов в области промышленной безопасности. ПТК должен удовлетворять требованиям системы стандартов безопасности труда ГОСТ 12.1.030, ГОСТ 12.2.003, ГОСТ 12.2.007.0, ГОСТ 12.2.007.14, ГОСТ 12.2.061, пожарной безопасности ГОСТ 12.1.004, а также ГОСТ Р МЭК 60950, санитарных правил [3].

ПТК должен удовлетворять требованиям информационной безопасности.

ПТК должен быть построен таким образом, чтобы минимизировать ошибочные действия оперативного персонала и последствия технических отказов.

8 Требования к проектированию исполнительной части системы регулирования гидравлических турбин и маслонапорных установок

Исполнительная часть системы регулирования гидротурбины является его механической частью. Она обеспечивает реализацию команд электронной части в перемещения регулирующих органов гидравлической турбины в процессе регулирования и аварийной остановки агрегата.

8.1 Требования к исполнительной части системы регулирования гидравлических турбин

Входными управляющими сигналами исполнительной части системы регулирования гидротурбины должны являться гидравлические или электрические (аналоговые, дискретные или цифровые) сигналы.

Рекомендуемый стандартный аналоговый управляющий сигнал 4 — 20 мА постоянного тока.

Протокол цифровых сигналов управления выбирают в процессе разработки технического задания из числа стандартных протоколов информационного обмена, обеспечивающих передачу сигналов с метками времени (см. ГОСТ Р МЭК 60870-5-104, [4]).

Компоненты исполнительной части должны выбираться из условия управления их электромагнитами сигналами постоянного тока 24 В (110 или 220 В). Уровень напряжения не должен быть ниже 24 В и выбирается по условиям в месте установки на ГЭС.

Выполнение команд управляющей части для обеспечения процесса регулирования ГА должно реализовываться на основе следящего привода, обеспечивающего управление сервомоторами регулирующих органов гидравлической турбины с необходимым быстродействием и точностью позиционирования.

В качестве элементов следящего привода должно, как правило, использоваться электрогидравлическое оборудование. Для привода регулирующего органа допускается применение устройств в виде электромеханического следящего привода, по своим силовым и динамическим характеристикам отвечающего указанным в настоящем стандарте требованиям.

Количество следящих систем выбирается в соответствии с конструкцией турбины и соответствует количеству регулирующих органов.

Исполнительная часть должна обеспечивать, совместно с управляющей частью, процесс управления со следующими параметрами по величине запаздывания по положению сервомотора регулирующего органа:

• для НА крупных и средних (более 5 МВт) реактивных гидравлических турбин — не более 0,2 с,
• для НА малых (менее 5 МВт) реактивных гидравлических турбин — не более 0,25 с,
• для РК крупных и средних реактивных гидравлических турбин — не более 0,5 с,
• для игл и отсекателей/отклонителей (дефлекторов) активных гидравлических турбин — не более 0,2 с.

В следящей системе должны быть предусмотрены устройства для настройки максимальных скоростей движения регулирующих органов, обеспечивающих выполнение требований гарантий регулирования. Эти настройки должны работать независимо от состояния электрической части системы регулирования.

В состав исполнительной части регулятора входят: электрогидравлический преобразователь или электромеханический преобразователь, главный золотник, механизм обратной связи положения регулирующего органа. Эти устройства образуют электрогидравлическую следящую систему. В зависимости от мощности (работоспособности) привода регулирующего органа исполнительная часть может быть выполнена с одним или несколькими каскадами усиления. Допускается применение электрогидравлического преобразователя и главного золотника в едином конструктивном исполнении.

Исполнительная часть системы регулирования гидротурбины в зависимости от типа ГА должна обеспечивать закрытие регулирующего органа при потере электропитания на следящем приводе или на аварийном управляющем устройстве.

8.2 Маркировка исполнительной части регулятора

Исполнительная часть системы регулирования гидротурбины должна иметь следующую структуру обозначения типоразмера.

Для регулятора в виде отдельного устройства:

ЭГРК- XXX/ XX- XX

Пример - Условное обозначение для отдельно стоящей гидромеханической части: для управления гидротурбинами и насос-турбинами с двумя регулирующими органами, номинальным диаметром главного золотника 150 мм, номинальным давлением масла в системе регулирования 6,3 МПа, модификация 20: ЭГРК-150/6,3-20.

Для регулятора в виде исполнительного блока (блоков), смонтированного на баке МНУ:

САУ МП- XX- XX- XX- XX

Пример - Условное обозначение для регулятора в виде исполнительных блоков, смонтированных на баке МНУ: для управления гидротурбинами и насос-турбинами с двумя регулирующими органами, номинальным диаметром главного золотника первого регулирующего органа 16 мм, номинальным диаметром главного золотника первого регулирующего органа 10 мм, номинальным давлением масла в системе регулирования 12 МПа, гидроаккумулятором объемом 1,2 м3 и с напряжением питания распределителей, задействованных в аварийных режимах 220 В: САУ-МП-2-16-10-12-1,2-220.

Для исполнительного блока, смонтированного на баке МНУ:

XX- XXX/ XX

Пример - Условное обозначение для блока исполнительного: для управления сервомоторами НА, номинальным диаметром главного золотника 100 мм, номинальным давлением масла в системе регулирования 6,3 МПа: НА-100/6,3.

9 Требования к проектированию маслонапорных установок

МНУ предназначена для питания исполнительной части системы регулирования рабочей жидкостью под давлением.

9.1 Требования к МНУ

МНУ обеспечивает исполнительную часть рабочей жидкостью в расчетном диапазоне давлений, подготовку рабочей жидкости (очистку, освобождение от растворенного кислорода), хранение.

МНУ состоит из гидроаккумулятора, маслонасосного агрегата и вспомогательного оборудования.

В качестве рабочей жидкости используется масло турбинное, аналогичное применяемому для подшипника турбины. Для ГА малой мощности, с незначительным объемом масла допускается применение специализированной индустриальной жидкости для гидропривода.

В качестве аккумулирующей среды в установках используется сжатый воздух или сжатый азот. Допускается использование в МНУ аккумуляторов, использующих энергию пружины или статического напора воды.

Рекомендуемый диапазон номинального давления в системе регулирования — от 4,0 до 16 МПа.

9.1.1 Гидроаккумулятор

В зависимости от величины рабочего давления и объема гидроаккумулятора они могут конструктивно выполняться в виде сварных сосудов или в виде поршневых гидроцилиндров и газовых баллонов.

Гидроаккумулятор должен проектироваться и изготавливаться в соответствии с действующими в Российской Федерации документами по промышленной безопасности для сосудов, работающих под высоким давлением.

Гидроаккумулятор должен иметь объем, способный обеспечивать процесс, состоящий из следующих операций (при неработающих основных, резервных и вспомогательных насосах, с начальным давлением в системе, равным давлению включения основного насоса): пуск агрегата на холостой ход, синхронизация с сетью, набор 10% нагрузки, аварийного останова ГА.

Рекомендуемый номинальный объем масла 0,3 — 0,4 от полного объема гидроаккумулятора. Рекомендуемая величина уставки включения основного насоса 0,87 — 0,97 от величины номинального давления. Гидроаккумулятор должен иметь реле аварийно-низкого давления для инициализации процесса аварийной остановки агрегата. Величина уставки реле аварийно-низкого давления определяется из условия, что при завершении процесса остановки ГА давление в аккумуляторе должно быть выше потребного давления для закрытия регулирующего органа турбины не менее чем на 0,2 МПа. Рекомендуемая величина максимального потребного давления закрытия регулирующего органа не выше 0,67 от номинального. Гидроаккумулятор должен иметь реле аварийно-низкого уровня масла для инициализации процесса аварийной остановки. Величина уставки определяется из условия, что при завершении процесса аварийной остановки величина давления в аккумуляторе должна быть выше потребного давления для закрытия регулирующего органа турбины не менее чем на 0,2 МПа. Величина уставки реле аварийно-низкого давления и реле аварийно-низкого уровня масла в гидроаккумуляторе определяется из условия, что объема оставшегося масла хватит для полного закрытия регулирующего органа турбины.

При расчете объема гидроаккумулятора используется зависимость давления (P) от объема газа (V): P·Vk = const, с показателем политропы k = [1; 1,41].

Для поршневых гидроаккумуляторов в расчетах давления и уровня учитывается изменение температуры аккумулирующей среды.

Контрольно-измерительная аппаратура гидроаккумулятора должна обеспечивать дистанционный и визуальный контроль следующих параметров: давление в сосуде, уровень масла в сосуде.

9.1.2 Маслонасосный агрегат

Сливной бак предназначен для обеспечения насосов рабочей жидкостью, ее слива из системы и хранения при атмосферном давлении. На сливной бак монтируется основное насосное оборудование.

Бак должен вмещать не менее 110% всего объема масла системы регулирования. Размеры бака должны обеспечивать установку насосов, установку контрольно-измерительной аппаратуры, подключение гидролиний (трубопроводов) и установку, при необходимости, блоков исполнительных НА и РК. Бак в процессе работы изолирует масло в системе от попадания грязи и пыли из окружающей среды. Внутренний объем бака должен быть разделен на зоны грязного и чистого масла перегородкой с встроенным фильтром грубой очистки. Зона чистого масла предназначена для забора рабочей жидкости насосами МНУ. Зона грязного масла служит для подвода слива масла из системы регулирования и лекажного агрегата, служит для отстаивания масла в целях оседания механических загрязнений и водяной взвеси. Внутренние поверхности бака должны быть защищены от коррозии. В конструкции сливного бака должно быть предусмотрено устройство, обеспечивающее возможность сливать тяжелые фракции (вода, шлам) из нижней точки сливного бака (зоны грязного масла).

Контрольно-измерительная аппаратура сливного бака должна обеспечивать контроль следующих параметров: уровень масла в баке, температура масла в баке, наличие воды в масле бака (установлен в зоне грязного масла).

МНУ должна иметь не менее двух насосов. Один основной, остальные резервные. Допускается поочередный порядок включения насосов. Порядок включения насосов определяется величиной давления в гидроаккумуляторе. Рекомендуемая подача насоса равна объему сервомоторов НА за одну минуту. Для МНУ крупных гидротурбин с несколькими регулирующими органами рекомендуется использование более двух насосов. Возможна установка вспомогательного насоса для компенсации утечек в системе и снижения частоты включения основных насосов.

Каждый насос оборудован предохранительным, обратным и пусковым клапанами.

Для малых турбин допускается применение насосов с регулируемой подачей. Максимальная подача насоса должна соответствовать критерию выбора насоса с постоянной подачей.

9.1.3 Вспомогательное оборудование МНУ

В случае, если сливной бак МНУ не может быть установлен в месте, обеспечивающем самостоятельный слив протечек со всех элементов системы регулирования, МНУ может снабжаться оборудованием для сбора протечек из гидромеханических элементов исполнительной части регулятора и перекачки масла в сливной бак маслонасосного агрегата — лекажным агрегатом.

Лекажный агрегат должен работать в автоматическом режиме, иметь емкость для сбора протечек, один или два насоса, указатель уровня масла в баке (релейный и аналоговый выход), пульт ручного управления насосами.

Для поддержания температуры масла в рабочих пределах МНУ могут снабжаться оборудованием для охлаждения и/или подогрева масла.

МНУ крупных гидротурбин должны оборудоваться фланцами с запорной арматурой на сливных баках в зонах чистого и грязного масла для подключения мобильной или стационарной фильтровальной установки, обеспечивающей очистку рабочей жидкости от загрязнений в процессе эксплуатации.

9.2 Требования к МНУ предтурбинных затворов

МНУ могут применяться для управления сервомоторами гидропривода предтурбинных затворов как самостоятельно, так и комбинированно с управлением турбиной.

Для затворов с гидроприводом, обеспечивающим открытие и закрытие затвора действием сервомотора, объем гидроаккумулятора определяется из условия закрытия затвора от уставки аварийно-низкого давления и аварийно-низкого уровня при неработающих насосах. При этом режим открытия затвора обеспечивается работой аккумулятора и насоса.

Для затворов с гидроприводом, обеспечивающим открытие сервомотором, а закрытие затвора действием груза, объем гидроаккумулятора определяется по режиму открытия затвора с работой аккумулятора и насоса.

Подача основного насоса определяется из условия подачи в минуту не менее 50% объема сервомоторов затвора.

Для МНУ, обеспечивающих управление турбиной и предтурбинным затвором, режим открытия затвора определяется работой гидроаккумулятора и насоса, режим закрытия затвора (необорудованного грузом), из условия закрытия затвора от уставки аварийно-низкого давления и аварийно-низкого уровня при неработающих насосах.

9.3 Маркировка МНУ

МНУ должны иметь следующую структуру обозначения типоразмера:

МНУ- XX/X-XX — XX-X — XX

Пример - Условное обозначение: МНУ с одним основным гидроаккумулятором 20 м3 и номинальным избыточным давлением 6,3 МПа, одним дополнительным (аварийным) гидроаккумулятором 1,6 м3 на номинальное избыточное давление 6,3 МПа, сливным баком объемом 22 м3, число насосов — три, модификации нет (первое исполнение): МНУ 20/1-63-1,6/1-63-22-3.

10 Метрологическое обеспечение

10.1 Организации, проектирующие и создающие автоматические регуляторы частоты вращения и активной мощности, и МНУ гидравлических турбин, должны на стадии технического или рабочего проектирования провести метрологическую экспертизу проектной, конструкторской и технологической документации. Необходимость проведения экспертизы, а также этап проектирования, на котором проводят метрологическую экспертизу, указывают в техническом задании.

10.2 МО должно включать в себя совокупность организационных мероприятий, технических средств, требований, положений, правил, норм и методик, необходимых для обеспечения единства измерений и требуемой точности измерений и вычислений. МО должно соответствовать [5], охватывать все стадии создания:

• разработку (проектирование);
• производство (изготовление, монтаж и наладку на объекте эксплуатации);
• ввод в эксплуатацию;

и проводиться в соответствии с требованиями ГОСТ Р 8.596.

В составе ПТК следует использовать СИ и контроллеры, внесенные в государственный реестр СИ, в соответствии с законодательством Российской Федерации.

10.3 Поверке подвергают измерительные каналы ИС утвержденного типа, подлежащие применению или применяемые в сфере государственного обеспечения единства измерений.

Прочие измерительные каналы подвергают калибровке.

10.4 В свидетельстве о поверке или сертификате о калибровке таких ИС указывают те каналы, на которые они распространены.

11 Требования к оборудованию противоаварийной защиты

Система регулирования гидротурбины для выполнения функции защиты агрегата от разгона и неисправности регулятора должна комплектоваться специальным оборудованием.

11.1 В состав системы регулирования должны входить устройство(а), выполняющие независимо от регулятора закрытие регулирующих органов турбины. Это(и) устройство(а) должно(ы) иметь специальный элемент для настройки времени аварийного закрытия.

Работа устройства инициируется специальным независимым от регулятора электрическим релейным сигналом или гидромеханическим от центробежного противоразгонного устройства.

Это оборудование должно обеспечивать движение регулирующего органа (дефлектора/отсекателя) для прекращения доступа воды к РК независимо от положения (состояния) управляющих элементов следящей системы.

11.2 В состав оборудования должны входить: ЗАЗ (комплект гидрораспределителей) с электромагнитным и гидравлическим управлением и УПЗ.

ЗАЗ должен обеспечивать отсечение управляющих элементов регулятора от сервомоторов регулирующего органа при поступлении электрического сигнала в виде напряжения постоянного тока или гидравлического сигнала от УПЗ.

УПЗ должно выявлять повышенную скорость вращения агрегата и в случае неисправности регулятора формировать управляющий сигнал для ЗАЗ.

УПЗ должно содержать как минимум два независимых устройства для выявления повышенной частоты вращения: электронное и механическое (механическое центробежное устройство), выполняющих независимое действие на срабатывание ЗАЗ.

Механическое центробежное устройство должно устанавливаться на валу турбины или роторе генератора для защиты агрегата от разгона при неисправности регулятора.

Настройка устройства производится на величину частоты вращения, превышающей максимально возможную по гарантиям регулирования. В случаях, обоснованных типом гидротурбины или насос/турбины, может быть выбрана другая величина, обеспечивающая защиту ГА от разгона.

12 Правила приемки, методы контроля (испытаний)

12.1 Предметы приемки системы регулирования предъявляются в полном соответствии с проектной документацией, утвержденной в установленном порядке.

Процесс приемочных испытаний (проверок) системы регулирования обеспечивается всеми взаимодействующими организациями в соответствии со своими специализированными функциями.

Приемо-сдаточным испытаниям следует подвергать все выпускаемые регуляторы гидротурбин.

Приемо-сдаточные испытания должны проходить на предприятии-изготовителе и на месте эксплуатации.

При приемо-сдаточных испытаниях следует проверять соответствие регуляторов требованиям настоящего стандарта.

Периодические испытания следует проводить не реже одного раза в год на каждом регуляторе, находящемся в эксплуатации.

12.2 Испытания проводят по программе и методике, утвержденным в установленном порядке. В программе-методике должны быть учтены рекомендации по испытаниям (см. [6]).

При сдаче в эксплуатацию проводят натурные испытания регулятора в системе регулирования гидротурбин при работе ГА на холостом ходу, под нагрузкой и при сбросах нагрузки.

Натурные испытания следует проводить по программе и методике, утвержденным в установленном порядке.

12.3 Испытания МНУ на предприятии-изготовителе включают:

• проверку деталей и сборочных единиц установки на соответствие рабочим чертежам;
• гидравлические испытания корпусов, арматуры и ее соединений на прочность и плотность;
• испытания насосов и клапанов, включающие проверку их работоспособности и основных параметров;
• контрольную сборку маслонасосных агрегатов.

12.4 Испытания на месте эксплуатации проводят после окончания монтажа и наладки по программе, согласованной между изготовителем и потребителем, включающей проверку функционирования системы автоматического управления установкой и плотности соединений трубопроводов и арматуры.

13 Гарантии изготовителя

Предприятие-изготовитель гарантирует соответствие регулятора гидротурбины требованиям настоящего стандарта при соблюдении условий транспортирования, хранения, монтажа и эксплуатации.

Гарантийный срок эксплуатации должен быть не менее трех лет. Гарантийный срок исчисляется со дня ввода в эксплуатацию, но не позднее чем через полтора года со дня получения потребителем.

БИБЛИОГРАФИЯ