Поиск в тексте

Действующий

ПРАВИТЕЛЬСТВО МОСКВЫ

ПОСТАНОВЛЕНИЕ

3. Установить, что корректировка отраслевых схем тепло-, газо- и электроснабжения города Москвы влечет внесение в установленном порядке соответствующих изменений в Генеральную схему энергоснабжения города Москвы на период до 2020 года.

4. Контроль за выполнением настоящего постановления возложить на заместителя Мэра Москвы в Правительстве Москвы по вопросам жилищно-коммунального хозяйства и благоустройства Бирюкова П.П.

Мэр Москвы
С.С.Собянин

Приложение. Генеральная схема энергоснабжения города Москвы на период до 2020 года

Введение

Генеральная схема энергоснабжения Москвы на период до 2020 года выполнена на основании постановления Правительства Москвы от 6 июня 2007 года N 462-ПП "О разработке Энергетической стратегии города Москвы, Генеральной схемы энергоснабжения города Москвы с учетом программы внедрения генерирующих мощностей и Единой расчетной информационной модели энергообеспечения объектов города на период до 2025 года" .

Разработка Генеральной схемы энергоснабжения города Москвы на период до 2020 года, основанной на совместном рассмотрении вопросов развития систем электро-, тепло- и газоснабжения Москвы в увязке с развитием ее экономики и с учетом внутренних и внешних энергетических связей, обусловлено:

Серьезными проблемами, накопившимися в сфере энергоснабжения города, которые в значительной степени связаны с большим числом собственников и хозяйствующих субъектов, с отсутствием в течение уже длительного времени согласованного планирования перспективного развития энергоснабжения города, включая вводы генерирующих мощностей, реконструкцию систем и модернизацию оборудования, с недостаточно эффективным использованием топливно-энергетических ресурсов (ТЭР);

Повышенными требованиями к надежности систем энергоснабжения города, обусловленными его столичным статусом, большим числом ответственных потребителей, не допускающих нарушений в подаче тепла, электроэнергии и газа, практически монотопливным балансом и жесткими требованиями к надежности газоснабжения, как с позиций потребителей, так и с позиций энергетической безопасности региона;

Особенностями энергоснабжения Москвы, связанными с его теплофикационной основой, высочайшим уровнем централизации и концентрации производства тепла, избыточностью по производству электроэнергии;

Все обостряющейся проблемой обеспечения пикового спроса на ТЭР, что обусловлено изменением структуры энергопотребления, недостаточной обеспеченностью резервным топливом крупных потребителей газа, дефицитом в регионе пиковых и полупиковых электрических мощностей и имеющимися ограничениями по приему мощности из объединенной энергосистемы (ОЭС) Центра.

Генеральная схема энергоснабжения города Москвы разрабатывалась на основании утвержденных отраслевых схем:

Схема электроснабжения города Москвы на период до 2020 года (распределительные сети напряжением 6-10-20 кВ) (постановление Правительства Москвы от 14 декабря 2010 года N 1067-ПП).

В Генеральную схему включены данные актуализированной Схемы развития электрических сетей Московского региона напряжением 110 кВ и выше на период до 2020 года, разработанной ОАО "МОЭСК".

Генеральная схема энергоснабжения Москвы на период до 2020 года учитывает корректировку решений отраслевых схем, выполненную при их актуализации, и соответствуют актуализированным прогнозам энергопотребления и спроса на энергоресурсы, комплексно направлены на повышение энергоэффективности, надежности, экономичности энергоснабжения Москвы при выполнении требований к охране окружающей среды.

Генеральная схема анализирует реализацию мероприятий, вошедших в отраслевые схемы. Генеральная схема определяет и описывает основные направления государственной политики в сфере топливно-энергетического хозяйства и не регулирует деятельность организаций в данной отрасли. Решения о размещении объектов, планируемых к строительству организациями топливно-энергетического хозяйства, в соответствии с законодательством принимаются на основании Генерального плана города Москвы и отраслевых схем. При этом первоначально корректировке и актуализации подлежат отраслевые схемы тепло-, газо- и электроснабжения города Москвы, после чего актуализируются и корректируются данные, содержащиеся в Генеральной схеме.

Генеральная схема энергоснабжения описывает направления развития топливно-энергетического комплекса города на основе принципов Энергетической стратегии Москвы на период до 2025 года и ресурсной взаимоувязки технических решений Схем перспективного развития систем электро-, тепло и газоснабжения города.

Основная цель разработки Генеральной схемы - описать на основе комплексного подхода основные мероприятия и ожидаемые результаты от реализации решений отраслевых схем по следующим направлениям:

Развитие систем энергоснабжения Москвы для удовлетворения спроса на топливо и энергию динамично развивающейся экономики города;

Обеспечение надежного энергоснабжения потребителей с учетом повышенных требований столичного мегаполиса;

Снижение потерь топлива и энергии при производстве, транспорте и потреблении энергии как альтернатива строительству новых мощностей;

Создание нормативного аварийного и резервного запаса топлива;

Минимизация техногенного воздействия энергетики на окружающую среду;

Формирование эффективной инновационной технической политики в системах энергоснабжения и разработка согласованных вариантов и инвестиционных предложений по развитию систем энергоснабжения города;

Техническое перевооружение систем на основе современных технологий, оборудования и материалов, средств и систем управления;

Согласованное развитие систем газоснабжения города, Московского региона и Единой системы газоснабжения (ЕСГ), а также системы электроснабжения города с Московской энергосистемой и ОЭС Центра.

В работе выполнено научно-техническое и финансово-экономическое обоснование основных направлений и масштабов развития и технического перевооружения систем электро-, тепло- и газоснабжения города, обеспечивающих надежное, рентабельное и экологически приемлемое тепло-, электро- и газоснабжение по доступным для большинства потребителей ценам.

Генеральная схема включает следующие разделы:

1. Показатели социально-экономического развития, градостроения, энергетики и экологии в Генеральном плане города Москвы на перспективу до 2025 года. Рассмотрено влияние на энергетику города:

Фактических и перспективных показателей социально-экономического развития города;

Основных направлений территориального планирования;

Планируемых масштабов развития города в сопоставлении с фактическими данными за период 2005-2010 годов.

2. Современное состояние и проблемы энергоснабжения Москвы.

Рассмотрены и сопоставлены с нормативными индикаторами основные технические и экономические характеристики действующих систем энергоснабжения (генерирующих мощностей, тепловых, электрических и газовых сетей) города.

Проанализированы связи городских систем газо- и электроснабжения с региональными системами.

На основе эксплуатационных данных определены расчетные тепловые и электрические нагрузки потребителей города, а также их структура. Уточнены часовые и годовые расходы природного газа. Определены резервы мощностей энергоисточников города, а также основные проблемы развития систем тепло-, электро- и газоснабжения.

3. Тепло- и электропотребление Москвы на перспективу до 2020 года.

В соответствии с Генеральным планом города на перспективу до 2020 года (численность населения, объемы реконструкции и нового строительства жилых и нежилых зданий, масштабы реорганизации производственных зон и др.) и на основе требований федеральных норм к тепловой защите новых зданий проведен расчет тепловых и электрических нагрузок. Учитывалась также реализация энергосберегающих мер в соответствии с городскими программами энергосбережения. Определены годовые величины тепло- и электропотребления на перспективу до 2020 года с выделением 2010 и 2015 годов.

4. Перспективные направления развития энергоснабжения города, оптимизация систем энерго- и топливоснабжения в Генеральной схеме энергоснабжения Москвы.

Представлены основные решения по развитию и реконструкции на период до 2020 года генерирующих мощностей и систем теплоснабжения города, электрических сетей города напряжением 110 кВ и выше во взаимосвязи с развитием системы электроснабжения Московского региона, городских распределительных сетей 6-10-20 кВ, системы газоснабжения города во взаимосвязи с системой газоснабжения Московского региона.

Решения соответствуют актуализированным прогнозам энергопотребления и спроса на энергоресурсы. Их основой являются разработанные схемы энергоснабжения, а также необходимые корректировки в процессе их согласования, обсуждения и начавшейся реализации.

На перспективу до 2020 года разработаны балансы тепловых и электрических мощностей по районам, административным округам города Москвы и крупным энергоисточникам, исключающие дефициты мощностей. На основе утвержденной "Программы развития генерирующих мощностей города Москвы на период до 2020 года" и принятого развития электросетевого хозяйства разработан вариант обеспечения потребности города в тепле и электроэнергии, обеспечивающий дальнейшее развитие теплофикации и повышение надежности тепло- и электроснабжения.

На основе анализа программ ОАО "Газпром" по развитию системы газоснабжения Московского региона выполнена оценка ее функциональных возможностей. Определены перспективные часовые, суточные и годовые поставки природного газа потребителям Москвы и разработаны рекомендации по развитию системы газоснабжения города.

5. Эффективность энергосбережения, повышение надежности, энергетической и экологической безопасности ТЭК Москвы.

Оценены капитальные вложения и проведены расчеты экономической эффективности мероприятий по энергосбережению и повышению энергетической эффективности. Определена очередность реализации данных мероприятий по сроку окупаемости капитальных вложений.

Представлены разработанные конкретные системные и локальные меры по повышению надежности тепло-, электро- и газоснабжения потребителей. Рассмотрены сверхнормативные аварии с временным аварийным выходом из эксплуатации каждой из Московских ТЭЦ, разработаны мероприятия по переключению нагрузок и ускоренному пуску водогрейных котлов ТЭЦ при системных авариях.

6. Основные показатели программ технического перевооружения и нового строительства топливно-энергетического комплекса Москвы в период 2011-2020 годов.

На основе ранее полученных величин тепловой нагрузки и прогнозируемой электрической мощности для каждого энергоисточника сформирован вариант модернизации, реконструкции и ввода нового оборудования на расчетный 2020 год. По варианту развития энергоисточников определены капитальные вложения, годовой расход топлива и основные технико-экономические показатели.

Представлены программы развития в период 2011-2020 годов: электро- и теплогенерирующих мощностей, тепловых сетей, системы электроснабжения, системы внешнего газоснабжения, городских газовых сетей среднего и высокого давления - с указанием объемов и стоимости работ на их реконструкцию и новое строительство.

7. Сводные показатели Генеральной схемы энергоснабжения Москвы.

Представлены сводные технико-экономические и экологические показатели развития систем энергоснабжения города Москвы.

8. Оценка перспектив развития энергоснабжения Москвы на территориях, рассматриваемых к присоединению.

Поскольку в настоящее время границы присоединяемых территорий находятся в стадии обсуждения, дана предварительная укрупненная оценка потребности новых территорий в тепловой и электрической энергии и природном газе.

В работе впервые в практике выполнения описания систем энергоснабжения:

Совместно рассмотрены и взаимоувязаны годовые, сезонные и суточные балансы потребления электроэнергии, тепла, природного газа и резервного жидкого топлива, что позволило стабилизировать годовой расход природного газа на уровне 2627 млрд.м и сократить расход резервного жидкого топлива на 30%;

Доказана возможность формирования неизбыточной по мощности и выработке электроэнергии структуры теплофикационных генерирующих мощностей Московского энергоузла с вводом полупиковых ГТУ ТЭЦ;

Показана принципиальная возможность ликвидации зоны недоотпуска тепла на отопление при температурах наружного воздуха ниже -22°С с поэтапным переходом теплоснабжающих систем на график отпуска тепла 130/50°С;

Выполнена оценка возможности применения сжиженного природного газа (СПГ) в энергетическом хозяйстве города Москвы.

В работе использованы материалы, предоставленные: Департаментом топливно-энергетического хозяйства города Москвы, Департаментом капитального ремонта жилого фонда города Москвы, ОАО "Мосэнерго", ОАО "Московская объединенная энергетическая компания" (ОАО "МОЭК"), ОАО "Московская теплосетевая компания" (ОАО "МТК"), ГУП "МосгорБТИ", ГУП "НИ и ПИ Генплана Москвы", ОАО "Московская объединенная электросетевая компания" (ОАО "МОЭСК"), ОАО "Объединенная энергетическая компания" (ОАО "ОЭК"), ОАО "Энергокомплекс", ГУП "Мосгаз", ГУП "Мособлгаз", ООО "Газпром трансгаз Москва", ОАО "Газпром регионгаз" и ООО "Мосрегионгаз".

Основные положения Генеральной схемы энергоснабжения города Москвы, изложенные в настоящем документе, являются кратким обобщением всей проделанной работы.

1. Показатели социально-экономического развития, градостроения, энергетики и экологии в Генеральном плане города Москвы на перспективу до 2025 года

1.1. Краткая характеристика социально-экономического состояния города

Город Москва - столица и крупнейший субъект Российской Федерации, занимающий территорию 108,1 тыс.га, из них 87,87 тыс.га - в границах Московской кольцевой автомобильной дороги (МКАД), 20,23 тыс.га - за пределами МКАД. Москва и Московская область образуют Московский регион с едиными электроэнергетической и газотранспортной системами.

В Москве 10 административных округов, включающих 123 района (Законы города Москвы от 05.07.95 N 13-47 "О территориальном делении города Москвы" и от 08.10.97 N 40-70 "О наименовании территориальных единиц, улиц и станций метрополитена города Москвы").

В Москве на 01.01.2011 проживало 11551,9 тыс.чел. (7,4% населения страны). С 1990 года численность населения выросла на 1546 тыс.чел. Основное направление прироста - миграция. Прослеживается также увеличение рождаемости и уменьшение смертности.

В таблице 1.1 представлены данные о численности населения и о площади территории по городу в целом.

Таблица 1.1. Площадь территории и численность населения

Таблица 1.1

Показатель	Величина
Площадь территории, га
Население, тыс.чел.
Плотность населения, тыс.чел./км

Анализ социально-экономического развития Москвы свидетельствует о ее устойчивом развитии в период с 2000 по 2008 год. Среднегодовые темпы роста валового регионального продукта (ВРП) составили 108%, промышленного производства 115,6%, реальных располагаемых денежных доходов населения 110,4%, инвестиций в основной капитал 106,7%.

В период 2000-2008 годов объем ВРП, произведенного в Москве, вырос на 192% (по России - на 172,4%). ВРП Москвы в 2008 году составил 8248652 млн.руб., что на 7,7% выше уровня 2007 года. По России индекс роста ВРП в 2008 году был 105,7%.

За 2005-2009 годы в структуре ВРП доля промышленного производства (обрабатывающие производства, производство и распределение электроэнергии, газа и воды) увеличилась с 15,0% до 18,1%, доля транспорта и связи также выросла - с 8,2% до 9,2%, доля торговли и услуг по ремонту снизилась с 44,4% до 33,0%.

Ввод в действие жилых домов увеличивался с 1990 года (с 2257 тыс.м) до 2007 года (4825 тыс.м). В 2008 году и 2009 году наблюдался спад объемов строительства - на 32,4% и на 17,2% соответственно. В 2010 году ввод в действие жилых домов увеличился на 19% к 2009 году и составил ~3700 тыс.м.

По данным ГУП "МосгорБТИ" общая площадь зданий города в настоящее время составляет 378,8 млн.м (таблица 1.2).

Таблица 1.2. Структура, количество и площадь зданий

Таблица 1.2

Наименование	Количество зданий, шт.	Общая площадь, тыс.м
		жилых помещений	нежилых помещений
Москва, всего, в том числе
Жилые здания
Общественные здания
Промышленные здания

Более 70% площади приходится на многоэтажные здания, из них 52,8% составляют 5-15-этажные здания, 16,4% - 16-22-этажные здания. Доля высотных зданий (выше 75 м или более 23 этажей) порядка 2,4%, из них 28% расположены в Западном административном округе.

Доля малоэтажных зданий (1-4 этажа) составляет около 28,3%, их большая часть (17%) расположена в Центральном административном округе, что связано с сохранением исторического облика города.

Более 75% общей площади застройки города характеризуется хорошим и удовлетворительным состоянием. Ветхий фонд города, расположенный в основном в Центральном административном округе, составляет 2,1% от общей площади всей застройки, в том числе 1,3% - жилые здания.

Общая площадь зданий жилищно-коммунального сектора (ЖКС) составляет 344,2 млн.м, из них 62% приходится на жилые здания (39,8 тыс. строений), 38% - на общественные (64,1 тыс. строений).

Распределение общей площади зданий ЖКС города по административным округам представлено на рисунке 1.1.

Наибольшую долю (64,3%) общественные здания составляют в Центральном административном округе. По остальным округам распределение общественных и жилых зданий примерно одинаково и составляет, соответственно, 3035% и 7065%.

За последние десять лет в жилищно-коммунальном секторе в среднем вводилось 7 млн.м в год новых зданий (жилых и общественных), в том числе 4,4 млн.м жилых зданий. Начиная с 2008 года наблюдается спад строительства до 45 млн.м в год, в том числе жилых зданий - примерно до 3 млн.м в год.

Рисунок 1.1. Распределение общей площади зданий ЖКС города по административным округам

Средняя обеспеченность жилой площадью за период 2004-2010 годов увеличилась до 18,7 кв.м на человека и по-прежнему отстает от мировых стандартов.

На рисунке 1.2 представлена динамика изменения средних ежегодных приростов общей площади жилых зданий.

Рисунок 1.2. Динамика средних ежегодных приростов общей площади жилых зданий

Более половины жилых зданий было построено в период 1956-1985 годов (58,6%) при наиболее интенсивных темпах строительства в период 1966-1975 годов, когда средний ежегодный прирост составлял 5,1 млн.м и было построено 50,6 млн.м площади жилых зданий.

В производственных зонах и в районах жилищно-коммунального сектора города действует порядка 1100 промышленных предприятий. Более 80 производственных зон занимают территорию 15 тыс.га. Здесь размещено около 64% промышленных предприятий с площадью зданий и сооружений 30 млн.м.

1.2. Показатели социально-экономического развития, градостроения, энергетики и экологии в Генеральном плане города Москвы на период до 2025 года

Дальнейшее развитие города определено утвержденным Генеральным планом города Москвы на период до 2025 года (Закон города Москвы от 5 мая 2010 года N 17), который базируется на следующих показателях и предпосылках развития города:

Численность населения на расчетный год - 11,212 млн. человек;

Увеличение общего фонда застройки города до 600 млн.м, в том числе жилищного фонда до 285 млн.м, но не менее чем до 260 млн.м, при средней жилищной обеспеченности 24 м/чел.;

Увеличение годового объема производства ВРП к 2025 году в 3,5 раза при среднегодовых темпах роста до 2015 года 67%, после 2015 года - 810%;

Среднегодовые темпы роста объемов промышленной продукции 1214%;

Совершенствование отраслевой структуры производства ВРП с опережающим ростом производства товаров над производством услуг;

Уменьшение доли территорий производственного назначения.

Основными задачами территориального планирования и пространственного развития города на период до 2025 года являются:

Комплексное развитие функционально-планировочной структуры территории города посредством формирования единой системы жилых, общественно-деловых, производственных, рекреационных образований, параметры и характеристики которых устанавливаются в соответствии с нормами и правилами градостроительного проектирования в городе Москве;

Развитие социальной инфраструктуры, административных, общественных и деловых объектов в объеме (от общих объемов строительства общественных зданий): до 57% - на общественно-деловых территориях, до 24% - на жилых территориях, до 17% - на производственных территориях и до 2% - на рекреационных территориях;

Обеспечение надежности функционирования инженерной и транспортной инфраструктуры.

В Генеральном плане Москвы определены основные показатели развития жилищно-коммунального сектора в период 2010-2025 годов, представленные на рисунке 1.3.

Прирост общей площади зданий ЖКС в период до 2025 года должен составить 137,64 млн.м, в том числе жилых зданий 71,7 млн.м с учетом сноса ветхих и аварийных в объеме 25,93 млн.м.

Рисунок 1.3. Динамика общей площади жилых и общественных зданий жилищно-коммунального сектора и приростов (сноса) общей площади зданий

Анализ фактических величин вводов общей площади зданий в 2007-2010 годах показал необходимость корректировки данных Генплана по приростам площадей жилых и нежилых зданий в 2011-2013 годах. При выполнении корректировки предполагалось, что к 2013-2014 годам темпы строительства восстановятся.

Скорректированные приросты общей площади зданий ЖКС в период 2010-2025 годов с учетом корректировки представлены в таблице 1.3.

Таблица 1.3. Скорректированные приросты общей площади зданий ЖКС

Таблица 1.3

Наименование округа, района	Приросты общей площади, тыс.м
	2011-2015 годы	2016-2020 годы	Всего 2011-2020 годы
Город в целом, в том числе:
Жилые здания
Общественно-деловые здания

Прирост общей площади зданий ЖКС в период до 2020 года составит около 43,8 млн.м, в том числе жилых - 23,5 млн.м.

Общая площадь зданий на перспективу до 2020 года составит 459 млн.м, в том числе жилых - 285 млн.м (таблица 1.4).

Таблица 1.4. Общая площадь зданий ЖКС города

Таблица 1.4

Административный округ	Существующее состояние
	Общая площадь зданий, млн.м		Жилищная обеспе- ченность, м/чел.	Общая площадь зданий, млн.м	Численность населения, млн.чел.	Жилищная обеспе- ченность, м/чел.
Всего Москва, в т.ч.
Жилые здания
Общественные здания

Развитие промышленного сектора рассматривалось в соответствии с Законом города Москвы от 26 мая 2004 года N 35 "Об особенностях использования земельных участков с целью сохранения научно-промышленного потенциала города Москвы" , Комплексной программой промышленной деятельности в г.Москве на 2010-2011 годы (постановление Правительства Москвы от 24 февраля 2010 года N 161-ПП), а также с учетом положений и требований Федерального закона от 23 ноября 2009 года N 261-ФЗ "Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации" .

Для получения информации о реорганизации существующих производственных зон в промышленные зоны использовались постановления Правительства Москвы от 24 октября 2006 года N 836-ПП "О территориях промышленных зон города Москвы" и от 1 апреля 2008 года N 247-ПП "O территориях промышленных зон города Москвы (вторая очередь)" .

В соответствии с этими постановлениями предполагается создание 209 промышленных зон, включая:

160 промышленных зон (7,3 тыс.га), отвечающих современным градостроительным требованиям, на территории сложившихся 64 производственных зон;

49 дополнительных промышленных зон (0,5 тыс.га).

Освободившиеся территории (более 7 тыс.га) намечается использовать под застройку ЖКС и восстановление ландшафтно-рекреационных зон.

По выполненному ГУП "НИиПИ Генплана Москвы" (2009 год) проекту планировки намечается развитие производственных зон "Подрезково" и "Планерная" Молжаниновского района с созданием специализированной производственной территории "Пром Сити Москва-Север".

Принятые в работе прогнозные значения макроэкономических показателей развития Москвы базируются на приведенных выше данных утвержденного Генерального плана города. В таблице 1.5 представлен прогноз динамики ВРП Москвы на период до 2025 года.

Таблица 1.5. Прогноз динамики ВРП

Таблица 1.5

Показатель
Объем ВРП*, млрд.руб.
Рост ВРП, % к 2009 году

________________

*Добавленная стоимость в сопоставимых ценах 2009 года.

Прогнозируется, что объем ВРП вырастет к 2020 году по сравнению с 2009 годом в 2 раза, к 2025 году - в 2,9 раза. Среднегодовые темпы роста ВРП к 2015 году достигнут 6%, после 2015 года составят 8-9%.

Основными направлениями развития энергоснабжения города в соответствии с Генеральным планом города Москвы являются:

Развитие, реконструкция и техническое перевооружение энергоисточников с заменой устаревшего оборудования и строительством новых энергоблоков, в том числе на базе газотурбинных технологий, повышение энергоэффективности при производстве энергии;

Сооружение децентрализованных источников энергоснабжения в многофункциональных городских центрах, на объектах промышленной сферы и др.;

Строительство новых тепломагистралей, увеличение объемов технического перевооружения действующих тепловых сетей и насосных станций, повышение энергоэффективности транспорта и распределения тепловой энергии;

Развитие распределительных сетей города на напряжении 20 кВ и постепенная ликвидация сетей напряжением 6 кВ;

Строительство и техническое перевооружение электроподстанций 110, 220, 500 кВ с ликвидацией шумовых зон;

Замена участков воздушных ЛЭП 110, 220, 500 кВ кабельными;

Использование подземного пространства для размещения энергетических объектов, включая электроподстанции 110-500 кВ, трансформаторные и распределительные подстанции 10-20 кВ;

Развитие внешних связей Московской энергосистемы с ОЭС Центра;

Развитие системы газопроводов высокого давления Р = 1,2 МПа и Р = 0,6 МПа;

Вынос КРП-13 на новую площадку;

Создание и широкое применение экологически чистых и эффективных технологий сжигания органического топлива, в том числе городских отходов.

Генеральным планом Москвы предусмотрены инженерно-технические мероприятия по охране окружающей среды, территорий и населения от опасных воздействий природного и техногенного характера.

При их реализации в период до 2025 года валовые выбросы в атмосферный воздух составят: в 2015 году - 830,9 тыс.т/год, к 2025 году - 651,9 тыс.т/год; в т.ч. выбросы от передвижных источников - 88,8% и 76,7% соответственно; валовые выбросы загрязняющих веществ к 2015 году снизятся на промышленных предприятиях на 25%, на объектах теплоэнергетики - на 20%.

2. Современное состояние и проблемы энергоснабжения Москвы

2.1. Характеристика энергоснабжения города

Энергоснабжение Москвы в основном обеспечивается мощными ТЭЦ и теплофикационными системами от них, созданными на базе самой крупной в России компании ОАО "Мосэнерго" (ТГК-3) по производству в едином технологическом процессе тепла и электроэнергии. Доля ОАО "Мосэнерго" составляет 6,3% электрогенерации Единой энергосистемы (ЕЭС) России, 4,6% производства тепла.

Другая крупная энергоснабжающая организация на территории Москвы - ОАО "Московская объединенная энергетическая компания" (ОАО "МОЭК"), обеспечивающая около 27% тепловой нагрузки города. К источникам ОАО "Мосэнерго" и ОАО "МОЭК" подключено 87% тепловой нагрузки города, прочие источники обеспечивают 13% тепловой нагрузки.

В городе действуют также энергоисточники инвесторов, привлеченных в установленном порядке: ГТЭС "Коломенское" (ОАО "НафтаСиб Энергия"), ТЭЦ ЗИЛ (ОАО "АМО ЗИЛ"), ТЭС "Международная" (ООО "Ситиэнерго") и порядка 442* котельных различной ведомственной принадлежности, а также: экспериментальные ТЭЦ ВТИ и ТЭЦ МЭИ, пиковые ГТУ ОАО "Мобильные газотурбинные электростанции" на жидком топливе и четыре гидроэлектростанции.

________________

* Из 720 котельных, ранее размещенных в городе, в работе уточнены или подтверждены данные по 442 действующим котельным.

Строятся ГТЭС "Северный" (ЗАО УК "ДКМ-Инжиниринг"), ПГУ ТЭС "Кожухово" и ПГУ ТЭС "Терешково" (ООО "Россмикс").

Установленная мощность энергоисточников в 2011 году составила: электрическая - 11809 МВт, тепловая - 57835 Гкал/ч (включая областные ТЭЦ-22 и ТЭЦ-27, расположенные на территории Московской области, но тепловую энергию поставляющие в основном в Москву). Установленная мощность энергоисточников, расположенных в границах города, 9439 МВт и 52363 Гкал/ч.

Единичные электрические мощности московских ТЭЦ достигают 1,8 млн.кВт, тепловые - 4900 Гкал/ч. Пять крупнейших ТЭЦ Москвы обеспечивают более 50% суммарной тепловой и электрической нагрузки города. Магистрали тепловых сетей диаметром 1200-1400 мм подают тепло в жилые районы с населением в сотни тысяч человек. В настоящее время на жителя Москвы приходится 2 м теплопроводов, что как минимум на 50% больше значений, соответствующих аналогичной плотности тепловых нагрузок.

Москва - единственный в мире столичный мегаполис, теплопотребление которого на 70%, а электропотребление почти полностью обеспечивается от ТЭЦ.

Основным топливом для энергетики Москвы служит природный газ.

Электроснабжение Москвы тесно связано с электроснабжением Московской области. Электрические сети этих двух субъектов РФ напряжением 110-750 кВ развивались как единый технологический комплекс и являются системообразующими для Московской энергосистемы.

Московская энергосистема по производству электроэнергии дефицитна (таблица 2.1). Генерацией же электроэнергии в Москве до недавнего времени обеспечивалось не только собственное электропотребление города, но часть электроэнергии передавалась за его пределы: до 20% в 2000-2004 годах, около 10% - в 2005-2007 годах.

Таблица 2.1. Баланс электроэнергии Московской энергосистемы и Москвы в 2005-2010 годах

Таблица 2.1

	Электропотребление, млн.кВт*ч		Производство электроэнергии, млн.кВт*ч		Дефицит (-), избыток (+), млн.кВт*ч
		в том числе Москва		в том числе Москва		в том числе Москва

Московская энергосистема входит в состав ОЭС Центра и имеет связи с другими энергосистемами по линиям электропередачи 750, 500 и 220 кВ (рисунок 2.1).

В рассматриваемом периоде энергосистема была дефицитна и по мощности. Сальдо-переток в систему по данным ОАО "ПИ и НИИ Энергосетьпроект" в 2005 году составлял 1072 МВт, в 2006 году - 2156 МВт, в 2007 году - 1857 МВт, в 2008 году - 1983 МВт, в 2009 году - 2487 МВт. Основные поставщики мощности в Московскую энергосистему - Калининская АЭС, Конаковская ГРЭС (Тверская энергосистема) и Рязанская ГРЭС.

Электрические сети Московской энергосистемы напряжением 500 кВ и выше эксплуатируются Московским предприятием магистральных электрических сетей филиала ОАО "ФСК ЕЭС", входящим в состав МЭС Центра.

На уровне напряжений 35-110-220 кВ энергосистему обслуживает ОАО "Московская объединенная электросетевая компания" (ОАО "МОЭСК"), ОАО "Объединенная энергетическая компания" (ОАО "ОЭК") и МЭС Центра.

Распределительная система электроснабжения города напряжением 6-10-20 кВ находится в ведении ОАО "МОЭСК".

Рисунок 2.1. Внешние электрические связи энергосистемы Московского региона

Москва - крупный потребитель котельно-печного топлива (КПТ) (таблица 2.2). На одного жителя в городе расходуется около 3 т.у.т. в год.

Таблица 2.2. Годовые объемы потребления КПТ в 2010 году по направлениям использования

Таблица 2.2

Потребитель	Потребление котельно-печного топлива, тыс.т у.т.
		природный газ
Котельные
Непосредственное потребление

Примечание. Потребление КТП указано с учетом областных ТЭЦ-22 и ТЭЦ-27.

Начиная с 2002 года, потребление газа в Москве оставалось на уровне 28 млрд.м в год или немного его превышало (с учетом ТЭЦ-22 и ТЭЦ-27).

Около 95% газа природного газа расходуется на производство тепла и электроэнергии. Основным потребителем газа являются ТЭЦ ОАО "Мосэнерго", на долю которых приходится до 76% от потребления газа в городе. В 2010 году в Москву было поставлено 29479 млн.м природного газа (таблица 2.3).

Таблица 2.3. Потребление природного газа в Москве в 2005-2010 годах, млн.м

Таблица 2.3

Потребитель
Котельные
Непосредственное потребление
Всего - Москва с ТЭЦ-22 и ТЭЦ-27
Всего - Москва - без ТЭЦ-22 и ТЭЦ-27

Основным потребителем природного газа в Москве являются ТЭЦ ОАО "Мосэнерго", на долю которых приходится до 87% от потребления газа в городе.

Природный газ подается в Москву из системы газоснабжения Московского региона, единой для Москвы и Московской области и одной из крупнейших в России.

В многоуровневой системе поставок газа потребителям Москвы задействованы многие газовые компании (рисунок 2.2): Единая система газоснабжения страны - ЕСГ (ОАО "Газпром", включая ООО "Газпром ПХГ"); региональная газотранспортная система (ООО "Газпром трансгаз Москва"); региональная система газораспределения (Московский областной филиал ОАО "Газпромрегионгаз"); городская система газораспределения (ГУП ГХ "Мосгаз"). Некоторым потребителям Москвы газ поставляет также ГУП МО "Мособлгаз".

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Федеральное агентство по образованию

Федеральное государственное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

"С ибирский федеральный университет "

П олитехнический институт (СФУ)

Кафедра "Тепловые электрические станции"

Утверждаю

Заведующий кафедрой

С.А. Михайленко

Пояснительная записка к дипломному проекту

Проект строительства ТЭЦ 500 МВт

Разработал студент

А.А. Янченко

Руководитель

В.А. Дубровский

Консультант

по экономической части

И.А. Астраханцева

Консультант по безопасности

и экологии производства

В.В. Колот

Задание по дипломному проектированию

станция турбина тепловой водоснабжение

1. Тема Проект строительства ТЭЦ 500 МВт

2. Утвержден приказом по университету №330 от 4 февраля 2007 г.

3. Срок сдачи студентом законченного проекта 26 мая 2007 г.

4. Исходные данные к проекту Отопительная нагрузка 60 МВт, топливо Ирша-бородинский уголь

5. Содержание расчетно-пояснительной записки (перечень подлежащих разработке вопросов) Введение, конструирование тепловой схемы выбранной турбины, расчет тепловой схемы, выбор оборудования в пределах тепловой схемы, генплан и компоновка, разработка схем топливоподачи, золоудаления и водоснабжения, охрана окружающей среды, безопасность проекта, экономическая часть, заключение.

6. Перечень графического материала (с точным указанием обязательных чертежей)

Лист 1. -Принципиальная тепловая схема

Лист 2. - Поперечный разрез главного корпуса

Лист 3.- Генеральный план

Лист 4.-Схема водоснабжения

Лист 5.-Схема топливоподачи

Лист 6.-Система гидрозолошлакоудаления

Календарный график

18.03 Получение задания_______________________________________

22.03-25.03 Экономическое обоснование, выбор основного оборудования___

28.03-30.03 Расчёт тепловой схемы турбины К-150-130 __________

1.04-4.04 Выбор вспомогательного оборудования______________

7.04-8.04 Охрана труда______________________________________

8.04-9.04 Расчет технического водоснабжения_________________

9.04-11.04 Топливное хозяйство _____________________

15.04-21.04 Выбор и расчет системы золоулавливания и гидрошлакоудаления

22.04-25.04 Оформление задания по охране труда________________

26.04-28.04 Описание генплана, компоновки главного корпуса_____

29.04-02.05 Оформление графической части проекта________________

3.05-10.05 Оформление записки______________________

23.05-30.05 Сбор подписей консультантов____________________

Аннотация

Дипломный проект "Строительство ТЭЦ 500 МВт"

102 страниц печатного текста

19 таблиц

16 рисунков

Ключевые слова

Турбоагрегат, расчет тепловой схемы, теплофикационная установка, паропровод, гидрозолоудаление.

Объектом строительства является ТЭЦ 500 МВТ.

Технико-экономическое обоснование, расчет принципиальной тепловой схемы, выбор вспомогательного оборудования, расчет топливного хозяйства и схемы гидрозолоудаления, безопасность проектируемого объекта, охрана окружающей среды, экономическая часть.

Проектирование проводилось расчетным путем.

Цель работы состоит в расчете объекта, а также его экономической целесообразности.

Введение

2.1.2 Определение параметров по элементам схемы

2.1.7 Расчет деаэратора

2.3.2 Деаэратор

2.3.3 Сетевые подогреватели

2.3.7 Выбор сетевых насосов

3.1 Проектирования топливного хозяйства

3.1.3 Ленточные конвейеры

3.1.4 Дробилки

3.1.5 Топливные склады

3.3 Золоулавливание

3.4 Золоудаление

3.6 Генеральный план

3.7 Выбор и описание компоновки главного корпуса

3.8 Выбор системы водоснабжения

4. Защита окружающей среды

4.1 Расчет выбросов вредных веществ

4.2 Защита водоемов от загрязнения сточными водами

5. Безопасность проектируемого проекта

5.1 Общая характеристика проектируемого объекта с точки зрения безопасности и безвредных условий труда

5.2 Анализ и устранение потенциальных опасностей и вредностей технологического процесса

5.2.1 Опасность поражения электрическим током

5.2.2 Опасность травмирования движущимися частями машин и механизмов

5.2.3 Тепловые выделения и опасность термического ожога

5.3 Производственная санитария

5.3.1 Микроклимат производственных помещений

5.3.2 Освещение

5.3.3 Вредные вещества в воздухе рабочей зоны

5.3.4 Шум, ультразвук и инфразвук

5.3.5 Вибрация

5.4 Предотвращение аварийных ситуаций

5.4.1 Техническое освидетельствование сосудов, работающих под давлением

5.4.2 Техническое освидетельствование грузоподъемных машин и механизмов

5.4.3 Техническое освидетельствование котлов

5.4.4 Обеспечение взрывопожарной безопасности производства

5.5 Обеспечение устойчивости объекта в чрезвычайных ситуациях

5.6 Индивидуальное задание

6. Экономическая часть

6.1 Экономическое обоснование состава основного оборудования на основе народнохозяйственного подхода

6.2 Экономическое обоснование на основе хозрасчетного подхода

Список использованных источников

Введение

Энергетика - сектор экономики, охватывающий сложную совокупность процессов преобразования и передачи энергии от источников природных энергетических ресурсов до приемников энергии включительно и представляет собой сложный развивающийся объект, исследование которого возможно только на основе системного подхода.

Энергетика сегодня занимает в жизни общества такое место, что не возможно оценить отказ от его благ. Вмести с тем и очень высока цена энергии: ее производство и транспорт.

Энергия является важнейшим фактором производства и жизнеобеспечения современного общества. Действительно, энергетическая составляющая на производство промышленной продукции и транспортные услуги в России превышает в настоящее время 17%, сельскохозяйственной продукции - 11%.

Топливно-энергетический (ТЭК) комплекс России - крупнейший инфраструктурный комплекс народного хозяйства.

Устойчивое и эффективное функционирование и развитие энергетики необходимо для обеспечения большинства компонентов национальной безопасности - экономической, финансовой, внешнеэкономической, технологической и др.

Электроэнергетика является важнейшим компонентом топливно-энергетического комплекса, его узловой, интегрирующей подсистемой.

1. Технико-экономическое обоснование проектируемой ТЭЦ

1.1 Обоснование строительства станции

Актуальность темы дипломного проекта обосновывается целями и приоритетами энергетической стратегии России на период 2020 года. Развитие электроэнергетики должно обеспечить необходимыми энергетическими ресурсами начавшийся экономический рост во всех отраслях народного хозяйства.

Для обеспечения прогнозируемых уровней электро- и теплопотребления при оптимистическом варианте развития необходимо создание генерирующих мощностей на электрических станциях России (с учётом замены и модернизации) в 2005-2020 г.г. не менее 177 млн. кВт, в том числе на гидро- и гидроаккумулирующих электростанциях 11,2 млн. кВт, на атомных 23 млн. кВт и на тепловых 143 млн. кВт (из них с парогазовыми и газотурбинными установками 37 млн. кВт). При умеренном варианте развития планируется ввод в действие генерирующих мощностей 121 млн. кВт, в том числе на тепловых электрических станциях (ТЭС) 97 млн. кВт.

Таким образом, согласно энергетической стратегии ввод новых мощностей не изменит структуру установленной мощности электрических станций, в которой наибольший удельный вес занимают ТЭС.

Проект строительства ТЭС в целом отвечает основным приоритетным направлениям развития электроэнергетики, согласно которым выработка электроэнергии на ТЭС к 2020 г. возрастёт в 1,4 раза по сравнению с 2000 г. Масштабы сооружения ГРЭС и ТЭЦ будут определяться сокращением строительства атомных и гидравлических электростанций, возможностями развития топливной базы и соответствующим расширением транспортной сети.

Сооружение ТЭЦ в городе вызвано, прежде всего, необходимостью покрытия тепловых нагрузок коммунально-бытовых потребителей. Все это вызывает необходимость строительства мощного централизованного источника теплоснабжения.

Заданием предусматривается проектирование ТЭЦ с заданной электрической мощностью в 500 МВт и расчетной тепловой нагрузкой потребителей в горячей воде 60 ГДж.

2. Конструирование и расчет тепловой схемы выбранной турбины. Выбор оборудования в пределах тепловой схемы

2.1 Разработка принципиальной тепловой схемы

Принципиальная тепловая схема с турбиной Т-100-130 представлена на рисунок 2.1. Как видно из схемы турбина двухцилиндровая с двухпоточной ЧНД и одним регулируемым отбором.

Система регенерации состоит из четырех подогревателей низкого давления, деаэратора и трех подогревателей высокого давления. Слив дренажа из подогревателей высокого давления - каскадный (без использования дренажных насосов) в предвключённый деаэратор. Слив дренажа из подогревателей низкого давления ПНД 4 и ПНД 5 - каскадный в подогреватель низкого давления ПНД 6 и из него дренажным насосом в линию основного конденсата. Из подогревателя низкого давления ПНД 7 слив каскадный в конденсатор.

Отпуск тепла осуществляется следующим образом. Пар из теплофикационного регулируемого отбора подаётся на сетевую подогревательную установку. Горячая вода на отопление подогревается в двух сетевых подогревателях. Дренаж из подогревателей сливается каскадно в линию основного конденсата.

В схеме используется котёл барабанного типа. Из котла организована непрерывная продувка. Для уменьшения потерь тепла продувочная вода направляется в двухступенчатый расширитель непрерывной продувки, а затем - в регенеративный подогреватель химически очищенной воды из химводоочистки (ХВО) и сбрасывается в канализацию.

Пар с уплотнений поступает в сальниковый подогреватель (ОУ), а из основных эжекторов конденсатора - в охладитель эжекторного пара (ОЭП), что способствует дополнительному обогреву основного конденсата.

По заводским данным для турбины Т-100-130 :

Давление в отборах, МПа

2.1.1 Построение процесса расширения пара на i-s диаграмме

Процесс построен с учетом потерь в регулирующих клапанах цилиндров турбины в соответствии с начальными и конечными параметрами. Из характеристики турбины имеем начальное давление пара 130 бар, температура острого пара 545 0 С. Находим на i-s диаграмме точку (А0") (рисунок 2.2.) Давление пара с учетом потерь в регулирующих клапанах ЦВД составляет, бар.

Р0"=Р0· здрЦВД=127,5·0,95=121,125

Находим по i-s диаграмме точку (А0). Определяем энтальпию пара в точке Ао. Далее из точки (А0) проводим прямую, до пересечения с изобарой, соответствующей давлению пара за ЦВД. Отмечаем точку (В"0).

Теоретический процесс расширения пара в ЦВД изображается линией (А0-В"0). Находим действительный процесс расширения пара в ЦВД, зная относительный внутренний КПД части высокого давления. При действительном процессе расширения, энтальпию пара в точке (В), можно определить, кДж/кг

iB0= iА0-(iА0- iB) зoiЦВД

iB0=3511,46-(3511,46-3131,92)·0,83=3195,98

где iB - энтальпия пара в конце теоретического процесса расширения пара в ЦВД, кДж/кг

Зная энтальпию iB0, можно найти точку (В0) на изобаре Ротб1.

Давление в точке (В) определяем с учетом дросселирования в регулирующих клапанах ЦСД, бар.

РB= Ротб1· здрЦВД

РВ=33,6·0,95=31,92

Из точки (В)- проводим прямую линию, до пересечения с изобарой, что

соответствует давлению пара за ЦСД. Действительный процесс расширения пара в ЦСД находим, зная относительный внутренний КПД части среднего давления.

Энтальпия пара в точке С0, кДж/кг.

iС0= iВ0-(iВ0"- iС) зoiЦСД

iС0=3195,98-(395,98-2515,25)0,852=2616,0

где iс энтальпия пара в конце теоретического процесса расширения пара в ЦСД, кДж/кг.

Зная энтальпию iС0, можно определить точку С0 на изобаре Ротб7.

Точку С найдем с учётом потери давления в регулирующих клапанах ЦНД, бар.

РС= Ротб7· здрЦНД

РС= 0,91·0,95=0,86

Из точки (С) - проводим прямую линию, до пересечения с изобарой, что соответствует давлению пара за ЦНД. Действительный процесс расширения пара в ЦНД, находим, зная относительный внутренний КПД части низкого давления.

Энтальпия пара в точке D0, кДж/кг.

iD0= iC0"-(iC0"- iк) зoiЦHД

iD0= 2616-(2616-2198.5)·0.8=2282

где iк - энтальпия пара в конце теоретического процесса расширения пара в ЦНД. Зная iD0 можно определить точку D0 на изобаре Рк.

Используя значения давлений в отборах, находим по диаграмме энтальпии пара в этих отборах.

На рисунке 2.2. построен процесс расширения пара в турбине.

2.1. 2 Определение параметров по элементам схемы

Определение параметров по элементам схемы покажем на примере ПВД-1. Потерю давления в паропроводах на пути от отбора турбины до п одогревателя принимаем 5%.

Давление пара у подогревателя ПВД-1 с учетом потерь, бар.

РПВД1=Ротб1·0,95=33,6·0,95=31,92,

Где Ротб1 - давление пара в отборе, бар.

Температура конденсата греющего пара за ПВД-1, С..

tПВД1= 237,3

Энтальпия конденсата греющего пара за ПВД-1, кДж/кг.

tПВД1= 993,34

Температура питательной воды за ПВД-1 с учетом недогрева, С.

tПВД1пв= tПВД1- QПВД1

tПВД1пв =237,3-2=235,3.

Энтальпия питательной воды за подогревателем, кДж/кг

tПВД1пв=984,97

Энтальпия греющего пара из отбора по i-s диаграмме, кДж/кг.

iотб1=3195,98

Использованный теплоперепад,кДж/кг.

hПВД1=i0-iотб1

где iо - энтальпия острого пара, кДж/кг.

hПВД1=3511,46-3195,98=315,48

Аналогичным образом рассчитываем другие элементы схемы.

Результаты расчета сводим в таблицу 2.1.

2.1.3 Расчет сетевой подогревательной установки

Рисунок 2.3 - Установка по подогреву сетевой воды

Тепловая мощность блока, МВт.

Qблmax =1330/5=266

Тепловая нагрузка отборов турбины составит, МВт.

Qпвк= Qблmax - Qотбтур=266-150 =116

Расход сетевой воды, кг/с.

Gс.в.= Qотбmax/C·?t

Gс.в =266000/4.186·(150-70)=793.56

Где С - теплоемкость сетевой воды, кДж/кг,

T- разность температур прямой и обратной сетевой воды, С.

Доля максимальной нагрузки, покрываемая отборами турбины.

бтэц= Qотбтур/ Qотбmax

бтэц =150/266=0,56

Энтальпия сетевой воды за (СП2) составляет, кДж/кг.

tсп2=tос+ Qотбтур/Gc.в.

tсп2=293,02+150000/793,56=454,88

где tос - энтальпия обратной сетевой воды, кДж/кг.

tос=70єС=> tос=70·4,186=293,02

Температура сетевой воды, ?С

tсп2= tсп2/4,186=454,88/4,186=109?

Температура конденсата пара из СП2 с учетом недогрева сетевой воды составит, ?С.

tсп2н= tсп2+ Qсп2=109+5=114

находим что давление в СП-2 РСП2"=1,64 бар

Давление отборного пара, с учетом потерь на транспорт, бар

Ротб6=Р отб сп2/0,92=1,64/0,92=1,78

Приняв равномерный нагрев сетевой воды в сетевых нагревателях. Определяем величину нагрева в каждом из них, С

T = =89.5-70=19,5

Температура воды за нижним сетевым подогревателем СП1, С

tСП1=tОС+Дt

tСП1=70+19,5=89,5

Температура конденсата пара из СП 1 с учетом недогрева сетевой воды составит, С

tсп1н= tсп1+ Qсп

tсп1н =89,5+5=94,5

находим давление в СП 1 РСП1"=0,84 бар

С учетом потери давления пара в трубопроводах давление в первом и втором теплофикационных отборах составит, бар

Рт1=0,84/0,92=0,91

Рт2=1,64/0,92=1,78

Энтальпия сетевой воды за нижним сетевым подогревателем СП 1:

tСП1=tСП1·С

tСП1=89,5·4,186=376,74 кДж/кг

2.1.4 Определение расходов пара на турбину

Определив энтальпию пара в отборах, рассчитываем значения расходов пара на подогревателе сетевой воды.

Расход пара на СП 2 составляет, кг/с

Dпс2=Gсв (tпс2-tпс1)/(iпс2-tк2)0,98

Dпс2=793,56 (454,88-376,74)/(2686,6-454,88)0,98 = 31,4

Расход пара на СП 1 составляет, кг/с

Dпс1= Gсв (tпс1-tос1)-Дпс2(tпс2-tпс1)0.98/(iпс1-tк1) 0,98

Dпс1=793,56 (376,74-293,3)-31,4(478,5-398.0)0,98/(2616,0-398,0)0,98 =30,46

Коэффициент недоиспользования мощности отопительных отборов:

Для первого ут1= =Нi-hотб7/Hi

ут1=1229,46-867,86/1229,46=0,294

Для второго ут2=Нi-hотб6/Hi

ут2= 1229.46-825,46/1229.46=0,328

где Нi- теплоперепад срабатываемый турбиной, кДж/кг;

hОТБ7 и hОТБ6- теплоперепады, срабатываемые до первого и второго теплофикационных отборов соответственно, кДж/кг

Принимаем коэффициент регенерации

Крег=1,19 с последующим уточнением

Расход пара на турбину, кг/с.

Dт= Крег·(+ Ут1 Dпс1+ Ут2Dпс2)

где Nэ - электрическая мощность турбоагрегата, кВт;

Dпс1 и Dпс2- расходы пара на тепло, кг/с.

Dт=1,19·(+0,294·31,4+0,328·30,4)=121,62

2.1.5 Расчет сепараторов непрерывной продувки

Рисунок 2.4 - Схема сепараторов непрерывной продувки

Расход пара на собственные нужды машинного зала, кг/с

Dм3сн= hм3сн· Dт

Dм3сн =0,01·121,62=1,22

Где hм3сн коэффициент расхода пара на собственные нужды машинного зала.

Производительность парогенератора нетто, кг/с

DПГн= Dт+Dснм3

DПГн =121,62+1,22=122,84

Производительность парогенератора брутто, кг/с

DПГбр= Dпг/(1- hсн)

DПГбр = 122,84/(1-0,012)=124,33

где hсн коэффициент расхода пара на собственны нужды котельного оборудования.

Расход пара на собственные нужды котельного отделения, кг/с

Dснко= DПГбр- DПГн

Dснко =124,33-122,84=1,49

Расход продувочной воды, кг/с

GПР= DПГбр· hПР

GПР =124,33·0,015=1,86

где hпр коэффициент расхода продувочной воды

Расход питательной воды, кг/с

GП.В.= DПГбр+ DПР

GП.В.=124,33+1,86=126,19

Выпар из расширителя первой ступени, кг/с

DРНП1= GПР(tпр-t"пр)/ i рнп1

DРНП1= 1,86 (1640,4-670.4)/ 2086,57= 0,86

где tпр энтальпия продувочной воды из барабана котла при давлении 130 бар, кДж/кг;

t"пр энтальпия продувочной воды из РНП1 при давлении в деаэраторе 6 бар, кДж/кг;

iРПН1 теплота парообразования при давлении Pg=6 бар, кДж/кг.

Расход продувочной воды в расширитель второй ступени, кг/с

Gпр"=Gпр-ДРПН1

Gпр"=1,86-0,86=1,00

Выпар из расширителя второй ступени, кг/с

DРНП2= G"пр. (t"пр-t""пр)/ i рнп2

DРНП2= 1,00(670,4-496,64)/2206,37=0,08

где t"пр энтальпия продувочной воды из РНП2 при давлении в ПНД6 равному 1,96 бар, кДж/кг;

iРПН2 теплота парообразования при давлении Ротб6=1,96 бар, кДж/кг.

Количество воды сливаемой в техническую канализацию, кг/с

Gпр"=Gпр"-DРПН1

Gпр"=1,00-0,08=0,92

Внутристанционные потери конденсата, кг/с

Gут =hут ·Dт

Gут =0,015·121,62=1,82

hут=1,5% коэффициент, учитывающий потери конденсата.

Расход химически очищенной воды, кг/с

Gхов=Gпр"+Gут+ Dснко

Gхов =0,92+1,82+1,49=4,23

Энтальпия химически очищенной воды после охладителя непрерывной продувки, кДж/кг

tдоб= tхов+ G""пр.(t""пр-tсл)/ Gхов

tдоб =4,186·30+0,92(496.64-251,4)/4,23=178,78

где tхов=tхов·С=30·4,186=125,58 кДж/кг энтальпия воды сливаемой в техническую канализацию.

2.1.6 Расчет регенеративной схемы ПВД

Регенеративная схема с подогревателем высокого давления представлена на рисунке 2.5

Рисунок 2.5 - Схема включения ПВД в регенеративную схему

Расход пара на ПВД-1 из уравнения теплового баланса, кг/с

D1= Gп.в.·(tпвд1- tпвд2)/ (iотб1- tотб1)· зто

D1= 126,19 (984,97- 897,14)/(3195,9-993,34) 0,98=5,73

где зТО КПД теплообменника;

tпвд1. - энтальпия питательной воды за ПВД 1, кДж/кг;

tпвд2. - энтальпия питательной воды за ПВД 2, кДж/кг;

iотб1 энтальпия пара из первого отбора, кДж/кг;

tотб1 энтальпия конденсата пара из первого отбора, кДж/кг.

Уравнение теплового баланса для ПВД 2

D1(tотб1- tотб2)· зто+ D2.·(iотб2- tотб2)· зто= Gп.в.·(tпвд2- tпвд3)

Отсюда расход пара на ПВД2 составит, кг/с

D2= Gп.в.·(tпвд2- tпвд3)- D1(tотб1- tотб2)· зто./(iотб2- tотб2)· зто

D2=126,19(897,14-751,71)-5,73(993,34-905,52)0,98/(3104,9-905,52)0,98=8,7

где tпвд3 энтальпия питательной воды за ПВД3, кДж/кг;

iотб2 энтальпия пара из второго отбора, кДж/кг;

tотб2 энтальпия конденсата из второго отбора, кДж/кг.

Тепловой баланс для ПВД 3

(D1+ D2)·(tотб2- tотб3)· зто+ D3·(iотб3- tотб3)· зто= Gп.в.·(tпвд3- tпв)

Энтальпию питательной воды на входе в ПВД3 определяем с учетом нагрева её в питательном насосе, кДж/кг

tпэн = tпв+?tпэн

Tпэн повышение энтальпии питательной воды в питательном насосе:

Tпэн =22590Дж/кг=22,59кДж/кг

Рпн =Рб-Рд

где?Рпн = (160-6+1)=153- перепад давления в питательном насосе, бар;

зПЭН КПД питательного насоса;

Vср - удельный объем воды, при температуре 158С, м/кг.

Энтальпия воды за питательным насосом, кДж/кг

tпвпэн=664,86+22,59=687,45

Расход пара на ПВД3, кг/с

D3 = 126,19 (751,71- 687,45) - (5,73 + 8,7) (905,52 - 766,08) 0,98 / (2966,8 -766,08) 0,98 = 2,91

iотб3 энтальпия пара из третьего отбора, кДж/кг;

tотб3 энтальпия конденсата пара из третьего отбора, кДж/кг.

2.1.7 Расчет деаэратора

Рисунок 2.6 - Схема деаэратора

Материальный баланс для деаэратора:

DПВД + DРНП1+ DД+ Gок+ Gдоб= Gп.в.+ Gут

где Dпвд=D1+D2+D3 - дренажи конденсата греющего пара ПВД 1,ПВД 2,ПВД 3 соответственно, кг/с;

Dрнп - выпар из РНП1, кг/с;

Dд - расход пара,из отбора на деаэратор,кг/с;

Gок - расход деаэрируемого конденсата из ПНД, кг/с;

Gдоб - расход добавочной воды, кг/с;

Gпв - расход питательной воды, кг/с;

Gут - потери питательной воды с утечками, кг/с.

16.34+0.86+Dд+Gок+4.23=126,19+1.82

Gок+Dд=106,58

Тепловой баланс для деаэратора:

DПВД· tотб3+DРНП1· iРНП1+ Дд· iотб3+ Gок·tпнд4 + Gдоб·tдоб=(Gп.в.+Gут) tп.в.

где tотб3 - энтальпия конденсата третьего отбора, кДж/кг;

iРНП1 - энтальпия выпара из РНП1, кДж/кг;

iотб3 - энтальпия греющего пара из третьего отбора, кДж/кг;

tпнд4 - энтальпия конденсата за ПНД-4, кДж/кг;

tдоб- - энтальпия химочищенной воды, кДж/кг;

tпв - энтальпия питательной воды после деаэратора, кДж/кг.

16,34х766,08+0,86х2086,57+Dд2966,8+Gок623,55+4,23х178,78=(126,19+1,82) 664,86

Dд 2966,8+Gок 623,55 = 70040,27

Gок + Dд =106,58

Решая эту систему, находим расходы пара и конденсата в деаэратор, кг/с.

Соответственно:

Dд =1,83 и Gок =105,05

2.1.8 Расчет регенеративной схемы ПНД

Рисунок 2.7 - схема включения групп ПНД

Уравнение теплового баланса для ПНД 4:

D4(iотб4- tотб4)· зто=Gок·(tпнд4- tпнд5) (2.1)

Отсюда находим расход пара на ПНД 4, кг/с.

D4= (Gок·(tпнд4- tпнд5)/ (iотб4- tотб4)· зто (2.2)

зтоКПД теплообменника

tпнд4 энтальпия основного конденсата за ПНД 4,кДж/кг;

tпнд5 энтальпия основного конденсата за ПНД 5, кДж/кг;

iотб4 энтальпия пара из 4-го отбора, кДж/кг;

tотб4энтальпия конденсата из 4-го отбора, кДж/кг;

Gок - расход основного конденсата в деаэратор, кДж/кг.

D4= 105,05(623,55-524,21)/(2831,6-640,2900,98=4,86

Уравнение теплового баланса для ПНД5:

D4·(tотб4- tотб5)· зто+ D5·(iотб5- tотб5)·зто=Gок(tпвд5- tсм1) (2.3)

В этом уравнении неизвестны две величины:

Расход пара из отбора на ПНД5=>D5 и энтальпия основного конденсата после первой точки смешения tсм1

Составим уравнения материального и теплового балансов для первой точки смешения и запишем все три уравнения в системе:

D4·(tотб4- tотб5)· зто+ D5·(iотб5- tотб5)·зто=Gок(tпвд5- tсм1) (2.4)

Gок=Gок"+Dрнп2+ D4+ D5+ D6 (2.5)

Gок· tсм1= Gок."·tпнд5+(Dрнп2+ D4+ D5+ D6)· tпнд6 (2.6)

В этой системе неизвестны 4 величины D5, tсм1, расход основного конденсата через ПНД6 Gок" и расход пара из отбора на ПНД6.

Добавим систему уравнение теплового баланса для ПНД6:

D4(tотб4- tотб5)·зто+ D5.·(iотб5- tотб5)· зто= Gок.·(tпнд5- tсм1) (2.7)

Gок=Gок"+Dрнп2+ D4+ D5+ D6 (2.8)

Gок· tсм1= Gок."·tпнд5+(Dрнп2+ D4+ D5+ D6)· tпнд6 (2.9)

·зто=Gок."·(tпнд6- tсм2) (2.10)

В этой системе неизвестны 5 величин: D5, tсм1, Gок", D4 и энтальпия основного конденсата после второй точки смешения tсм2.

Добавим в систему уравнений уравнения материального и теплового балансов для второй точки смешения:

D4-(tотб4-tотб5)· зто+ D5.·(iотб5- tотб5)· зто= Gок.·(tпндl5- tсм1) (2.11)

Gок=Gок"+Dрнп2+D4+D5+ D6 (2.12)

Gок·tсм1=Gок."·tпнд5+(Dрнп2+ D4+ D5+ D6)· tпнд6 (2.13)

·зто=Gок."·(tпнд6- tсм2)

Gок"·tсм2Gок.·tпнд+(Dт1+Dт2)· tсм1" (2.15)

Gок"·tсм2=Gок."·tокпнд7+(Dт1+Dт2)·tпс (2.16)

В получившейся системе имеем 6 неизвестных величин: D5, tсм1, Gок", D6, tсм2, Gок"

Предварительно оцениваем энтальпию основного конденсата после первой точки смешения tсм1 =483 кДж/кг с последующей проверкой по балансу. Определяем расход пара на ПВД-5, кг/с:

D5= D4·(tотб4-tотб5)·зто -Gок.·(tпнд5- tсм1)/.·(iотб5- tотб5)· зто (2.17)

D5= 4,86(640,29-540,96)0.98-105,05(524-483)/(2726-540.96)=1,786

где iотб5энтальпия пара из пятого отбора, кДж/кг;

tотб5энтальпия конденсата пара из пятого отбора, кДж/кг.

Выразим из уравнения (2.12) расход пара из отбора на ПНД6, кг/с

D6=Gок- Gок- Dрнп2-D4- D5 (2.18)

Подставив полученное выражение в уравнение (2.14)

Gок·(tпвд6- tсм2)=[(Gок- Gок"-Dрнп2- D4- D5)· (iотб6- tотб6)+ Dрнп2·(iотб2- tотб2)+

(D4+D5)·(tотб5- tотб6)]· зто (2.19)

где tпвд6 -энтальпия основного конденсата после ПНД-6, кДж/кг;

tсм2 -энтальпия основного конденсата в точке смешения, кДж/кг;

Gок" - расход основного конденсата через ПНД-6, кг/с.

Выразим из него энтальпию основного конденсата после второй точки смешения:

tсм2=tпнд6[(Gок-G"ок-Dрнп2-D4-D5) (iотб6- tотб6)+ Dрнп2·(iотб2- tотб2)+ / G"ок

(D4+D5)·(tотб5- tотб6)]· з / G"ок (2.20)

Полученное выражение подставим в уравнение (2.16)

Gок (tпнд6[(Gок-G"ок-Dрнп2-D4-D5) (iотб6- tотб6)+ Dрнп2·(iотб2- tотб2)+ / G"ок= Gок."·tпнд7+(Dт1 Dт2)· tсм1 (2.21)

Упростим выражение, раскрыв скобки из первой части

Gок"·tпнд6+[(Gок- Gок"-Dрнп2-D4- D5)·(iотб6- tотб6)+ Dрнп2·(iрнп2- tотб6)+(D4+D5)·(tотб5-tотб6)]·зто= Gок"· tпнд7+(Dт1+Dт2)· tсм1 (2.22)

Из этого уравнения выразим расход основного конденсата через ПНД-7, кг/с

Gок"= Gок"·tпнд6+[(Gок- Gок"-Dрнп2-D4- D5)·(iотб6- tотб6)+ Dрнп2·(iрнп2- tотб6)+(D4+ D5)·(tотб5- tотб6)]·зто -(Dт1-Dт2)· tсм1 / tпнд7 (2.23)

Таким образом мы получим уравнение в котором неизвестна только одна величинарасход основного конденсата через ПНД6.

Подставляя численные значения в уравнение (2.23) находим методом подбора расход основного конденсата через ПНД-6, кг/с

Подставив это значение в уравнение (2.18) найдем расход пара из отбора на ПНД-6, кг/с

D6=Gок-Gок"-Dрнп2-D4-D5

D6=105,05-84,32-0,08-4,86-1,786=14,00

Уточним значение энтальпии основного конденсата после первой точки смешения, подставив численные значения Gок", D5 и D6 в уравнение системы (2.13)

tсм1= Gок."·tпнд5+(Dрнп2+ D4+ D5+ D6)· tпнд6 / tсм 1

Итого энтальпия в точке смешения равна, кДж/кг

tсм1= 84,32 479,72+(0,08+4,86+1,786+14,00)496,46/105,05 =483,00

Ошибки расхождения между принятым tсм1=483 кДж/кг и получившимся нет.

Расхождений с предварительно оцененным значением нет, поэтому нет необходимости повторно рассчитывать ранее найденные значения расходов Gок", D5 и D6.

Расход основного конденсата через ПНД7,кг/с

Gок"= Gок"-Dт1-Dт2

Gок"=84,32-31,4-33,4=19,32

Уравнение теплового баланса для ПНД7:

Gок"·(tпнд7- tк)= D7·(iотб7-tотб7)· зто

где tкэнтальпия основного конденсата после охладителей пара с

с уплотнения эжектора, кДж/кг

tк= tн+?tсп+эж

tк =147,6+50,16=197,76

где?tсп+эж=12°С недогрев воды в сальниковых и эжекторном подогревателях

tн - энтальпия конденсата после коденсатора, кДж/кг

Расход пара из отбора на ПНД7, кг/с

D7= Gок"·(tпнд7- tк)/ (iотб7-tотб7)· зто

D7= 19,92(388,8-197,76)/(2616,6-396,83)0,98=1,6

где iотб7 энтальпия пара из седьмого отбора, кДж/кг;

tотб7энтальпия конденсата пара из седьмого отбора, кДж/кг.

Расход пара в конденсатор, кг/с

Рк= Gок"- D7

Рк =19,32-1,6=17,32

Проверка материального баланса пара на турбину, кг/с

Dт=Dк+D1+D2+D3+Dд+D4+D5+D6+D7+Dт1+Dт2

Dт =17,32+5,73+8,7+2,91+1,83+4,86++1,786+14,00+1,7+31,4+34,4=120,96

120,96-121,62·100% /120,96= 0,54%

Проверка по балансу мощности

Внутренняя мощность турбины,МВт

Ni=5,73·315,48+8,7·406,55+(2,91+1,83)·544,57+(14,0+33,4)·679,77+1,786785,4+14,00·824,4+(1,6+31,4)·894,4+17,32·1229,46=103,039

Электрическая мощность турбоагрегата, МВт

Nэ =103,039·0,98=100,97

Небаланс мощности, МВт

N=Nэ-Nэном

N =100-100,97=0,97

Уточняем расход пара на турбину, кг/с

Dт= Крег·

Dт =1,19·100,97/1229,46 0,98=0,099

Уточнение расхода пара, кг/с

Dт"=121,62+0,099=121,719

Уточняем коэффициент регенерации:

Крег"= Крег·(Dт"/ Dт)

Крег"=1,19(121,719/120,62)=1,2008

Ошибка расхождений:

1,2008-1.19·100% /1,19= 0,9075%

Ошибка не значительная, поэтому пересчета не требуется.

2.2 Расчет показателей тепловой экономичности ТЭЦ

Расход тепла на котёл, кВт:

где Qт- - тепловая мощность котла, МВт;

Dт - производительность котла по пару, кг/с;

Dпр - расход продувочной воды, кг/с

Полный расход топлива, кг/с:

Полный расход тепла на турбоустановку, кВт:

121,719(3511,46-984,97)+0,86(2756,55-984,37)+0,08(2704,84-984,97)-

4,23(984,97-178,78)=305942,199

где Qту - расходуемая тепловая мощность,МВт;

Dт - расход перегретого пара на турбоустановку, кг/с;

Dрнп - расход выпара из расширителей непрерывной продувки, кг/с;

Gхов - расход добавочной воды, кг/с;

hпв - энтальпия питательной воды, кДж/кг;

i0 - энтальпия перегретого пара, кДж/кг;

hхов - энтальпия добавочной воды, кДж/кг;

Тепло отдаваемое тепловому потребителю, кВт:

Qт=Dт1·(iотб7-tс.в)+Dт2·(iотб6- tс.в)

Qт =33,4(2616,6-293)+31,4(2686,6-293)=158224,906

где Qт - тепло отдаваемое тепловому потребителю, кВт;

Dт1, Dт2 - расходы пара на сетевые подогреватели, кг/с;

tсв - энтальпия обратной сетевой воды, кДж/кг.

Затраты тепла на выработку электроэнергии, кВт.

Qтуэ=Qту-Qт

Qтуэ =305942,199-158224,906=147717,293

Расход топлива на выработку электроэнергии, кг/с:

Удельный расход топлива на выработку электроэнергии, кг/кВт·ч:

Расход топлива на выработку тепла, кг/с:

Удельный расход топлива на выработку тепла, кг/ГДж:

Пересчет на условное топливо:

2.3 Выбор вспомогательного оборудования

2.3.1 Регенеративные подогреватели

Тип и мощность, устанавливаемой турбины, предопределяют типы отдельных элементов вспомогательного оборудования, так как заводы изготовители турбин поставляют их вместе со вспомогательным оборудованием по типовой спецификации для каждой турбины.

Подогреватели высокого и низкого давления выбираем по заводским данным, для турбины Т-100/120-130-3 так их характеристики удовлетворяют значениям, полученным в ходе расчета ПТС.

ПВД 1: ПВ42523037,

где 425площадь нагрева, м 2 ;

230максимальное давление в трубной системе, бар;

35максимальное давление в корпусе, бар.

ПВД 2: ПВ42523025;

ПВД 3: ПВ42523013:

Подогреватели низкого давления выбираем по

ПНД 4: ПН250167IV;

ПНД 5: ПН250167IV;

ПНД 6: ПН250167IV;

ПНД 7: ПН250167III;

2.3.2 Деаэратор

Деаэраторы выбирают по пропускной способности деаэрационной колонки /3/. Объем баков рассчитывается на пятиминутный запас воды.

Выбираем деаэратор смешивающего типа повышенного давления ДСП500М с характеристиками:

емкость 10,5 м 3 ;

давление 6 бар;

производительность 500 т/ч;

аккумуляторный бак:

емкость 100 м 3 ;

давление 7 бар.

2.3.3 Сетевые подогреватели

Сетевые подогреватели устанавливаются без резерва. Выбор ведется по пропускной способности пара и воды с учетом их давлений. Выбор производим по /3/.

Нижний сетевой подогреватель:

ПСГ-2300-2-8-1

ПСГ - подогреватель сетевой горизонтальный;

2- давление пара, бар;

давление пара Рп = 0,03-0,2 Мпа;

давление воды Рв - 0,88 Мпа;

максимальная температура сетевой воды на входе t =115С

Верхний сетевой подогреватель:

ПСГ-2300-3-8-2

где ПСГ - подогреватель сетевой горизонтальный;

2300- площадь поверхности теплообмена, м;

3- давление пара,бар;

8- давление сетевой воды, бар;

номинальный расход сетевой воды - G = 972,2 кг/с;

номинальный расход пара - D = 47,2 кг/с;

давление пара Рп = 0,06-0,25 Мпа;

давление воды Рв - 0,88 Мпа;

максимальная температура сетевой воды на входе t = 120С

2.3.4 Выбор питательных насосов

Питательный насос выбираем по производительности (с запасом 7%) и напору, м/ч

G=G·1,07·3,6=121,62·1,07·3,6=509,7

H=1,4· Р0=1,4·127,5=178,51 м.вод.ст.

Для блоков с давлением пара 15Мпа и мощностью до 200МВт устанавливают один насос с электроприводом и гидромуфтой.

Выбираем питательный электронасос ПЭ 580185 с характеристиками:

где производительность580 м/ч;

напор2030 м вод.ст.;

частота вращения 2904 об./мин;

Мощность электродвигателя ПЭН

где Dпроизводительность, м 3 /с;

Рн- мощность электродвигателя ПЭН, МВт;

гплотность питательной воды , кг/м3

2.3.5 Выбор конденсатных насосов

Устанавливаем два конденсатных насоса, по 100% производительности каждый. Насосы выбираются по производительности (расход конденсата в летний период) без отопительного отбора, но с учетом регенерации и напора.

D=(17,32+33,4+31,4)3,6=304,8

где D - производительность насоса, т/ч

Не имея точных данных, для определения напора КН, принимаем, равным 80 м.вод.ст.

Выбираем конденсатные насосы КсВ 320160 с характеристиками:

подача 320 м 3 /4;

напор 160 м.вод.ст.;

частота вращения 1500 об/мин;

мощность 185 кВт;

2.3.6 Выбор циркуляционных насосов

Расход циркуляционной воды на одну турбину по заводским данным составляет: 16000 м 3 /ч.

Число блоков на станции - 5. Насосы размещаем в центральной береговой насосной (четыре штуки), так как их установка в машинном зале, из расчета два насоса на один блок, потребует большего количества насосов.

Расчетный расход цирк. воды на ТЭЦ составит:

Q=5·16000=80 м 3 /ч

Выбираем насосы типа ОП2110 с характеристиками:

производительность Q =21960 м 3 /4;

полный напор 16,2 м.вод.ст.;

число оборотов 485 об/мин;

Необходимое количество насосов на береговой, шт

П=Qр/Q=80000/21960=4

Мощность электродвигателя, кВт

2.3.7 Выбор сетевых насосов

Выбор производится по производительности и напору. Сетевые насосы устанавливаем из расчета два штуки на турбину, рассчитывая их на 50% производительность.

Производительность СН, м 3

G=Gсв/2 3,6=793,56/2 3,6=1428,4

Не имея точных данных, для определения напора СН принимаем равным 60 м.вод.ст. выбираем СН СЭ 180070 с характеристиками:

подача 1800 м 3 /4;

напор 70 м.вод.ст.;

частота вращения 1500 об/мин;

мощность 295 кВт;

3. Генплан и компоновка главного корпуса. Разработка схем топливоподачи, пылеприготовления, золошлакоудаления, водоснабжения

3.1 Проектирование топливного хозяйства

В качестве топлива на ТЭЦ по заданию используется бурый уголь Б2. Ирша-Бородинского месторождения со следующими характеристиками.

Таблица 4.1 Характеристики угля

Qнр,кДж/кг

По t3=1230?C выбираем на устанавливаемом котлоагрегате твердый тип шлакоудаления .

3.1.1 Определение расходов топлива на ТЭЦ

Расчетный расход топлива на работу парогенератора определяются из следующего соотношения:

Врас = Dпе·(iпе- tп.в.)+Dпр(tпр- tп.в.)/ Qр

Врас=121,719(3511,46-984,97)+1,86(1640,4-984,97)/15700 0,912=21,55

где Врос - расчетный расход топлива, кг/с;

Dпе - производительность котла по пару, кг/с;

Dпр - расход продувочной воды, кг/с;

Qр - низшая теплота сгорания топлива, кДж/кг

Часовой расход топлива на ТЭЦ составляет, т/ч.

В?= Врас·n

В?= 21,55·5=107,79 · 3,6 =387,9

где nчисло котлов на ТЭЦ.

3.1.2 Приемноразгрузочное устройство

По расходу топлива на станции используем два вагоноопрокидывателя роторного трех опорного типа, один из которых - резервный. Характеристики вагоноопрокидывателя:

число опрокидываний за 1 ч30;

теоретическая производительность 2790/1800 м/ч (при разгрузке 90 т, 60т вагонов, соответственно);

мощность электродвигателя 2х36 кВт.

Применение вагоноопрокидывателей экономически целесообразно на тепловых электростанциях с расходом топлива свыше 150 т/ч. Разгрузочное устройства с вагоноопрокидывателями позволяют снизить количество эксплуатационного персонала, занятого на разгрузке, уменьшить длительность простоя ж/д полувагонов на территории ТЭЦ, разгружать большое количество топлива в минимально короткие сроки.

В России разработаны и применяют следующие типы вагоноопрокидывателей:

роторный (круговой) - разгружает вагоны поворотом их вокруг продольной оси на угол до 175?;

боковой - разгружает вагоны подъемом и опрокидыванием их поворотом на консольной платформе;

торцевой - разгружает вагоны наклоном их в сторону одного из торцов.

Для разгрузки вагонов грузоподъемностью до 125 т применяют разгрузочные устройства с роторными вагоноопрокидывателями. Производительность таких вагоноопрокидывателей принимается исходя из 10 циклов в час, т.е. 10 вагонов грузоподъемностью 93 и 125 т, и 12 циклов в час для вагонов грузоподъемностью 60 т. При поступлении вагонов различной грузоподъемности за расчетный вагон условно принимается вагон средневзвешенной грузоподъемности.

Топливо (уголь, сланец) разгружается из вагонов в приемный бункер, расположенный под вагоноопрокидывателем. Для предотвращения налипания и зависания топлива, стенки бункера обогреваются. Верхняя часть бункера перекрыта решетками, размер ячейки которых зависит от крупности поступающего топлива.

Для мелкого топлива размер ячейки принимается 350х350 мм, для крупнокускового550х550 мм. Угол наклона стенок бункера должен быть не менее 55?. Из бункеров топливо подается ленточными питателями. Если после питателей для предварительного дробления крупнокускового топлива устанавливают дискозубчатые дробилки, то для предотвращения их поломок от случайных металлических предметов, попавших в топливо, в качестве приводного барабана питателей применяют шкивной магнитный сепаратор. Надвиг груженных вагонов в вагоноопрокидыватель и откатка порожних - механизированы. Управление вагоноопрокидывателем и механизмами по надвигу и откатке вагонов осуществляется оператором со щита управления, расположенного в разгрузочном устройстве.

Для дробления крупных кусков и смерзшихся глыб топлива на решетках бункеров устанавливают дробильно фрезерные машины, а для зачистки вагонов от остатков топлива на вогоноопрокидывателе установлены вибраторы.

3.1.3 Ленточные конвейеры

Суточный расход топлива на станции составляет, т

Всут= В?·24

Всут =387,9·24=9309,6

Топливо подается в котельный цех двумя параллельными линиями (нитками) ленточных конвейеров, одна из которых рабочая, другая резервная.

Расчетная производительность (часовая) каждой нити, т/ч.

Врас= Всут/Т

Врас =9309,6/21=443,3

где Т число часов работы топливоподачи, ч.

Производительность ленточного конвейера (Т/4) приближенно определяется, т/ч

Вл= в2·с·г· КL

где в ширина ленты;

с скорость ленты, м/с;

г рассыпной вес топлива, т/ м 3 ;

Кб коэффициент, учитывающий угол естественного откоса топлива на ленте.

Принимаем в =1000 мм; с =2 м/с ; г =0,85 т/ м 3

Кб - (при использовании ленты конвейера желобного типа и значении угла естественного откоса для бурого угля 45? )

Вл= 1·2·0,85·375=657,5

Мощность на вал проводного барабана ленточного конвейера без сбрасывающего устройства, кВт определяем по формуле:

где zдлина конвейера между центрами приводного и концевого барабанов, м;

Нвысота подъема по вертикали между центрами приводного и концевого барабанов, м;

Кzкоэффициент, зависящий от длины лент;

К1 коэффициент, зависящий от ширины лент;

Принимаем длину конвейера z =50 м;

высота подъема Н =5 м; Кz=1; К1=515 .

Мощность на валу приводного барабана:

Wб=[(515 х 50 х2 +2 х 657,5 х 50 +37 х 657,5х5) /(1000 х 1,36)] х1 =175,65

где Вл производительность конвейера, т/ч.

Мощность, потребляемая электродвигателем приводного станции, кВт:

Wэл=1,25 х175,65/0,95 х 0,96 = 240,75

где К3 - коэффициент запаса ;

зэд - КПД электродвигателя ;

зд - КПД редуктора .

3.1.4 Дробилки

Принимаем на проектируемой станции двухступенчатое дробление. Ввиду высокой влажности топлива, используем молотковые мельницы, с подвижной дробильной и отбойной плитами и с очистными устройствами. По расходу топлива на котлоагрегат Врас=77,4 т/ч выбираем производительность 67ч105 т/ч дробление типа СМ19А с характеристиками:

производительность - 67ч105 т/ч;

диаметр ротора -1000 мм;

длина ротора -800 мм;

частота вращения -1000 об/мин;

мощность электродвигателя -125 кВт.

Емкость бункера сырого угля, м3

Vб =21,55 х 5/0,85 0,8=158,45

где К3 коэффициент заполнения примесей ;

ч число часов работы котлоагрегата на топливе, занесенном в бункере.

Для передачи угля из бункера использует ленточный питатель с шириной ленты 400 мм, длиной 3,2 м. Производительность при высоте слоя 0,2 м3580 м 3 /ч;

требуемая мощность1кВт.

3.1.5 Топливные склады

Для обеспечения электростанции топливом создают резервные его запасы: оперативный резерв в бункерах главного корпуса и в расходном складе, долговремнный резерв на резервном складе.

Для ГРЭС и ТЭЦ емкость склада угля принимается в расчете на месячный расход, исчисляемый исходя из 20-часовой работы в сутки всех рабочих парогенераторов.

Топливо на складе укладывают в штабеля. Форма штабелей угля на плане зависит от занимаемой складом территории и от типа применяемых на складе основных механизмов. Высота штабелей для этого топлива не ограничивается, и обуславливается лишь техническими возможностями складских механизмов.

Площадь, непосредственно занятую топливным складом, рассчитываем по формуле, м 2

где nчисло суток запаса топлива на складе;

hвысота штабеля, м;

цкоэффициент учитывающий угол естественного сползания топлива в штабеле;

Принимаем: n=30 сут; h=15 м; ц=0,85.

F=(24 х 387,9 х30)/ (15 х0,85 х 0,85) =25770,5

3.2 Выбор механизмов системы пылеприготовления

Для Ирша-Бородинского бурого угля принимаем схему пылеприготовления с прямым вдуванием с молотковыми мельницами. Устанавливаем по 3 мельницы на котел, при этом расчетная производительность каждой из них составляет 135%.

Расчетная производительность мельницы, т/ч.

1,35 х77,5 /3 х 1,1=31,7

где Клокоэффициент размолоспособности ;

n- число мельниц, шт.

Принимаем молотковые тангенциальные мельницы ММТ2000/2590/590 с характеристиками:

Производительность 40 т/ч;

диаметр ротора 2000 м;

длина ротора 2590 м;

частота вращения 590 об/мин;

мощность электродвигателя 630 кВт.

3.2.1 Дутьевые вентиляторы и дымососы

Устанавливаем один дымосос и один вентилятор. Дутьевой вентилятор и дымосос выбираются по производительности и напору, м 3 /с

Vвнсб=1,05·Вр·V0(бт·? бт? бпп+? бввп)· ;

V0 теоретическое количество воздуха по табл. 2.1;

бт коэффициент избытка воздуха в топке ;

Бпп присос воздуха в систему пылеприготовления;

Бввп относительная утечка воздуха ;

tхв температура холодного воздуха, С;

Vвнсб=1,05·20,68·3,62·(1,2-0,08-0+0,05)·=102,07

Расчетная производительность дымососа:

VД= Вр·

Vг0 теоретический объем продуктов сгорания [табл.2];

бD коэффициент избытка воздуха перед дымососом;

tg температура газов у дымососа, ?С;

VД= 21.55· =208,87

Расчетный напор РВ и дымососа, кПа

Н=1,1? Нпот,

где Нпот суммарный перепад давления по воздушному и газопроводному тракту с учетом самотяги вертикальных участков.

Принимаем суммарный перепад давления по воздушному тракту Нпот=4кПа .

Расчетный напор дутьевого вентилятора:

Выбираем дутьевой вентилятор типа ВДН18 11у с характеристиками:

производительность -117/88 м 3 /с;

полное давление - 3500/2000 Па;

температура газа - 30?С

частота вращения -980/740 об/мин;

мощность - 200/85 кВт.

Принимаем суммарный перепад давления по газопроводному тракту Нпот=3 кПа .

Тогда расчетный напор дымососа, кПа

Выбираем дымосос типа ДН22х2 с характеристиками:

производительность285 м 3 /с;

полное давление 3300 Па;

температура газа 200?С

частота вращения 744 об/мин;

мощность 345 кВт.

Рисунок 3.1 Схема топливоподачи пылеугольной ТЭЦ

1 - размораживающее устройство; 2 - электротележка - толкатель; 3 - разгрузочное устройство; 4 - конвейеры от разгрузочного устройства; 5 - узел пересыпки; 6 - конвейеры в дробильный корпус; 7 - дробильный корпус; 8 - конвейеры в главный корпус; 9 - главный корпус; 10 - конвейер на склад; 11 - конвейер со склада; 12 - загрузочный бункер; 13 - узел пересыпки; 14 - конвейер в узел пересыпки; 15 - погрузочная машина; 16 - склад топлива

3.3 Золоулавливание

Улавливание твердых частиц из потока дымовых газов осуществляется электрофильтрами, четырехпольными горизонтальными ПГД4х50, при этом скорость газов в активном сечении составит 1,3 м/с, что позволяет электрофильтрам работать с КПД около 98% .

Выбор в качестве золоулавливающего устройства электрофильтров обусловлен следующими причинами:

Расход летучей золы на входе в фильтр кг/ч:

Мзолвх=0,01·В·Qун Ар+0,01·В·qн·Qн/32700=0,01· 77580·0,95 · 6+0,01·77580·0,5·15700/32700=4422,25

где В часовой расход сжигаемого топлива, кг/ч;

Qун доля золы, уносимая газами ;

qн потеря тепла с механическим недожогом .

Расход летучей золы в дымовую трубу, кг/ч

Мзолвх= Мзолвх·

Мзолвх =4422,25·=88,136

где ззуКПД золоуловителей.

Расход золы удаляемой гидрозолоудалением, кг/ч

Мзол= Мзолвх- Мзолвых

Мзол =4422,25-88,136=4334,114

Выбираем электрофильтры три /3/ типа:

ПГД - 4 х 50;

габариты - 20,2х10х15,

число секций -2шт;

вес механического оборудования -148,1 т;

с горизонтальным ходом газов.

3.4 Золоудаление

Удаление шлака из под топок, устанавливаемых котлоагрегатов, осуществляется непрерывно, с помощью шнекового транспортера, передвигающегося в заполненной водой ванне. С транспортера шлак сбрасывается на шлакодробилку, где дробится на куски не более 50 мм, затем поступает в самотечный канал. Для транспортирования золы и шлака за пределы станции применяются багерные насосы. Транспортирование шлака и золы на золоотвал осуществляется по общему трубопроводу .

Сжигание на электростанциях твердого топлива приводит к большому выходу золошлаковых материалов, требующих утилизации. Для сбора золы и шлака котельных установок, отпуска их потребителю, транспорта золошлаковых материалов внутри здания главного корпуса, на площадке ТЭЦ и за ее пределами, для складирования их в золоотвалах и предотвращения вредного воздействия последних на окружающую среду создают системы золошлакоудаления, образующие золовое хозяйство станции. Показатели системы ГЗШУ должны быть допустимыми в экономическом и эффективном отношении. После гидротранспорта шлак складируется на поверхности земли в золоотвалах.

В системе гидрозолошлакоудаления для подачи воды используют следующие группы насосов: смывные насосыдля подачи воды к побудительным соплам в каналах. В насосах осветленной воды устанавливают два рабочих и один резервный насос.

Для осветления сточной воды золоотвалов до состояния, позволяющего использовать в оборотном водоснабжении системы ГЗУ, на золоотвалах оборудуют отстойные пруды.

Суммарное количество золы и шлака, удаляемого со станции, кг/ч

Мшл.з.=0,01·В·(Ар+qн·

0,01·77580·(6+0,5·15700/32700) =4528,07

Расход воды,кг/ч

Мв= 12· Мшл.з

Мв =12·4528,07=54336,84

Расчетный расход пульпы,м3/ч

Q= Мшл.з / гшл,зол. +Мв / гв

Q =4,528/0,5+54,336/1=62,852

Где гшл, зол, гвсоответственно удельный вес шлака, золы, воды, т/м3.

Диаметр шлакопровода, м.

d =4х62,852/3600х3,14х1,7=0,115

Расчетный расход пульпы для пяти котлов,м/ч

Q =62,852х5=314.26

где V расчетная скорость потока пульпы , м/с.

По расчетному расходу пульпы выбираем багерный насос типа Гру-12;

Производительность 250-500 м3/ч;

давление на выходе из насоса - 0,21-0,17Мпа;

мощность на валу насоса - 26,4- 46,2 кВт;

мощность 55 кВт;

число оборотов 985 об/мин.

В багерной насосной устанавливаем 3 насоса: один рабочий, один резервный, один в ремонте.

В системе ГЗШУ для подачи воды используются следующие группы насосов:

Смывные насосы - для подачи воды к побудительным соплам в каналах. В насосах осветленной воды устанавливают один рабочий и один резервный насос. Для осветления сточной воды золоотвалов до состояния, позволяющего использовать в оборотном водоснабжении системы ГЗШУ,на золоотвалах оборудуются отстойные пруды.

3.5 Расчет выбросов и выбор дымовой трубы

Выбор высоты и количество устанавливаемых труб производятся таким образом, чтобы загрязнение слоя воздуха выбросами из труб не превышает ПДК вредных примесей.

Выбросы золы, г/с.

Мзол =38700х 0,36·[()··0.95++]=63,8

Выбросы оксидов серы, г/с.

МSO2=0,02 х 38700х 0,36··0,2=413,6

Выбросы оксидов азота, г/с.

МNO2=0.34· 10-7·K·B· Qнр·(1- q4/100)·B·(1- E1·r)· В2·В3·Ес=

0,34·10-7·4,771·107750·15700(1-0,5/100)·10775·(1-0,005·0,3)·0,85·1·0,75=61

где К коэффициент,характеризующий выход оксидов азота ;

В расход топлива, г/с;

В1 коэффициент, учитывающий влияние на выход оксидов азота качества сжигания топлива , ;

У1 коэффициент, характеризующийэффективность воздействия рецеркули-руемых газов ;

R степень рецеркуляции дымовых газов ;

В2 коэффициент, учитывающий конструкцию горелок ;

В3 коэффициент, характеризующий снижение выбросов.

Приведенная масса вредных примесей, г/с.

М=MSO2+· MNO2+ Мзол =413,6+61+63,8=538,4

Суммарная масса вредных примесей пересчитывается на выбросы оксидов серы. Отношение среднесуточных ПДК в этой формуле является коэффициентом, учитывающим вредность золы и оксидов азота по сравнению с оксидами серы.

Минимально допустимая высота дымовой трубы, м.

где А коэффициент, учитывающий условия вертикального и горизонтального рассеяния (конвентивной диффузии) примеси в воздухе, принимаем равным ;

Fкоэффициент, учитывающий характер выбрасываемых загрязнений, принимаем ;

m коэффициент, учитывающий влияние скорости выхода газов из устья трубы, по высоте предварительно выбранной трубы, принимаем ;

nчисло труб;

Vсуммарный объем дымовых газов, выбрасываемых из труб равен, м3/с

V=5·Vg=3·150,2=753

Tразность температур выходящих из трубы дымовых газов и окружающего воздуха, принимаем;

Эффективная высота выброса дымовых газов, м.

Hэф= H+ДН=Н+1,9·;

где d6диаметр устья трубы;

W0скорость газов в устье трубы по высоте выбранной трубы, м/с ;

Vскорость ветра на высоте 10 м над уровнем земли, принимаем, м/с ;

ц коэффициент, учитывающий возрастание скорости ветра с высотой трубы, по высоте выбираемой дымовой трубы, принимаем ;

Подобные документы

Экономическое обоснование строительства ТЭЦ. Выбор и расчет тепловой схемы, котлоагрегата, основного и вспомогательного оборудования энергоустановки, топливного хозяйства и водоснабжения, электрической части. Разработка генерального плана станции.

дипломная работа , добавлен 02.09.2010


Обоснование строительства электрической станции и выбор основного оборудования. Величины тепловых нагрузок. Выбор оборудования, расчет годового расхода топлива на ТЭЦ. Схема котлов. Расчет теплогенерирующей установки. Водоподготовительная установка.

дипломная работа , добавлен 01.10.2016


Выбор основного энергетического оборудования, паровых турбин. Высотная компоновка бункерно-деаэраторного отделения электростанции. Сооружения и оборудование топливоподачи и системы пылеприготовления. Вспомогательные сооружения тепловой электростанции.

курсовая работа , добавлен 28.05.2014


Технико-экономическое обоснование строительства атомной электростанции, расчет показателей эффективности инвестиционного проекта. Характеристика электрических нагрузок района. Параметры тепловой схемы станции. Автоматическое регулирование мощности блока.

дипломная работа , добавлен 16.06.2013


Выбор основного оборудования и разработка вариантов схем выдачи энергии. Технико-экономическое обоснование главной схемы электрических соединений. Расчет токов короткого замыкания для аппаратов и токоведущих частей. Выбор измерительных приборов.

курсовая работа , добавлен 09.04.2012


Принципы и классификация компоновок по степени закрытости здания. Компоновка главного корпуса с продольным и поперечным расположениями турбин, двухпролетным машинным залом. План главного корпуса станции с котлами ТГМП-314 и турбинами Т-250-300-240.

презентация , добавлен 08.02.2014


Выбор основного оборудования на станции, главной схемы станции, трансформаторов, электрических принципиальных схем РУ разных напряжений. Технико-экономическое сравнение вариантов схем ТЭЦ. Выбор схемы и трансформаторов собственных нужд электростанции.

курсовая работа , добавлен 03.10.2008


Выбор и расчет тепловой схемы. Характеристика оборудования по водоводяному и газовоздушному тракту. Расчёт и выбор теплообменников, топливоподачи с ленточным конвейером. Автоматизация котла КВ-ТС-20. Расчет технико-экономических показателей котельной.

дипломная работа , добавлен 30.07.2011


Проект ТЭЦ для города Минска. Выбор оборудования тепловой и электрической частей, топливного хозяйства и системы технического водоснабжения, водно-химического режима. Экономическое обоснование реконструкции электростанции. Разработка инвариантных САР.

дипломная работа , добавлен 08.04.2014


Теплоэлектроцентраль как разновидность тепловой электростанции: знакомство с принципом работы, особенности строительства. Рассмотрение проблем выбора типа турбины и определения необходимых нагрузок. Общая характеристика принципиальной тепловой схемы.

СНиП II-58-75

СТРОИТЕЛЬНЫЕ НОРМЫ И ПРАВИЛА

НОРМЫ ПРОЕКТИРОВАНИЯ

ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ ТЕПЛОВЫЕ

Дата введения 1976-07-01

Глава СНиП II-58-75 "Электростанции тепловые" разработана институтом Теплоэлектропроект Министерства энергетики и электрификации СССР.

Редакторы - инженеры О.И. Косов (Госстрой СССР), Ю.Р. Иоффе, А.Н. Подгорный (Теплоэлектропроект).

ВНЕСЕНЫ Минэнерго СССР.

УТВЕРЖДЕНЫ постановлением Государственного комитета Совета Министров СССР по делам строительства от 25 ноября 1975 г. № 198.

С введением в действие настоящей главы СНиП утрачивает силу глава СНиП II-И.8-62 "Электростанции тепловые. Нормы проектирования" и "Указания по строительному проектированию тепловых электростанций" (СН 372-67).

В главе СНиП II-58-75 "Электростанции тепловые" исправлены опечатки, опубликованные в БСТ N 9, 1976 г. и внесены дополнения, утвержденные постановлением Госстроя СССР от 9 декабря 1977 г. N 192 и введенные в действие с 1 января 1978 г., изменения, утвержденные постановлением Госстроя СССР от 12 июня 1979 г. № 88 и введенные в действие с 1 января 1980 г. Пункты, таблицы, в которые внесены изменения, отмечены в настоящих Строительных нормах и правилах знаком (К).

Опечатки, дополнения и изменения внесены юридическим бюро "Кодекс" по БСТ N 9, 1976 г., N 2, 1978 г. и N 9, 1979 г.

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Настоящие нормы и правила должны соблюдаться при проектировании новых и реконструируемых тепловых электростанций (ТЭС): государственных районных электростанций (ГРЭС) и теплоэлектроцентралей (ТЭЦ) с агрегатами мощностью 25 тыс. кВт и более.

Примечание. Настоящие нормы и правила не распространяются на проектирование атомных, парогазовых, газотурбинных и геотермальных электростанций.

1.2. При проектировании ТЭС в сейсмических районах расчетную сейсмичность главного корпуса следует назначать в соответствии с расчетной сейсмичностью площадки строительства.

1.3. Категории производств по взрывной, взрыво-пожарной и пожарной опасности в зданиях и сооружениях ТЭС следует принимать по специальному перечню производств, устанавливающему категории взрывной, взрыво-пожарной и пожарной опасности, составленному и утвержденному Минэнерго СССР.

Если при применении и хранении новых неорганических, органических и полимерных веществ и материалов возможно выделение взрыво- и пожароопасных газов, паров и пыли, то категории производств по взрывной, взрыво-пожарной и пожарной опасности устанавливаются Минэнерго СССР на основании результатов специальных исследований.

2. ГЕНЕРАЛЬНЫЙ ПЛАН

Размещение тепловой электростанции

2.1. Тепловые электростанции (ТЭС) надлежит размещать в соответствии с проектами или схемами районной планировки, генеральных планов городов, проектами планировки и застройки промышленных районов.

При отсутствии указанных проектных материалов - на основе схем развития энергосистем с учетом перспектив развития топливных ресурсов и данных по гидрологии района, а также с учетом сравнения вариантов технико-экономического анализа доставки топлива и передачи электроэнергии, пара и тепла энергопотребителям.

2.2. При размещении ГРЭС на основе схемы развития энергосистемы должны быть учтены схемы развития грузопотоков по железным дорогам и водным путям сообщения, развитие трубопроводного транспорта для жидкого и газового топлива, условия водоснабжения, системные и межсистемные связи по линиям электропередачи.

2.3. Площадку для строительства ТЭС следует выбирать на землях несельскохозяйственного назначения или непригодных для сельского хозяйства, в том числе и в случаях, когда для их освоения необходимо проведение специальных инженерных мероприятий. При отсутствии указанных земель могут выбираться участки на сельскохозяйственных угодьях худшего качества. Кроме того, площадка для строительства теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) должна располагаться в центре тепловых нагрузок с учетом перспективного развития энергопотребителей.

2.4. Проектируемая ТЭЦ должна размещаться, как правило, в составе групп предприятий с общими объектами вспомогательных производств и хозяйств, инженерных сооружений и коммуникаций.

2.5. Размещение ТЭС должно быть согласовано со всеми заинтересованными министерствами и ведомствами в соответствии с нормами и правилами по разработке проектов и смет для промышленного строительства.

2.6. Планировочные отметки площадок ТЭС, размещаемых на прибрежных участках рек и водоемов, должны приниматься не менее чем на 0,5 м выше расчетного наивысшего горизонта вод с учетом подпора и уклона водотока, а также расчетной высоты волны и ее нагона.

За расчетный горизонт надлежит принимать уровень с вероятностью его превышения раз в 100 лет.

2.7. Резервные и расходные склады угля и сланца должны иметь однониточную транспортерную связь с топливоподачей ТЭС.

Резервные и расходные склады торфа должны иметь железнодорожную связь (без прохождения по железнодорожным путям общей сети) или однониточную транспортерную связь с топливоподачей ТЭС.

2.8. Расстояния от резервных складов фрезерного торфа до других объектов следует принимать согласно табл. 1.

Таблица 1

Наименование объектов	Расстояния от резервных складов фрезерного торфа до объектов, м
1. Здания и сооружения ТЭС (кроме зданий и сооружений данного склада), жилые и общественные здания
2. Железнодорожные пути с организованным движением поездов
3. Железнодорожные пути с неорганизованным движением поездов
4. Резервные склады фрезерного торфа
5. Расходные склады фрезерного торфа
6. Открытые склады лесоматериалов
7. Склады горючих жидкостей:
наземные
подземные
8. Лес хвойных пород
9. Лес лиственных пород
Примечания: 1. Расстояния надлежит измерять от ограждения резервного склада. 2. Расстояния в поз. 2 и 3 даны до оси крайнего железнодорожного пути. 3. Здания и сооружения склада следует размещать на расстоянии 50 м от штабелей торфа с подветренной стороны.

Приведенные в табл. 1 расстояния относятся к складам емкостью 60000 т. При емкости складов менее 60000 т расстояния, указанные в таблице, надлежит принимать со следующими коэффициентами в зависимости от емкости складов в т, но не менее 100 м для складов по п. 7 емкостью более 50000 т:

св. 10000 до 20000 - 0,35;

св. 20000 до 40000 - 0,5;

св. 40000 до 55000 - 0,7.

Допускается размещение резервного склада на торфопредприятии, удаленном от площадки ТЭС не более 30 км и связанном с ТЭС железной дорогой без выхода на железнодорожные пути общей сети. В этом случае на расстоянии не менее 300 м от зданий и сооружений ТЭС размещается склад торфа на 5 суток, но не более емкости 60000 т.

2.9. При хранении торфа и угля на одном и том же резервном складе для каждого вида топлива должны предусматриваться отдельные участки склада. Расстояния между участками склада торфа и угля следует принимать: для складов угля I и II группы - 75 м, III и IV группы - 150 м. Группы угля устанавливаются технологическими нормами.

2.10. Площадки складов угля, сланцев и торфа должны быть защищены от затопления поверхностными или грунтовыми водами. Уклоны поверхности площадки склада надлежит принимать не менее 3 о/оо. Отметка планировки угольного склада должна быть выше уровня грунтовых вод не менее чем на 0,5 м.

2.11. Склады угля должны иметь площадки, предназначенные для освежения, а также для охлаждения самонагревшегося угля. Размер указанных площадок должен составлять 5 % общей площади штабелей склада.

2.12. Вокруг резервного склада торфа должна быть предусмотрена канава глубиной не менее 1,5 м и шириной по дну не менее 1 м, расположенная за ограждением на расстоянии 10 м. В случае размещения резервного склада на заторфованном участке канава должна прорезать слой торфа до минерального грунта. Между ограждением и канавой должна предусматриваться кольцевая автодорога.

Резервные склады торфа должны соединяться с дорогой общего пользования двумя въездами, расположенными с разных сторон склада против поперечных или продольных проездов между штабелями.

2.13. Железнодорожные пути на резервных складах торфа должны предусматриваться, как правило, тупиковыми из расчета один путь на каждые два смежных штабеля.

2.14. При размещении складов мазута, нефти, масла и других легковоспламеняющихся и горючих жидкостей должны соблюдаться нормы главы СНиП по проектированию складов нефти и нефтепродуктов.

2.15. Расстояния от сооружений ТЭС до жилых и общественных зданий надлежит принимать:

от открытой установки трансформаторов в соответствии с санитарными нормами допустимого шума в жилой застройке;

от открытых распределительных устройств с воздушными выключателями в соответствии с требованиями Правил устройства электроустановок (ПУЭ), утвержденных Минэнерго СССР и согласованных с Госстроем СССР;

от складов твердого и жидкого топлива, кислоты, щелочи и других сильнодействующих ядовитых веществ (СДЯВ) в соответствии с действующими нормами.

2.16. Санитарно-защитную зону ТЭС необходимо устанавливать в соответствии с Указаниями по расчету рассеивания в атмосфере вредных веществ, содержащихся в выбросах предприятий.

Размещение зданий и сооружений

2.17. В пределах ограждаемой площадки ТЭС располагаются: главный корпус, корпус подсобных производств, пылезавод, растопочное мазутное и масляное хозяйство, корпус дробления топлива, открытая установка ресиверов, ацетилено-генераторная установка, открытая установка трансформаторов, закрытое распределительное устройство (ЗРУ), пиковые водогрейные котельные, градирни, газораспределительный пункт, компрессорная, установки для обработки замазученных и замасленных сбросных вод, обмывочных вод регенеративных воздухоподогревателей и котлов, вод химической очистки и консервации оборудования, прочих сбросных засоленных вод и вод, содержащих вредные примеси.

Ограждение площадки ТЭС надлежит предусматривать стальным сетчатым или железобетонным высотой 2 м.

Для размещения устройств автоматической охранной сигнализации следует предусматривать свободную от застройки зону с внутренней стороны ограждения шириной 5 м.

2.18. Открытые распределительные устройства (ОРУ) должны иметь сетчатое ограждение: высотой 2 м - при размещении вне площадки ТЭС, высотой 1,6 м - при размещении на площадке ТЭС.

При размещении ОРУ в пределах площадки ТЭС ограждение ОРУ следует предусматривать совмещенным с ограждением площадки.

Насосные станции циркуляционного, противопожарного и питьевого водоснабжения, брызгальные бассейны допускается располагать вне площадки ТЭС, при этом они должны иметь сетчатое ограждение высотой 1,6 м.

2.19. Вне пределов площадки ТЭС следует располагать: золошлакоотвалы, склад угля, резервный склад торфа, железнодорожные приемо-отправочные пути и связанные с ними разгрузочные устройства для топлива, мазутные хозяйства емкостью более 10000 куб.м при наземном хранении и емкостью более 20000 куб.м при подземном хранении.

Указанные сооружения, за исключением золошлакоотвалов и железнодорожных приемо-отправочных путей, должны иметь сетчатое ограждение высотой 1,6 м.

Склады угля и расходные склады торфа допускается размещать на площадке ТЭС при технико-экономическом обосновании.

2.20. Здания и помещения ацетиленовых станций надлежит размещать в соответствии с требованиями Указаний по проектированию производства ацетилена для газопламенной обработки металлов, утвержденных Госкомитетом химической промышленности при Госплане СССР 13 апреля 1964 г.

2.21. Кислородные станции и распределительные установки надлежит размещать в соответствии с требованиями Инструкции по проектированию производства газообразных и сжиженных продуктов разделения воздуха, утвержденной Минхимпромом 16 июня 1975 г.

2.22. Компрессорные установки надлежит размещать в соответствии с требованиями Правил устройства и безопасной эксплуатации стационарных компрессорных установок, воздухопроводов и газопроводов, утвержденных Госгортехнадзором СССР 7 декабря 1971 г.

2.23. Расстояние от крайних штабелей угля до открытого распределительного устройства надлежит принимать: при подветренном расположении склада - 80 м, а при наветренном -100 м.

2.24. Брызгальные бассейны следует располагать по отношению к ОРУ и открытым установкам трансформаторов с подветренной стороны по направлению преобладающих ветров.

2.25. Расстояние в свету между башенными градирнями при их площади свыше 3200 кв. м, располагаемыми в одном ряду, должно приниматься равным 0,5, а между рядами - 0,75 диаметра градирни.

2.26. Расстояние от открытых установок трансформаторов до открытых отводящих каналов водоснабжения должно быть 5 м.

2.27. Наименьшее расстояние от ресиверов для горючих газов до зданий и сооружений ТЭС следует принимать в соответствии с требованиями, предусмотренными главой СНиП по проектированию генеральных планов промышленных предприятий, как для газгольдеров постоянного объема. Расстояние от ресиверов с общим геометрическим объемом не более 500 куб.м до дымовых труб (независимо от их высоты) следует принимать как до производственных и вспомогательных зданий в зависимости от их степени огнестойкости.

Расстояние между ресиверами, расположенными в группе, определяется в технологической части проекта из условия обеспечения монтажа, обслуживания и ремонта.

Расстояние между группами и отдельно стоящими ресиверами водорода и кислорода надлежит принимать не менее полусуммы диаметров двух смежных ресиверов, но не менее 5 м. Кроме того, при расстоянии между ресиверами от 5 до 10 м между ними должна быть устроена перегородка из несгораемого материала, выступающая над верхними точками ресиверов не менее чем на 0,7 м.

Площадка для установки ресиверов должна иметь сетчатое ограждение высотой 1,6 м. Расстояние от ресиверов до ограждения должно быть 5 м.

Примечания: 1. Емкость ресивера следует определять по его геометрическому

2. Группа ресиверов должна состоять из ресиверов с одинаковым

2.28. Расходные склады сильнодействующих ядовитых веществ (СДЯВ) - серной и соляной кислот, аммиака, гидразина, хлора, размещаемые на площадке ТЭС, надлежит проектировать в соответствии со следующими требованиями:

а) расходные склады СДЯВ, кроме складов хлора, надлежит размещать в отдельных помещениях химводоочистки и складов реагентов, в которых потребляются СДЯВ;

б) расходные склады хлора емкостью более 2 т надлежит размещать в отдельно стоящих зданиях.

Допускается размещение расходного склада хлора емкостью до 2 т в отдельном помещении хлораторной установки;

в) не допускается устройство расходных складов СДЯВ в подвалах зданий, а также совместное хранение в одном помещении СДЯВ, которые могут вступать в химическую реакцию.

Размещение инженерных сетей

2.29. Инженерные сети, кроме сетей водопровода и канализации, трубопроводов систем пенотушения, следует, как правило, предусматривать наземными или надземными.

Инженерные сети допускается предусматривать подземными при соответствующем технико-экономическом обосновании.

2.30. Прокладка по площадке ТЭС трубопроводов с легковоспламеняющимися и горючими жидкостями и газами, не относящихся к ТЭС, не допускается.

К газопроводу, располагаемому на площадке ТЭС для подачи газа к котельной, присоединение отводов для подключения других потребителей не допускается.

2.31. Не разрешается прокладывать газопроводы на территории открытого распределительного устройства.

Расстояние от подземного газопровода (независимо от давления) до ограждения ОРУ должно быть 5 м.

2.32. При подаче на ТЭС газа двумя независимыми газопроводами высокого давления расстояние между ними по всей длине должно быть 30 м.

2.33. На территории ТЭС прокладку подземных газопроводов следует проектировать вне пределов автомобильных дорог и площадок с усовершенствованным покрытием.

2.34. При невозможности наземной или надземной прокладки трубопроводов кислорода, водорода и ацетилена допускается их подземная прокладка в траншеях.

В случаях подземной прокладки трубопроводы кислорода, водорода и ацетилена должны быть заглублены не менее чем на 0,8 м (от верха трубы до поверхности земли).

2.35. При пересечении подземных трубопроводов кислорода, водорода или ацетилена с другими подземными коммуникациями расстояние по вертикали в свету должно быть не менее 0,1 м, а до кабелей сильного тока и кабелей связи - не менее 0,5 м.

Пересечение газопроводов следует предусматривать, как правило, над каналами, тоннелями и другими коммуникациями, по которым возможно распространение газа в случае его утечки из газопровода.

2.36. Расстояние между воздухопроводами (за исключением воздухопроводов воздухораспределительной сети для воздушных выключателей), электрокабелями и электрооборудованием должно быть 0,5 м.

2.37. Трубопроводы серной кислоты, соляной кислоты, аммиака, гидразина и хлора должны предусматриваться только надземными.

Вертикальная планировка

2.38. Основные здания и сооружения ТЭС, имеющие значительную протяженность (главный корпус, открытое распределительное устройство), а также железнодорожные пути, как правило, должны располагаться параллельно горизонталям природного рельефа.

При уклоне естественного рельефа более 30 о/оо должна приниматься террасная планировка.

2.39. На площадке ТЭС, расположенной вне города, как правило, должна приниматься открытая система водоотвода.

Применение закрытой системы водоотвода допускается при соответствующем обосновании.

На территории ТЭЦ, расположенной в пределах города, принимается закрытая или смешанная система водоотвода.

2.40. При назначении отметки планировки площадки ТЭС в прибрежных районах в соответствии с указанием п. 2.6 настоящей главы, когда требуется устройство насыпи с большим объемом земляных работ, то допускается при соответствующем технико-экономическом обосновании размещение складов угля, торфа, мазута на естественных отметках рельефа местности с сооружением защитных дамб от паводковых вод.

2.41. Внутриплощадочные железнодорожные пути ТЭС надлежит проектировать с незаглубленным балластным слоем с пропуском воды по междушпальным лоткам.

2.42. Площадка ТЭС должна быть благоустроена и озеленена.

3. ТРАНСПОРТ

3.1. Подъездные и внутренние железные и автомобильные дороги ТЭС надлежит проектировать с соблюдением норм проектирования железных дорог колеи 1520 мм, промышленного транспорта, автомобильных дорог, мостов и труб, генеральных планов промышленных предприятий, а также технических указаний проектирования железных дорог колеи 750 мм.

3.2. Подъездные железнодорожные пути и пути станций примыкания следует проектировать с учетом передачи их в ведение МПС.

3.3. Пути перекатки трансформаторов должны располагаться, как правило, на горизонтальных участках. В исключительных случаях, по условиям вертикальной планировки, продольный уклон путей перекатки допускается принимать не более 20 о/оо.

Переломы профиля при алгебраической разности уклонов более 8 о/оо должны сопрягаться вертикальными кривыми радиусом не менее 1000 м.

Пути для перекатки трансформаторов на собственных катках следует проектировать, как правило, на шпалах. При перекатке тяжелых трансформаторов при соответствующем технико-экономическом обосновании допускается укладывать пути перекатки на железобетонных плитах.

3.4. Все поступающие на ТЭС вагоны с твердым топливом должны взвешиваться, при этом следует применять весы, позволяющие производить взвешивание вагонов на ходу без остановки состава.

3.5. На всех ТЭС должны предусматриваться следующие постоянные железнодорожные въезды в главный корпус:

в котельные и машинные отделения ТЭЦ и ГРЭС;

на дымососные площадки ГРЭС.

3.6. Трассы и конструкции дорожных одежд постоянных автодорог должны назначаться с учетом возможности их использования на период строительства ТЭС.

3.7. Подъездную автомобильную дорогу, связывающую площадку ТЭС с внешней сетью автомобильных дорог и жилым поселком ТЭС, надлежит проектировать на две полосы движения с усовершенствованным капитальным покрытием и располагать со стороны постоянного торца главного корпуса.

При расстоянии от жилого поселка до площадки ТЭС до 3 км следует предусматривать пешеходный тротуар. Вокруг главного корпуса предусматривается кольцевая автодорога на две полосы движения. Подъезды к водозаборным и очистным сооружениям, золошлакоотвалам надлежит проектировать с усовершенствованным облегченным или переходным типом покрытия на одну полосу движения шириной не менее 3,5 м.

3.8. Склады угля, сланцев, торфа и мазута, расположенные вне пределов основной площадки ТЭС, должны быть соединены с основной площадкой ТЭС автомобильной дорогой с усовершенствованным покрытием.

3.9. Автомобильные дороги на площадке ТЭС следует предусматривать к зданиям и сооружениям, к которым требуется подъезд по условиям эксплуатации, причем в главный корпус предусматриваются въезды автотранспорта в машинное, котельное и дымососное отделения со стороны постоянного и временного торцов, а также подъезд к лифту бункерно-деаэраторного отделения.

3.10. Проезды для пожарных автомобилей вокруг складов угля, сланцев, торфа и открытого распределительного устройства, а также проезды вдоль открытого сбросного канала, золошлакопроводов и других линейных сооружений следует предусматривать по свободной спланированной полосе шириной не менее 6 м с низшими типами покрытий.

3.11. Расстояние от края проезжей части автомобильной дороги до стен зданий не должно превышать, как правило, 25 м. Вдоль продольных сторон главного корпуса это расстояние допускается в необходимых случаях увеличивать до 60 м при условии устройства тупиковых дорог с площадками для разворота пожарных машин на расстоянии от 5 до 15 м от стены главного корпуса и установкой на площадках пожарных гидрантов. Расстояния между тупиковыми дорогами не должны превышать 100 м.

3.12. Постоянные автомобильные дороги на территории ОРУ с покрытиями переходного типа предусматриваются только при транспортировке оборудования ОРУ автотранспортом.

В остальных случаях проезд должен обеспечиваться по свободной спланированной территории, улучшенной, в необходимых случаях, добавками в грунт вяжущих (цемент, битум) или скелетных (шлак, гравий) материалов. Ширина проезда на территории ОРУ должна выбираться с учетом размеров, применяемых монтажных и ремонтных механизмов, но не менее 3,5 м.

3.13. На территории ОРУ надлежит предусматривать устройство служебных пешеходных дорожек.

Расположение дорожек в плане следует увязывать с общим благоустройством территории ОРУ и трассами кабельных каналов, перекрытия которых допускается использовать в качестве дорожек.

4. ОБЪЕМНО-ПЛАНИРОВОЧНЫЕ

И КОНСТРУКТИВНЫЕ РЕШЕНИЯ

4.1. При проектировании ТЭС следует помещения химводоочистки, центральных ремонтных мастерских, склада химреагентов, материального склада, компрессорной, электролизной, как правило, объединять в одном здании - корпусе подсобных производств.

4.2. Размеры пролетов главного корпуса следует принимать кратными 3 м. При соответствующем обосновании пролеты бункерного и деаэраторного отделений допускается принимать кратными 1,5 м.

Для других одноэтажных зданий и сооружений пролеты, как правило, следует назначать кратными 6 м. Допускается при соответствующем обосновании пролеты принимать кратными 3 м.

Размеры пролетов многоэтажных зданий следует назначать кратными 3 м.

4.3. Для главного корпуса следует, как правило, принимать шаг колонн 12 м, при технико-экономическом обосновании допускается принимать 6 м. Для остальных зданий принимать шаг колонн 6 и 12 м.

4.4. Высоты одноэтажных производственных зданий до низа несущих конструкций покрытий и высоты этажей многоэтажных производственных зданий должны приниматься кратными 0,6 м. Допускается в галереях топливоподачи, в подземной части зданий и сооружений, а также в первом этаже главного корпуса принимать высоты другой кратности при технико-экономическом обосновании.

4.5. Привязки стен и пристенных колонн производственных зданий к разбивочным осям в поперечном направлении следует принимать нулевыми. Привязка стен постоянных торцов зданий к разбивочным осям принимается нулевой, а осей колонн - на расстоянии 500 мм или половины толщины колонны.

4.6. Поперечные температурные швы в главном корпусе следует располагать между котлами. Предусматривать температурные швы в помещениях щитов управления не допускается.

Температурные швы следует проектировать без вставок путем установки парных несущих конструкций с привязкой осей колонн на 500 мм к разбивочной оси.

4.7. При проектировании ТЭС необходимо применять унифицированные сборные железобетонные, стальные конструкции и архитектурно-строительные детали по каталогу Минэнерго СССР, разработанному для строительства ТЭС, а также по общесоюзному каталогу.

4.8. При размещении главного корпуса на площадке с уровнем грунтовых вод выше отметки днища конденсационного подвала следует для принятия наиболее экономичного решения прорабатывать варианты проекта с устройством дренажа или без подвала.

4.9. Проектирование подземных частей зданий и сооружений ТЭС следует вести с учетом максимального подъема уровня грунтовых вод при эксплуатации ТЭС.

Гидроизоляцию подземных частей зданий следует принимать на 0,5 м выше максимально возможного уровня грунтовых вод.

Отметку чистого пола котельного отделения (зольный пол) надлежит принимать на 150 мм выше планировочной отметки площадки.

4.10. При проектировании ТЭС необходимо разрабатывать проект организации наблюдений за осадками зданий, сооружений, фундаментов под турбоагрегаты, а также за наблюдением уровня грунтовых вод на площадке. При этом в главном корпусе при его длине до 200 м необходимо предусматривать 1(2) наблюдательную скважину, а более 200 м - 2(3) наблюдательные скважины.

Для наблюдения за осадками должны быть предусмотрены реперы, устанавливаемые на основных зданиях и сооружениях (главный корпус, корпус дробления топлива, опоры галереи топливоподачи, дымовые трубы, градирни, береговые насосные станции), а также на фундаментах основного оборудования (турбоагрегаты, котлы, дробилки, трансформаторы весом более 300 т).

На площадке ТЭС следует предусматривать не менее трех глубинных реперов.

4.11. На междуэтажных перекрытиях установка тяжелого технологического оборудования с динамическими нагрузками (мельниц, дробилок, питательных насосов, дутьевых вентиляторов, дымососов) не допускается.

4.12. При проектировании фундаментов под турбоагрегаты, питательные насосы, дымососы, дробилки следует предусматривать деформационные швы между фундаментами под оборудование и конструкциями зданий и сооружений.

4.13. В зданиях и сооружениях ТЭС для обслуживания оборудования следует предусматривать площадки и перекрытия минимальных размеров и только вокруг этого оборудования.

4.14. Каркасные здания и сооружения ТЭС следует проектировать, как правило, с учетом пространственной работы конструкции.

4.15(К). В стенах зданий, выходящих на неохраняемую территорию, оконные проемы первых этажей должны заполняться стеклопрофилитом или стеклоблоками. При обычном остеклении следует предусматривать охранные мероприятия. Устройство дверей в этих стенах не допускается.

4.16. Для очистки с внутренней стороны окон производственных зданий следует использовать технологические площадки, горизонтальные элементы связей по колоннам или предусматривать механизированные подъемные устройства.

Для очистки с наружной стороны окон производственных зданий следует предусматривать специальные подъемные устройства или подвесные люльки.

4.17. При проектировании ТЭС должны учитываться градостроительные условия строительства и характер окружающей застройки.

Для наружных стен зданий следует применять крупноразмерные панели полной заводской готовности, исключающие производство отделочных работ на месте.

При отсутствии цветовой отделки панелей допускается окрашивать фасады атмосфероустойчивыми красками. Окраску помещений и оборудования следует предусматривать в соответствии с Указаниями по проектированию цветовой отделки интерьеров производственных зданий промышленных предприятий.

Опознавательная окраска, предупреждающие знаки и маркировочные щитки трубопроводов, цвета сигнальные и знаки безопасности для промышленных предприятий должны предусматриваться в соответствии с ГОСТ 14202-69 и ГОСТ 15548-70.

Для металлических конструкций и переплетов следует предусматривать защиту от коррозии в соответствии с главой СНиП по проектированию защиты строительных конструкций от коррозии (дополнение) с учетом цветовой отделки интерьеров и фасадов.

4.18. При выборе строительных конструкций для ТЭС следует руководствоваться требованиями Технических правил по экономному расходованию строительных материалов и указаниями настоящего раздела. При технико-экономическом обосновании разрешается вес сборных железобетонных фундаментов под колонны не ограничивать.

4.19. Конструкции покрытия зданий должны проектироваться, как правило, с учетом обеспечения крупноблочного монтажа.

4.20. Наружные ограждающие конструкции (стены и покрытия) зданий и сооружений ТЭС должны проектироваться в соответствии с главой СНиП по строительной теплотехнике.

4.21. Перекрытия каналов в помещениях следует проектировать из сборного железобетона. На участках каналов, где по условиям эксплуатации необходимо иметь съемные перекрытия, допускается принимать перекрытие из рифленой стали с весом щитов не более 50 кг.

4.22. Монтажные площадки следует предусматривать на нулевой отметке либо на отметке пола конденсационного подвала.

4.23. Монтажная площадка на участке ремонта трансформаторов должна иметь бетонное ограждение высотой 150 мм, препятствующее растеканию трансформаторного масла, и маслосток для аварийного слива масла в подземный резервуар, расположенный вне машинного зала, емкостью не менее объема масла в трансформаторе.

4.24. Ворота для въезда на монтажную площадку у постоянной торцовой стены машинного отделения главного корпуса следует проектировать откатными с автоматическим открыванием. Размеры ворот необходимо принимать в соответствии с технологическим заданием.

4.25. Лестницы для эвакуации в главном корпусе допускается предусматривать наружными, открытыми у временной торцевой стены бункерно-деаэраторного отделения.

4.26. Шахты лифтов, расположенные в котельных отделениях между котлами, допускается ограждать металлическими сетками, а стены машинного отделения этих лифтов следует предусматривать пылегазонепроницаемыми.

4.27. Надбункерное помещение должно быть отделено от котельного отделения сплошной несгораемой стеной. Из надбункерного помещения кроме выходов в лестничную клетку должны быть предусмотрены через 150 м выходы в котельное отделение на площадки котлов или балкон.

4.28. Внутренние поверхности ограждающих конструкций помещений пылеприготовления и котельных отделений пылеугольных ТЭС должны быть гладкими и окрашенными влагостойкими красками в светлые тона. Имеющиеся выступы должны выполняться с откосами под углом 60 град. к горизонту и окрашиваться влагостойкими красками либо облицовываться плитками.

4.29. Бункера для сырого угля и пыли надлежит проектировать с гладкой внутренней поверхностью. Углы между стенками бункера для пыли должны быть закруглены или скошены. Внутри бункеров не допускаются выступы, на которых может задерживаться топливо.

Швы между железобетонными элементами стенок бункеров должны быть тщательно заполнены раствором, неровные поверхности элементов затерты.

Швы и отверстия в местах сопряжения стенок бункеров с перекрытиями и другими примыкающими конструкциями должны быть заполнены бетоном или раствором.

4.30. Общие стенки между бункерами для пыли и сырого угля проектировать не допускается. Расстояние между стенками указанных бункеров должно быть не менее 200 мм.

4.31. Конструкции бункеров для пыли должны обеспечивать их герметичность при испытании на давление воздуха 400 мм водяного столба.

4.32. Стенки металлических бункеров для пыли должны иметь снаружи теплоизоляцию (по расчету) из несгораемых материалов.

При выполнении перекрытия над бункером пыли из сборных плоских железобетонных плит надлежит предусматривать над ними монолитную армированную стяжку толщиной 50 мм.

При выполнении перекрытий из плит с ребрами швы между плитами должны быть тщательно заполнены цементным раствором или бетоном на мелком гравии.

4.33. Люки в перекрытиях над бункерами следует предусматривать закрываемыми заподлицо с полом металлическими крышками.

4.34. Площадки и лестницы внутри надбункерных помещений и помещений пылеприготовления следует проектировать сквозными. Площадки, расположенные над предохранительными клапанами, должны быть сплошными.

4.35. Временные торцовые стены машинного и котельного отделений следует проектировать передвижными с несущими конструкциями из несгораемых материалов.

В конструкции временной торцовой стены котельного отделения должен предусматриваться монтажный закрывающийся проем.

Допускается указанные стены проектировать сборно-разборными при длительных перерывах во времени между вводом в действие отдельных агрегатов промышленных ТЭЦ.

Временную торцовую стену бункерно-деаэраторного отделения следует проектировать сборно-разборной.

4.36. Полы зольного помещения и конденсационного подвала должны иметь уклон в сторону каналов гидрозолошлакоудаления или лотков. Величину уклона пола следует принимать не менее 1 %. Участки полов других помещений, расположенных выше отметки первого этажа, на которых возможно появление производственных случайных вод, следует проектировать с уклоном 0,5 % в сторону расположения стоков.

В перекрытиях над помещениями щитов управления и распределительных устройств надлежит предусматривать гидроизоляцию. Над гидроизоляцией предусматривается монолитная железобетонная плита, толщина которой устанавливается по расчету от воздействия располагаемого оборудования. По верху плиты устраивается чистый пол с уклоном не менее 1 %.

4.37. Золошлаковые каналы должны проектироваться с износоустойчивой облицовкой и перекрытием в уровне пола. Конструкция перекрытия должна допускать осмотр и очистку каналов.

4.38. В помещениях багерных насосов и гидроаппаратов должны быть предусмотрены дренажные каналы и приямки.

4.39. Газоходы на участках от золоуловителей до дымовых труб следует выполнять наземными или надземными на эстакаде.

Ограждающие и несущие конструкции газоходов должны выполняться из индустриальных сборных железобетонных конструкций. При специальном обосновании газоходы допускается проектировать из глиняного кирпича.

4.40. Выбор материала и конструкции футеровки и вида антикоррозийного покрытия газоходов производится в соответствии с указаниями СНиП на проектирование защиты строительных конструкций от коррозии.

4.41. Температурно-осадочные швы в газоходах следует располагать на грани фундамента трубы и в местах примыкания к дымососам. Промежуточные температурные швы назначаются в зависимости от материала, конфигурации и длины газоходов.

4.42. Повороты газоходов проектируются плавными с исключением возможности образования завихрений дымовых газов.

4.43. Надземная часть сооружения для разгрузочных устройств с непрерывным движением вагонов проектируется неотапливаемой, а подземная часть - отапливаемой. В сооружениях для разгрузки топлива следует предусматривать механические открывающиеся ворота.

4.44. Горизонтальные тоннели топливоподачи должны проектироваться с уклоном не менее 3 %.

4.45. Пролеты несущих конструкций галерей должны быть кратными 6 м.

При наклонных участках указанные размеры должны приниматься по наклону.

Ширина плит перекрытий должна быть кратна 1,5 м.

4.46. Конструкции галерей следует проектировать в продольном направлении на жестких и гибких опорах без опирания на каркас и ограждающие конструкции здания.

Горизонтальные силы, действующие на галерею, следует передавать на жесткие опоры. В поперечном направлении все опоры должны проектироваться жесткими. Для опирания наклонных галерей в нижней точке в качестве жесткой опоры могут быть использованы конструкции узлов пересыпки и корпуса дробления топлива.

4.47. Склады топлива выполняются открытыми. Устройство закрытых складов угля допускается только для ТЭЦ при технико-экономическом обосновании.

4.48. Покрытия площадки под открытые склады топлива должны быть выполнены:

укаткой поверхности со снятием растительного слоя при песках гравелистых, крупных и средней крупности - плотных, супесях твердых, суглинках и глинах твердых и полутвердых;

укаткой по слою шлака толщиной 15 см при песках гравелистых и крупных - средней плотности, суглинках и глинах тугопластичных;

укаткой по слою глины со шлаком толщиной 15 см при песках средней крупности - средней плотности, песках мелких - плотных и средней плотности, суглинках и глинах мягкопластичных;

заменой грунта на глубину 40-50 см глиной со шлаком и укаткой поверхности при песках пылеватых - рыхлых, супесях пластичных, суглинках и глинах текучепластичных, песчаных с примесью растительных остатков, глинистых с примесью растительных остатков и слабозаторфованных.

При илах и среднезаторфованных грунтах замена грунта устанавливается в зависимости от их деформационных свойств и условий стока дождевой воды с поверхности склада.

4.49. Конструкции днища и стен разгрузочного устройства, оборудованного грейферами и скреперами, должны быть защищены от действия этого оборудования.

4.50. Внутренние поверхности помещений корпуса дробления топлива, узлов пересыпки, надземных транспортерных галерей и подземных транспортерных тоннелей следует выполнять в соответствии с п. 4.28 настоящей главы.

4.51. Полы отапливаемых помещений корпуса дробления топлива, узлов пересыпки, надземных транспортных галерей, подземных транспортерных тоннелей и надбункерных помещений главного корпуса должны проектироваться с учетом уборки их с помощью гидросмыва. Полы в перечисленных помещениях должны иметь лотки и быть гладкими, а также иметь уклоны к лоткам и приямкам для стока.

4.52. Емкость склада мазута растопочного мазутохозяйства, склада масла и горюче-смазочных материалов не должна превышать емкости склада, указанной в главе СНиП по проектированию складов нефти и нефтепродуктов.

4.53. По всей длине фронта открытой разгрузки цистерн с мазутом предусматривается эстакада для обслуживания парового разогревательного устройства на уровне верха цистерн. Лестницы эстакад следует предусматривать несгораемыми на расстоянии не более 100 м друг от друга и в торцах эстакад.

4.54. Приемо-сливные лотки для мазута должны предусматриваться закрытыми со съемным покрытием. Участки покрытия в местах слива мазута должны быть открывающимися с устройством под ними предохранительных решеток с размером ячеек не более 200 х 200 мм. По обеим сторонам приемо-сливных лотков выполняются бетонные отмостки. Уклон лотков следует принимать не менее 1 %.

4.55. Внутренние двери помещений масляного и мазутного хозяйства должны иметь предел огнестойкости 0,75 ч и открываться в обе стороны.

4.56. Полы в помещениях масломазутного хозяйства должны быть из несгораемых и маслостойких материалов и выполняться с уклонами не менее 0,5 % к приямкам для сбора нефтепродуктов.

4.57. Помещения насосной станции растопочного мазутохозяйства и аппаратной маслохозяйства при размещении их в одном здании должны быть разделены противопожарной стеной.

4.58. Ширина и высота проходов, а также количество и расположение выходов из здания или помещения распределительного устройства должны соответствовать требованиям Правил устройства электроустановок (ПУЭ), утвержденных Минэнерго СССР.

4.59. Покрытие полов в помещениях закрытых распределительных устройств (ЗРУ) следует предусматривать с малым пылеотделением.

4.60. Помещения для ЗРУ напряжением 35 кВ следует проектировать без естественного освещения.

В помещениях для ЗРУ напряжением 110 и 220 кВ в верхней части стен следует предусматривать оконные проемы с остеклением площадью равной 30 % площади одной наибольшей наружной стены.

4.61. В помещениях главных и блочных щитов управления следует предусматривать подвесной потолок из несгораемых или трудносгораемых материалов со встроенными светильниками.

4.62. В помещениях щитов управления уровень звукового давления не должен превышать 60 дБ в октавной полосе со среднегеометрической частотой 1000 Гц.

4.63. Помещения релейных панелей и аппаратуры, устройств централизованного контроля и управления следует располагать смежно с блочными щитами управления.

4.64. Помещение для дежурного персонала щитов управления следует предусматривать площадью 18 кв.м с санитарным узлом.

4.65. Стена помещения блочного щита управления, обращенная к машинному залу, должна иметь остекление, перед которым не допускается располагать какие-либо трубопроводы и короба.

4.66. Помещения аккумуляторных батарей, как правило, должны размещаться на нулевой отметке и иметь естественное освещение.

4.67(К). Помещения распределительных устройств (РУ) и пультов управления топливоподачи должны проектироваться с отдельными наружными входами или с входами из производственных помещений через тамбур-шлюзы.

Распределительные устройства размещать в здании разгрузочных устройств фрезерного торфа не допускается.

4.68. Короба кабельные блочные (металлические) заводского изготовления внутри зданий допускается крепить к строительным конструкциям, а вне зданий - располагать на эстакадах технологических трубопроводов, включая мазуто-, газо- и маслопроводы, топливоподачи или на специальных кабельных эстакадах.

Крепление указанных коробов должно осуществляться на расстоянии 1 м от несущих стальных конструкций зданий и эстакад (за исключением кабельных).

4.69. В коробах кабельных через 75 м должны быть предусмотрены несгораемые перегородки с пределом огнестойкости не менее 0,75 ч.

4.70. Расстояния между коробами кабельными различных энергетических блоков должны быть не менее 1 м.

4.71(К). Конструкции кабельных сооружений (колонны, стены, перегородки, перекрытия и покрытия) должны выполняться из несгораемых материалов и иметь пределы огнестойкости не менее 0,75 ч.

Конструкции подвесных кабельных сооружений в границах одного энергетического блока допускается выполнять из несгораемых материалов с пределом огнестойкости не менее 0,25 ч. При этом в подвесных кабельных сооружениях не допускается прокладка маслонаполненных кабелей. Несущие конструкции коробов должны располагаться с наружной стороны обшивок.

4.72. Кабельные сооружения различных энергетических блоков, включая помещения под блочными щитами, а также места входов кабелей в помещения под блочными щитами должны быть разделены несгораемыми перегородками с пределом огнестойкости не менее 0,75 ч.

4.73. Кабельные сооружения (тоннели, этажи) следует делить перегородками на отсеки, длина которых определяется технологией тушения пожара, но не должна превышать 150 м, а при наличии маслонаполненных кабелей -100 м.

4.74. Кабельные шахты должны отделяться от кабельных этажей, тоннелей и других кабельных помещений несгораемыми перегородками, верхним и нижним перекрытиями с пределами огнестойкости не менее 0,75 ч.

4.75. Перегородки в местах входа кабелей в помещения закрытых распределительных устройств (ЗРУ), щитов управления и релейных щитов открытых распределительных устройств (ОРУ) должны предусматриваться несгораемыми с пределом огнестойкости не менее 0,75 ч. Все отверстия в перегородках после прокладки кабелей должны уплотняться несгораемым материалом.

4.76. Все двери в кабельных сооружениях должны проектироваться с пределом огнестойкости 0,75 ч.

4.77. В кабельных тоннелях следует предусматривать гидроизоляцию в зоне грунтовых вод, а также по перекрытию тоннеля независимо от наличия грунтовых вод. В днищах тоннелей следует предусматривать уклоны не менее 0,5 % в сторону приямков.

4.78. Вентиляционные шахты трансформаторных камер и кабельных тоннелей надлежит проектировать неутепленными из несгораемых материалов с люками и дверями.

4.79. На ОРУ кабели должны прокладываться в каналах или наземных лотках.

Кабельные каналы и наземные лотки ОРУ должны быть закрыты несгораемыми плитами. Плиты в местах проезда должны быть рассчитаны на нагрузку от механизмов.

4.80. Конструкции для наземной, надземной и подземной прокладок коммуникаций, как правило, следует выполнять из сборного железобетона с применением унифицированных изделий. Допускается в местах пересечения и при подходе к другим подземным сооружениям применять бетонные и железобетонные блоки, монолитный бетон и железобетон.

4.81. Помещения, в которых проводится работа с металлической ртутью, должны проектироваться с учетом следующих требований:

помещения должны быть расположены у наружных стен здания;

входы в эти помещения должны предусматриваться через тамбуры;

внутренние поверхности стен, перегородок и ограждения тамбуров, а также внутренние поверхности дверей и окон должны предусматриваться гладкими; стыки стен между собой и с потолком должны иметь закругления для удобства уборки;

стены от пола до потолка, а также окна и двери должны быть покрыты перхлорвиниловыми красками;

полы должны предусматриваться гладкими с уклоном 2% к приямку (ловушке) для сбора ртути; допускается заменять ловушку желобом в полу;

полы следует покрывать ртутестойкими и ртутенепроницаемыми материалами (винипластом, релином) с наклейкой их на выровненную поверхность и тщательной заделкой швов и краев; покрытие пола следует заводить на стену на высоту 100 мм и укрепить заподлицо.

4.82. При проектировании вспомогательных зданий и помещений кроме основных штатов ТЭС следует учитывать персонал, занятый на ремонтных и наладочных работах.

Расчет санитарно-технического оборудования (душевых сеток и умывальных кранов) следует производить на число работающих в наиболее многочисленной смене с коэффициентом 0,8.

4.83. В зданиях проходных следует располагать помещения охраны, бюро пропусков, комнату для посетителей, отдел кадров, приемную для населения, отдел снабжения. Все перечисленные помещения должны иметь свободный доступ для посетителей ТЭС, кроме помещения охраны.

4.84. При проектировании зданий и сооружений ТЭС кроме настоящего раздела также следует руководствоваться главами СНиП по проектированию: производственных зданий промышленных предприятий; вспомогательных зданий и помещений промышленных предприятий; противопожарных норм проектирования зданий и сооружений; естественного освещения; полов, кровельных, гидроизоляционных и пароизоляционных материалов на органических вяжущих; защиты строительных конструкций от коррозии; тепловых сетей, а также Правилами устройства электроустановок (ПУЭ), Нормами технологического проектирования тепловых электрических станций и тепловых сетей, утвержденными Минэнерго СССР.

5. ОТОПЛЕНИЕ И ВЕНТИЛЯЦИЯ

5.1. При проектировании систем отопления, вентиляции и кондиционирования воздуха следует выполнять требования главы СНиП по проектированию отопления, вентиляции и кондиционирования воздуха и настоящего раздела.

5.2. Температуру и относительную влажность воздуха в рабочей зоне производственных помещений тепловых электростанций (ТЭС) надлежит принимать согласно прил. 1.

5.3. Для отопления и вентиляции помещений ТЭС следует принимать единый теплоноситель - перегретую воду или пар.

5.4. В машинном и котельном отделениях в зоне высоких температур воздуха (свыше 30 град.С) следует предусматривать использование передвижных и переносных душирующих агрегатов.

5.5. Системы отопления и вентиляции зданий и помещений ТЭС кроме главного корпуса следует предусматривать в соответствии с прил. 2.

5.6. Расчетную температуру наружного воздуха для холодного периода года при проектировании отопления и вентиляции в помещениях машинного, котельного, деаэраторного и дымососного отделений следует принимать по параметрам Б в соответствии с главой СНиП по проектированию отопления, вентиляции и кондиционирования воздуха.

5.7. В главном корпусе для каждого энергоблока следует предусматривать отдельные системы отопления и вентиляции.

Тепловые и холодильные центры, а также трубопроводы систем отопления и вентиляции следует проектировать для всей ТЭС или группы энергоблоков. Системы кондиционирования допускается предусматривать для нескольких энергоблоков с общим щитом управления этими системами.

5.8. В главном корпусе следует предусматривать отопление, обеспечивающее в период монтажа и ремонта оборудования в рабочей зоне температуру воздуха не ниже 10 град.С.

Тепловую производительность дежурной системы отопления следует предусматривать на возмещение 100% потерь тепла ограждающими конструкциями здания и подогрев наружного воздуха, поступающего в помещения за счет инфильтрации:

а) в машинном отделении - в количестве 0,4 -кратного воздухообмена помещения в час;

б) в котельном отделении - в количестве 0,7 -кратного воздухообмена помещения в час.

Магистральные трубопроводы отопления следует предусматривать для трех энергоблоков, находящихся одновременно в монтаже и ремонте.

5.9. У ворот машинного и котельного отделений и в других зданиях и сооружениях ТЭС воздушные или воздушно-тепловые завесы следует предусматривать в соответствии с требованиями Санитарных норм проектирования промышленных предприятий.

5.10. Общеобменную вентиляцию в машинном и котельном отделениях следует предусматривать:

а) при мощности энергоблока до 300 МВт за счет естественного воздухообмена (аэрации) и подачи воздуха системами вентиляции с механическим побуждением согласно требованиям пп. 5.11-5.21 настоящих норм;

б) при мощности энергоблоков свыше 300 МВт - системами вентиляции с механическим побуждением согласно требованиям п.п. 5.23-5.26 настоящих норм.

Примечание. Использование аэрации для вентиляции главного корпуса при

энергоблоках мощностью свыше 300 МВт допускается лишь при соответствующем

технико-экономическом обосновании.

5.11. Для подачи воздуха в помещения машинного и котельного отделений при естественном воздухообмене следует использовать открывающиеся фрамуги в оконных проемах, снабжены механизмами управления.

5.12. Подачу приточного воздуха в машинное отделение следует предусматривать:

а) в теплый период года - через фрамуги, расположенные в нижней зоне;

б) в холодный период года - через фрамуги, расположенные на высоте не менее 4 м от рабочей площадки (уровня пола), и системами вентиляции с механическим побуждением.

5.13. В холодный период года в машинное отделение подача приточного воздуха системами вентиляции с механическим побуждением должна предусматриваться в количестве 1,5 - 2 -кратного воздухообмена помещения в час. При этом количество наружного воздуха, подаваемого в машинное отделение, должно быть не менее 0,4 -кратного воздухообмена помещения в час.

5.14. Температуру воздуха, подаваемого в машинное отделение вентиляционными системами с механическим побуждением, следует принимать:

в холодный период года - не ниже 10 град.С;

в переходный период года - по расчету, но не ниже 10 град.С.

5.15. Удаление воздуха из помещения машинного отделения следует предусматривать путем перетекания воздуха в котельное отделение.

5.16. Подачу наружного воздуха в деаэраторное отделение следует предусматривать через фрамуги в наружной стене с перетеканием воздуха в котельное отделение.

5.17. Подачу приточного воздуха в котельное отделение следует предусматривать:

а) за счет перетекания воздуха из машинного и деаэраторного отделений;

б) через фрамуги, размещаемые в наружной стене котельного отделения.

5.18. В холодный период года в котельное отделение следует предусматривать частично подачу наружного воздуха через калориферные установки, размещаемые в нижнем ярусе наружной стены котельного отделения.

5.19. Производительность по воздуху калориферных установок следует определять:

а) при котлах, работающих без наддува, - равной объему подсасываемого котлами воздуха, но не менее 0,7 -кратного воздухообмена помещения в час;

б) при газоплотных котлах, работающих с наддувом, - 0,7-кратного воздухообмена помещения в час.

Температуру приточного воздуха после калориферной установки следует принимать не ниже 10 град.С и не выше температуры воздуха в рабочей зоне.

5.20. Удаление воздуха из котельного отделения следует предусматривать:

а) дутьевыми вентиляторами из верхней зоны;

б) аэрационными устройствами котельного отделения.

Примечание. При котлах, работающих без наддува, следует учитывать подсос

воздуха котлами.

5.21. Количество воздуха, забираемого дутьевыми вентиляторами из котельного отделения, следует принимать:

а) в теплый период года - в размере их рабочей производительности с учетом возможного падения энергетической нагрузки энергоблоков;

б) в холодный период года - в соответствии с тепловоздушным балансом главного корпуса.

Примечание. При вентиляции главного корпуса без аэрации количество воздуха,

забираемого дутьевыми вентиляторами из котельного отделения, следует принимать

круглогодично в размере рабочей производительности дутьевых вентиляторов.

5.22(К). В котельных отделениях, работающих на газообразном топливе, следует предусматривать подачу приточного воздуха в количестве 3-кратного воздухообмена в час. При этом система организации воздухообмена при вентиляции должна исключать возможность застоя и скопления газов в отдельных зонах помещения.

5.23. При вентиляции главного корпуса системами с механическим побуждением (без аэрации) следует предусматривать в течение всего года подачу приточного воздуха в нижнюю зону, а также выше рабочих площадок (уровня пола) сосредоточенно к наружным стенам и в сторону котельного отделения с подогревом в холодный период года до 10 град.С.

5.24. При проектировании главного корпуса следует предусматривать возможность использования приточных вентиляционных установок с механическим побуждением для отопления в период ремонта и монтажа энергоблоков.

5.25. Удаление воздуха из машинного отделения при вентиляции без аэрации следует предусматривать перетеканием воздуха в котельное отделение за счет подпора, создаваемого системами вентиляции с механическим побуждением.

5.26. Удаление воздуха из котельного отделения при вентиляции без аэрации следует предусматривать в течение всего года дутьевыми вентиляторами в количестве их полной производительности.

В районах со средней максимальной температурой наружного воздуха 30 град.С и выше при невозможности обеспечить дутьевыми вентиляторами необходимый воздухообмен в главном корпусе в котельном отделении следует предусматривать устройства для удаления воздуха естественным или механическим побуждением.

5.27. В районах со средней максимальной температурой наружного воздуха 30 град.С и выше следует предусматривать охлаждение воздуха, подаваемого в котельное и машинное отделения.

5.28. В районах с запыленностью атмосферного воздуха выше 30% предельно допустимой концентрации для рабочей зоны следует предусматривать очистку от пыли воздуха, подаваемого в машинное и котельное отделения.

5.29. В помещениях щитов управления следует предусматривать обеспечение оптимальных условий воздушной среды в соответствии с прил. 1.

5.30. Системы вентиляции и кондиционирования воздуха щитов управления должны предусматриваться с рециркуляцией и подачей наружного воздуха в соответствии с санитарными нормами.

5.31(К). В помещениях распределительных устройств собственных расходов ТЭС, преобразовательных агрегатов, в кабельном этаже и кабельных тоннелях, проходящих внутри зданий, следует предусматривать приточно-вытяжную вентиляцию с естественным или механическим побуждением без рециркуляции. Удаление воздуха из каждого отсека кабельных помещений следует предусматривать наружу за пределы здания. Вытяжные воздуховоды допускается объединять коллекторами в соответствии с главой СНиП по проектированию отопления, вентиляции и кондиционирования воздуха.

Пуск систем вентиляции с механическим побуждением следует предусматривать автоматический при достижении в помещении температуры воздуха 35 град.С.

5.32. Перепад температур между удаляемым и приточным воздухом в трансформаторных камерах не должен превышать 15 град. С.

5.33. Для помещений панелей релейной защиты и сигнализации главного и центрального щитов управления, расположенных у наружных стен, следует предусматривать систему водяного отопления. Допускается предусматривать систему воздушного отопления, совмещенного с приточной вентиляцией.

В качестве нагревательных приборов водяного отопления следует предусматривать регистры из гладких труб с выносом запорно-регулирующей арматуры за пределы помещения.

5.34. Вентиляция проходных кабельных тоннелей вне зданий не предусматривается, если тепловыделения кабелей полностью компенсируют теплопотери ограждений тоннеля в грунт.

В кабельных тоннелях через 50 м следует предусматривать люки.

5.35. При проектировании вентиляции в помещениях токоограничивающих реакторов следует разность между температурами удаляемого и приточного воздуха принимать не более 20 град.С.

5.36. Вытяжные вентиляционные агрегаты аккумуляторных батарей и кислотных должны предусматриваться во взрывобезопасном исполнении.

Если приточный вентиляционный агрегат размещается в общем помещении с вытяжным, он также должен предусматриваться во взрывобезопасном исполнении.

На вытяжных воздуховодах не допускается предусматривать установку шиберов и задвижек, а также клапанов для переключения режимов работы вентиляции.

5.37. При вытяжной вентиляции помещений аккумуляторных батарей и кислотных с естественным побуждением приток наружного воздуха следует предусматривать как в помещения аккумуляторных батарей и кислотных, так и в тамбур. Воздухообмен в тамбуре должен в два раза превышать кратность воздухообмена помещения аккумуляторных батарей.

Рециркуляцию в помещениях аккумуляторных батарей и кислотных предусматривать не допускается.

Воздухообмен в помещениях аккумуляторных батарей с элементным коммутатором с временным пребыванием персонала, расположенных в главном корпусе, должен предусматриваться из условия обеспечения в воздухе содержания паров серной кислоты в пределах допустимой концентрации (2 мг/куб.м), а водорода - в пределах взрывобезопасной концентрации (0,7% по объему).

Подача приточного воздуха должна предусматриваться в нижнюю зону со скоростью не более 2 м/с.

Примечание. Прокладку металлических вентиляционных воздуховодов над

аккумуляторными батареями предусматривать не допускается.

5.38. Вентиляционные системы помещений аккумуляторных батарей и кислотных должны предусматриваться самостоятельными, не связанными с вентиляционными системами других помещений.

5.39. Трубопроводы систем отопления и вентиляции, расположенные в помещениях аккумуляторных батарей и кислотных, должны предусматриваться на сварке, а запорно-регулирующая арматура должна быть вынесена за пределы этих помещений.

5.40. Удаление воздуха из помещений аккумуляторных батарей и кислотных следует предусматривать наружу, за пределы главного корпуса.

5.41. Устройство каналов для прокладки трубопроводов под полом аккумуляторных батарей не допускается.

5.42. При воздушном отоплении помещений галерей ленточных транспортеров, узлов пересыпки топлива, корпуса дробления топлива, центрального пылезавода направление и скорости воздушных потоков следует принимать с учетом предотвращения распространения пыли в помещениях.

В помещениях топливоподачи, за исключением помещений с производствами, отнесенными по взрыво-пожарной опасности к категории Б, допускается рециркуляция воздуха.

5.43. Нагревательные приборы систем водяного отопления в помещениях разгрузочных устройств следует предусматривать из стальных гладких труб.

Предельная температура на поверхности нагревательных приборов не должна превышать:

для угля 130 град.С;

для торфа и сланца 110 град.С.

Примечания: 1. При расчете системы отопления помещений топливоподачи

следует учитывать тепло, расходуемое на обогрев железнодорожных составов

и топлива (кроме торфа).

2. В помещениях надземной части закрытых разгрузочных устройств для

всех видов угля и торфа, кроме устройств с непрерывным движением вагонов,

при средних расчетных температурах наружного воздуха наиболее холодной

пятидневки минус 22 град.С и ниже следует предусматривать отопление,

рассчитанное на поддержание температуры внутреннего воздуха в помещении

3. В разгрузочных устройствах воздушное отопление предусматривать не

допускается.

5.44. В помещениях надземной части вагоноопрокидывателей и разгрузочного устройства безъемкостного типа отопление предусматривать не следует.

Для кабин машинистов должны быть предусмотрены отопление и вентиляция.

5.45. В помещениях топливоподачи следует предусматривать обеспыливание (аспирацию, гидропарообеспыливание, пылеподавление воздушно-технической пеной).

5.46. Воздух, удаляемый аспирационными установками перед выбросом в атмосферу, должен подвергаться очистке от пыли.

5.47. Для транспортировки пыли из систем аспирации в пылевые бункера главного корпуса должны предусматриваться пароэжекторные или пневматические системы.

5.48. В бункерах сырого угля котельного отделения и центрального пылезавода, от узлов пересыпки угля, элеваторов и грохотов центрального пылезавода следует предусматривать аспирацию за счет разрежения, создаваемого технологическим оборудованием.

5.49. Вентиляторные агрегаты аспирационных установок следует принимать пылевые: при обеспыливании транспортирования антрацитов - в нормальном, а при транспортировании торфа и взрывоопасных углей - во взрывобезопасном исполнении.

5.50. Воздух, удаляемый аспирационными установками из помещений топливоподачи, следует возмещать притоком очищенного и подогретого в холодный период года воздуха.

Неорганизованный приток наружного воздуха в холодный период года допускается в объеме не более однократного воздухообмена в час.

Примечание. Допускается не компенсировать организованным притоком воздух,

удаляемый аспирационными системами, обслуживающими кратковременно работающие

узлы пересыпки для подачи топлива на склад и со склада.

5.51. Аспирационные установки следует проектировать раздельно для каждой технологической цепи аппаратов с минимальной протяженностью воздуховодов.

5.52. В проектах отопления и вентиляции ТЭС надлежит предусматривать:

а) блокировку вентиляционного оборудования с технологическим оборудованием, от которого предусмотрены местные отсосы;

б) автоматизацию установок кондиционирования воздуха;

в) блокировку включения зарядного тока в аккумуляторных с вентиляционными системами.

5.53. При установке в машинном отделении турбогенераторов с водородной системой охлаждения следует предусматривать фонари или другие вытяжные устройства, площадь сечения которых должна определяться расчетом из условия удаления поступившего в помещение водорода в количестве, используемом для охлаждения одного генератора.

6. ВОДОСНАБЖЕНИЕ, КАНАЛИЗАЦИЯ И ВНЕШНЕЕ

ГИДРОЗОЛОШЛАКОУДАЛЕНИЕ

6.1. При проектировании систем водоснабжения и выборе источника водоснабжения следует учитывать существующее и перспективное использование водных ресурсов района, санитарное состояние и рыбохозяйственное использование водоемов, целесообразность комплексного водопользования для промышленности, сельского хозяйства, водного транспорта, а также для спортивно-оздоровительных целей и отдыха трудящихся.

6.2. В качестве водохранилищ-охладителей ТЭС следует принимать, как правило, озера и существующие водохранилища с соблюдением требований охраны окружающей среды.

При проектировании наливных водохранилищ-охладителей их температурный режим следует принимать оптимальным для охлаждения циркуляционной воды ТЭС.

6.3. При проектировании водохранилищ-охладителей следует предусматривать расположение и конструкцию водозаборных и водовыпускных сооружений, каналов и струенаправляющих дамб с учетом гидрологических особенностей водоемов и течений (стоковых, ветровых, плотностных), а также возможность искусственного создания вертикальной циркуляции охлажденной воды.

6.4. Для обоснования принимаемых проектных решений следует проводить гидротермические модельные исследования водохранилищ-охладителей и градирен.

6.5. Пропускную способность сооружений системы производственного водоснабжения, как правило, следует принимать по расчетному расходу воды проектируемой очереди строительства ТЭС. При этом отдельные сооружения допускается проектировать на предельно возможную мощность ТЭС при соответствующем технико-экономическом обосновании.

6.6. Расчетную обеспеченность среднесуточных расходов воды источников водоснабжения для градирен и брызгальных бассейнов следует принимать 97%.

Расчетную обеспеченность среднемесячных расходов воды рек и источников водоснабжения для водохранилищ-охладителей следует принимать 95%.

Расчетную обеспеченность минимальных уровней воды в источниках следует принимать 97%.

6.7. При изменении в связи со строительством ТЭС естественного режима источника водоснабжения или водоемов и водотоков, расположенных вблизи ТЭС, необходимо определять районы возможного выклинивания грунтовых потоков на поверхность, районы заболачивания, суффозионную устойчивость грунтов, устойчивость склонов и откосов и в соответствии с этим предусматривать перехват грунтового потока, дренаж или экранирование площадок и сооружений.

6.8. При всех системах водоснабжения должно предусматриваться предотвращение загрязнений (механических, биологических и минеральных) конденсаторов и других теплообменников.

6.9. При проектировании сооружений для забора воды из поверхностных источников, в которых возможно образование шуги, следует предусматривать подвод теплой воды к водоприемнику.

6.10. При проектировании вынесенных оголовков водозаборных сооружений число трубопроводов, подводящих воду к насосным станциям, должно быть не менее двух.

6.11. При проектировании ТЭС с блочными схемами следует предусматривать установку циркуляционных насосов, подающих воду в конденсаторы турбин, в отдельных насосных станциях.

На каждый корпус конденсатора, как правило, следует предусматривать один насос, при этом число насосов на все конденсаторы турбины должно быть не менее двух, а их суммарная производительность должна быть равна расчетному расходу охлаждающей воды на все конденсаторы турбины.

При проектировании самотечной подачи воды в конденсаторы турбин допускается предусматривать центральную насосную станцию.

6.12. Водоприемные сооружения делятся на камеры с обеспечением возможности отключения любой из них для ремонта или очистки. Перепускные отверстия между камерами водоприемника не предусматриваются.

В насосных станциях 1 -го подъема вращающиеся сетки, как правило, не устанавливаются при наличии промежуточных открытых каналов между насосными станциями 1 -го и 2 -го подъема.

6.13. Количество циркуляционных насосов, устанавливаемых в центральных насосных станциях, принимается не менее четырех с суммарной производительностью, равной расчетному расходу охлаждающей воды без резерва. Установка резервного насоса предусматривается только при водоснабжении морской водой.

В насосных станциях добавочной воды устанавливаются, как правило, два рабочих и один резервный насос.

6.14. При заглубленных циркуляционных насосных станциях и насосных добавочной воды обратные клапаны, задвижки и перемычки устанавливаются в камере переключения, отделенной от насосного помещения.

При блочных насосных станциях обратные клапаны, задвижки и перемычки на напорных линиях не устанавливаются.

6.15. Циркуляционные (блочные и центральные) насосные станции следует проектировать с надземным строением и подъемно-транспортным оборудованием.

Заглубленные насосные станции добавочной и осветленной воды с горизонтальными насосами и камеры переключения, как правило, должны сооружаться без надземного строения. Для монтажа и ремонта оборудования в таких насосных станциях должно быть предусмотрено подъемно-транспортное оборудование.

6.16. Все отводящие каналы проектируются, как правило, открытыми. При специальном обосновании допускается проектировать закрытые отводящие каналы.

6.17. В блочных насосных станциях следует предусматривать количество напорных водопроводов равное количеству циркуляционных насосов.

6.18. От каждой центральной насосной станции следует предусматривать, как правило, не менее двух напорных водоводов. При выходе из работы одного водовода или его части должна быть обеспечена подача воды в количестве не менее 50 % расчетного расхода.

6.19. В узлах присоединения сливных трубопроводов к открытому отводящему каналу следует предусматривать отключающие устройства.

6.20. Открытые отводящие и подводящие каналы для ТЭС любой мощности следует проектировать в одну нитку. Закрытые каналы допускается проектировать в одну нитку для ТЭС мощностью до 1200 МВт, за исключением ТЭС с водоснабжением морской водой.

6.21(К). При проектировании стальных сварных циркуляционных трубопроводов с толщиной стенки 10 мм и менее следует применять листовую сталь марки ВСт3пс6 по ГОСТ 380-71*. При толщине стенки трубы более 10 мм следует применять сталь марок ВСт3Гпс5 и ВСт3сп5 по ГОСТ 380-71*.

Для районов с расчетной температурой воздуха ниже минус 40 град.С следует применять стальные трубопроводы из низколегированных сталей марок 10Г2С1-6, 16ГС-6, 17ГС-6 и 17 Г1С-6 по ГОСТ 19282-73.

Стальные циркуляционные трубопроводы, выполняемые из готовых заводских труб, следует применять по ГОСТ 10706-76 с гарантией по пункту 1.6;

для районов с расчетной температурой воздуха минус 30 град.С и выше из стали марки ВСт3пс4 по ГОСТ 380-71*;

для районов с расчетной температурой воздуха от минус 40 град.С до минус 31 град.С из стали марки ВСт3сп4 по ГОСТ 380-71*;

Для районов с расчетной температурой воздуха ниже минус 40 град.С следует применять трубы по ГОСТ 20295-74, ГОСТ 8696-74 или техническим условиям из сталей марок 17ГС-6, 17Г1С-6 и 14ХГС-6 по ГОСТ 19282-73.

Фасонные части трубопроводов должны изготовляться из прямошовных сварных труб или листовой стали соответствующих марок стали.

Прочность сварных швов должна быть равна прочности основного металла.

Для подземных стальных трубопроводов должна быть предусмотрена защита от коррозии.

6.22. Для каждого напорного водовода диаметром более 1000 мм должно предусматриваться не менее двух герметически закрываемых лазов.

Из водоводов должна быть предусмотрена возможность слива или откачки воды. Слив воды из водоводов в дренажные приямки насосных станций не допускается.

6.23. Трубопроводы добавочной воды должны проектироваться в две нитки. Проектирование трубопроводов в одну нитку допускается при условии создания на площадке ТЭС запаса воды на время, необходимое для ликвидации аварии, или при наличии резервного источника воды.

Перемычки между трубопроводами добавочной воды следует предусматривать, если по одной нитке обеспечивается подача менее 60 % расчетного расхода воды.

6.24. Градирни следует проектировать башенного типа, при этом количество их должно быть не менее двух. При комбинированных системах водоснабжения допускается предусматривать одну градирню.

6.25. Допускается транзитный пропуск воды через бассейны нескольких градирен с обеспечением возможности отключения любой градирни на ремонт.

6.26. Брызгальные устройства, предназначенные для периодической параллельной работы с водохранилищами-охладителями, следует размещать над поверхностью водохранилища или каналов.

6.27. Системы внешнего гидрозолошлакоудаления следует проектировать, как правило, оборотными. Прямоточные системы допускается проектировать при условии согласования с органами санитарно-эпидемиологической службы по регулированию использования и охраны вод и охраны рыбных запасов.

6.28. Системы внешнего гидрозолошлакоудаления следует проектировать с учетом применения золошлаков для строительства дамб (ограждающих и разделительных) золошлакоотвалов или для других народнохозяйственных целей.

6.29. Размеры площадок для золошлакоотвалов должны предусматриваться с учетом работы ТЭС не менее 25 лет.

6.30. Предусматривать размещение золошлакоотвалов на площадках с отметками заполнения, превышающими планировочные отметки ближайших населенных пунктов или объектов народнохозяйственного значения (промышленных предприятий, железнодорожных магистралей, автомобильных магистральных дорог, нефтегазопроводов, сельскохозяйственных объектов), как правило, не допускается.

В случаях, когда размещение золошлакоотвалов на таких площадках неизбежно, проектом должны предусматриваться меры, обеспечивающие защиту указанных объектов.

6.31. Класс дамб (плотин), ограждающих золошлакоотвал, следует определять по табл. 2.

Таблица 2

Конечная высота ограждающей дамбы, м	Класс сооружения
Свыше 10 до 20
10 и менее
Примечание. Класс сооружения допускается повышать при соответствующем обосновании.

6.32. Золошлакоотвалы, как правило, проектируются с учетом поярусного наращивания ограждающих дамб из намытых золошлаков.

Допускается деление золошлакоотвалов на секции при соответствующем обосновании.

6.33. Проектирование дамб из местных грунтов на полную проектную высоту допускается в случаях, когда грунт для возведения дамб добывается из карьеров, расположенных в пределах площадки строящегося золошлакоотвала.

Применение местных грунтов для поярусного наращивания дамб допускается при соответствующем технико-экономическом обосновании с учетом физико-механических свойств намываемых золошлаков.

6.34. В проектах каждого яруса ограждающей дамбы золошлакоотвала кроме расчета очередного яруса дамбы на устойчивость должен производиться расчет нижележащей конструкции золошлакоотвала с учетом фактических физико-механических свойств, отложившихся в золошлакоотвале золошлаков.

6.35. В золошлакоотвалах должны предусматриваться дренажные устройства.

Конструкция дренажа и место его расположения принимаются в зависимости от назначения дренажа, фильтрующих свойств грунта, из которого отсыпается первичная дамба, и грунтов основания дамбы.

При расширении золошлакоотвалов в качестве крупного заполнителя для дренажей следует применять шлак.

6.36. Верховые (внутренние) откосы дамб надлежит проектировать, как правило, без крепления, но с намывом золошлаковых пляжей.

Для ускорения процесса накопления золошлакового материала, кроме того, у подошвы верхового откоса следует предусматривать дренаж.

Применение каменного или другого крепления верховых откосов должно быть обосновано.

6.37. Ширина ограждающих дамб по гребню должна приниматься в зависимости от числа и диаметров золошлакопроводов, укладываемых по дамбе с учетом условий их монтажа и демонтажа, но, как правило, не менее 4 м.

Конструкцию гребня дамбы, ширину дороги и тип ее покрытия следует принимать в зависимости от количества вывозимых золошлаков.

6.38. Магистральные золошлакопроводы проектируются, как правило, на лежневых опорах.

От каждой багерной насосной станции, как правило, должна предусматриваться резервная нитка золошлакопровода.

При длине трассы магистральных золошлакопроводов более 15 км и наличии на трассе более одной багерной насосной станции допускается увеличение числа резервных ниток золошлакопроводов при соответствующем обосновании.

6.39. Золошлакопроводы, как правило, проектируются с учетом самокомпенсации без установки компенсаторов и анкерных опор.

В необходимых случаях допускается применение сальниковых компенсаторов.

6.40. Конструкция золошлакопроводов должна допускать возможность периодического их поворота.

6.41. Внутренняя футеровка золошлакопроводов и лотков для защиты от абразивного износа принимается на основании технико-экономических расчетов.

6.42. Расчет пропускной способности водоводов осветленной воды и параметров насосов следует производить с учетом уменьшения сечения, вызываемого отложениями солей на стенках водоводов.

При интенсивном зарастании водоводов отложениями допускается проектировать резервные нитки водоводов осветленной воды.

6.43. Водоводы осветленной воды, как правило, следует проектировать подземными. Допускается проектировать водоводы наземными при обосновании (интенсивное отложение солей в водоводах, условия прохождения трассы). При наземном расположении водоводов в случае необходимости следует предусматривать их защиту от промерзания.

6.44. Поступление в золошлакоотвал поверхностных вод с прилегающей территории, как правило, не допускается.

Для отведения поверхностных вод должны проектироваться ливнеотводящие сооружения с учетом их использования также после консервации золошлакоотвалов.

6.45. Не допускается проектировать трубопроводы для отвода поверхностных вод в золошлакоотвале.

При проектировании прямоточных систем гидрозолошлакоудаления и для покрытия дефицита водного баланса оборотных систем гидрозолошлакоудаления допускается прием поверхностных вод в золошлакоотвал.

6.46. При проектировании следует предусматривать мероприятия по предотвращению пыления золы, обводнения прилегающей территории, загрязнения водоемов.

6.47. Проектом консервации золошлакоотвала должна предусматриваться рекультивация и дальнейшее использование территории золошлакоотвала.

6.48(К). В проектах ТЭС надлежит предусматривать производственно-противопожарный высокого давления и хозяйственно-питьевой водопроводы.

Объединенный хозяйственно-питьевой и противопожарный водопровод допускается проектировать при соответствующем технико-экономическом обосновании.

Давление в наружной сети противопожарного водопровода не должно превышать 10 кгс/кв.см.

6.49. При недостаточном напоре в наружной сети для обеспечения внутреннего пожаротушения главного корпуса следует устанавливать стационарные насосы для повышения давления.

Насосы для повышения давления допускается располагать на любом этаже зданий I и II степени огнестойкости.

Помещения насосов для повышения давления следует проектировать отапливаемыми с ограждающими конструкциями из несгораемых материалов с пределом огнестойкости не менее 0,75 ч и отдельным выходом наружу или на лестничную клетку.

На всасывающем патрубке насоса для повышения давления следует предусматривать гарантированный постоянный подпор не менее 2 кгс/кв.см.

6.50. Расчетный расход воды на наружное пожаротушение ТЭС следует принимать в соответствии с главой СНиП по проектированию наружных сетей и сооружений водоснабжения.

6.51. На угольных складах к площадкам для охлаждения горящего угля, выбранного из очага самовозгорания, следует предусматривать установку гидрантов с подачей воды в количестве 10 л/с.

Для складов торфа надлежит принимать расходы воды на пожаротушение:

при хранении торфа в количестве до 20000 т - 25 л/с;

то же, в количестве свыше 20000 до 40000 т - 45 л/с;

то же, в количестве свыше 40000 до 60000 т - 60 л/с.

Расчетную продолжительность пожара на складе торфа следует принимать равной 10 ч. Склады торфа должны быть оборудованы противопожарным водопроводом высокого давления.

6.52. Сети для наружного пожаротушения главного корпуса, пылезавода, корпуса подсобных производств, маслохозяйства и мазутохозяйства, складов торфа следует проектировать кольцевыми.

6.53. Для сетей производственно-противопожарного и объединенного хозяйственно-питьевого и противопожарного водопровода на площадке ТЭС следует применять чугунные трубы.

6.54. Внутренний противопожарный водопровод надлежит предусматривать в следующих помещениях:

главном корпусе с установкой пожарных кранов в машинном отделении, надбункерной галерее, бункерном и котельном отделениях;

пылезаводе;

сушильном заводе;

корпусе дробления топлива;

разгрузочном устройстве;

отапливаемых узлов пересыпки.

В указанных помещениях каждая точка должна орошаться двумя струями производительностью 2,5 л/с каждая, кроме помещений отапливаемых узлов пересыпки, в которых предусматривается орошение одной струей той же производительности.

Внутренний противопожарный водопровод для остальных зданий и сооружений ТЭС следует проектировать в соответствии с главой СНиП по проектированию внутреннего водопровода и канализации здания.

6.55. При проектировании внутреннего противопожарного водопровода машинного отделения следует предусматривать охлаждение водой при пожаре металлических ферм покрытия с учетом орошения каждой точки двумя компактными струями.

6.56. В машинном и котельном отделениях пожарные краны следует предусматривать на нулевой отметке и на отметках обслуживания турбин и форсунок котлов, в бункерном отделении - на отметке установки питателей.

6.57. Дренчерные завесы топливоподачи надлежит предусматривать в местах примыкания транспортерных галерей к разгрузочному устройству, корпусу дробления топлива, башне пересыпки главного корпуса, к узлам пересыпки, расположенным на участке от разгрузочного устройства до башни пересыпки, а также в местах примыкания транспортерных галерей выдачи топлива со склада и подачи на склад.

6.58. Во всех отапливаемых помещениях топливоподачи, а также в помещении башни пересыпки и надбункерной галереи главного корпуса надлежит проектировать механизированную гидравлическую уборку полов и смыв пыли со стен, перекрытий, конструкций и оборудования.

6.59. В главном корпусе и пылезаводе надлежит предусматривать питьевые фонтанчики и автоматы газированной воды.

6.60. На площадке ТЭС следует предусматривать раздельные системы канализации:

производственных незагрязненных сточных вод, как правило, объединяемых с дождевой;

производственных сточных вод, загрязненных нефтепродуктами;

производственных сточных вод, загрязненных угольной осыпью и пылью.

Примечание. Допускается при технико-экономическом обосновании устройство

раздельных систем канализаций производственных незагрязненных сточных вод

и дождевых.

6.61. Отвод дождевых и талых вод с кровли главного корпуса, как правило, следует предусматривать в систему производственного водоснабжения ТЭС.

6.62. Отвод дождевых и талых вод с территорий складов масла, мазута, от ям под трансформаторами, а также от участков территории ТЭС, которые в процессе эксплуатации могут загрязняться нефтепродуктами, надлежит предусматривать в производственную канализацию сточных вод, загрязненных нефтепродуктами. На канализационных выпусках, выходящих из обвалованных территорий складов масла и жидкого топлива, следует предусматривать колодцы с запорными задвижками. На выпусках аварийных маслостоков от трансформаторных ям надлежит устанавливать маслоуловители емкостью не менее объема масла наибольшего трансформатора.

Площадка Уссурийской ТЭЦ расположена в восточной части окраины городских земель г. Уссурийска Приморского края. С юга площадка ограничена автодорогой Уссурийск-Осиновка, с запада территорией зверофермы, с севера водоразделом реки Кореянка.

Климат района довольно резкий: лето жаркое, зима холодная и длинная. Период со среднесуточной температурой ниже 0 градусов составляет 147 суток. Максимальное значение температуры воздуха (+)38 градусов, минимальное (-)46 градусов. Среднегодовое количество осадков 700-850 мм. Почти половина всех осадков выпадает в августе-сентябре. Небольшой снежный покров слабо защищает почву от промерзания. Глубина промерзания грунта 1,0 м., на открытых площадках достигает 1,5-2,0 м.

По сейсмичности территория промплощадки Уссурийской ТЭЦ относится к 7-9 балльной зоне.
Рельеф промплощадки ТЭЦ террасный, искусственно спланированный насыпными грунтами мощностью до 2,0 м. и выемками. Абсолютные отметки изменяются от 23,00 м до 36,00 м.

Ближайшая железнодорожная станция «Уссурийская», к которой примыкает подъездной путь ТЭЦ, расположена с западной стороны от промплощадки ТЭЦ.

Стройдвор ТЭЦ размещается с временного торца нового главного корпуса с восточной стороны.

Хозяйственно-питьевое водоснабжение ТЭЦ предусматривается от существующих водоочистных сооружений, расположенных на западе от ТЭЦ на расстоянии 1,0 км.

Источником технического водоснабжения является водозабор на Раковском водохранилище, который расположен на востоке от ТЭЦ на расстоянии 10,0 км.

Источником питания производственно-противопожарного водопровода является система техводоснабжения ТЭЦ.
Проектируемый золоотвал располагается на юго-востоке от ТЭЦ на расстоянии 1,0 км.

Хозбытовые стоки с промплощадки сбрасываются во внутриплощадочные сети и направляются на существующие городские очистные сооружения.

Дождевые стоки с территории промплощадки собираются смешанным способом (в закрытую сеть, железобетонные лотки и открытые водоотводные канавы). Все ливневые стоки от ТЭЦ отводятся через систему ливневой канализации в очистные сооружения поверхностных стоков.

На территории ТЭЦ запроектированы железнодорожные пути, обеспечивающие связь с внешней сетью железных дорог РЖД и подъездные автомобильные дороги, обеспечивающие связь с внешними автомобильными дорогами и внеплощадочными сооружениями.

Компоновка генерального плана и размещение основных сооружений предопределены соблюдением противопожарных норм, технологических требований, транспортных связей и обеспечением нормальной работой предприятия технологическими связями основных зданий и сооружений ТЭЦ.

Проектом предусматривается строительство следующих зданий и сооружений:
главного корпуса;
пуско-отопительной котельной;
инженерно-административного корпуса с бытовыми помещениями;
бытового корпуса со столовой;
открытой установки трансформаторов с путями перекатки;
ОРУ 220 кВ;
угольного склада;
разгрузочного устройства с вагоноопрокидывателями 2 шт;
размораживающего устройства;
тракта топливоподачи;
химводоподготовки;
центральных ремонтных мастерских;
зданий железнодорожного транспорта;
объединенного масло-мазутохозяйства;
автогаража;
сооружений технического водоснабжения;
золоотвала;
очистных сооружений;
градирен;
стройдвора.

Все проектируемые здания и сооружения ТЭЦ связаны сетью автодорог с капитальным типом покрытия.

На территории ТЭЦ ранее частично выполнена вертикальная планировка.

Прокладка инженерных сетей на промплощадке предусмотрена как подземной, так и надземной на эстакадах.

Под землей проложены сети водопровода, канализации, аварийные маслостоки, электрокабели. Эстакада технологических трубопроводов и теплопроводов проектируется на высоких отдельно стоящих опорах.

Для обеспечения нормальных санитарно-гигиенических условий на промплощадке предусматривается благоустройство и озеленение территории ТЭЦ, основным видом озеленения территории приняты газон с посевом газоноустойчивых трав, цветники и деревья кустарникового типа.

смотреть на рефераты похожие на "Проектирование электрической части ТЭЦ 180 МВт"

1. Сооружения и инженерные коммуникации проектируемой электростанции
1.1. ВЫБОР ПЛОЩАДКИ СТРОИТЕЛЬСТВА

Под площадкой электростанции понимается собственно промплощадка ТЭС, на которой размещены все основные сооружения, а также земельные участки, необходимые для размещения других объектов, входящих в комплекс сооружения
ТЭС (водохранилище, золошлакоотвалы, склад топлива и слабоактивных отходов, очистные сооружения, открытые распределительные устройства и т.д.), включая объекты жилищно-гражданского строительства, трассы подъездных железных и автомобильных дорог и коридоры для линий электропередачи.

Выбор площадки новой электростанции является начальным и одним из наиболее ответственных этапов проектирования, так как принятое решение в значительной мере определяет сроки и стоимость строительства, возможность эффективной эксплуатации объекта.

Вопрос о размещении энергетического объекта решается последовательно, начиная с разработки перспективного плана развития отрасли и кончая утверждением проекта электростанции.

Руководствуясь утверждённой схемой развития энергосистемы, разрабатываются обосновывающие материалы строительства ТЭС, в которых определяются конкурентные пункты размещения и на основе их технико- экономического сравнения и согласований с заинтересованными организациями и ведомствами устанавливается район строительства. В обосновывающих материалах строительства определяется единичная мощность агрегатов, их количества и род топлива.

Для размещения проектируемой ТЭЦ необходима строительная площадь около
3,6 гектар, из расчета 0,01-0,03 га/МВт. При этом не учитывается территория, на которой размещены: склад топлива, железнодорожные станции с разгрузочными устройствами, золошлакоотвалы, которые выносятся за пределы строительной площадки.

Проектируемая ТЭЦ размещается вблизи центра тепловых нагрузок, на землях малопригодных для сельскохозяйственных работ. При этом учитывается дальнейший рост электрической нагрузки, роза ветров и требования норм санитарной безопасности.

Кроме того, учитываются такие факторы как, рельеф местности, качество грунта и уровень грунтовых вод, наличие железнодорожных магистралей, автомобильных дорог, местных строительных материалов и так далее.

1.2. Генеральный план ТЭЦ

Основное требование предъявляемое к генплану ТЭЦ – компактное расположение сооружений на площадке строительства.

При разработке генерального плана учитывается возможность дальнейшего расширения проектируемой ТЭЦ. Для чего в створе главного здания, со стороны временного торца не предусматриваются объекты препятствующие его расширению.

Сооружения и объекты располагаются в соответствии с последовательностью технологического процесса.

Расстояния между зданиями и сооружениями принимаются исходя из нормируемых показателей.
Генеральный план проектируемой ТЭЦ представлен на рисунке 1.1.

Рис. 1.1. Генеральный план ТЭЦ

1. Главный корпус

2. Генераторы

3. Котлоагрегаты

4. Дымовые трубы

5. Автодорога

7. Склад топлива

8. Ж/д ветка

9. Вагоноопрокидыватель
10. Механическая мастерская
11. Мазутное хозяйство
12. Дробильный корпус
13. Химводоотчистка
14. Транспортная галерея
15. Корпус управления (инженерно-бытовой комплекс)
16. Градирни
17. Масляное хозяйство
18. Трансформаторная мастерская
19. РУ 110 кВ
20. Трансформаторы
21. Главный щит управления
22. Распределительное устройство генераторного напряжения с ячейками КРУ

10 кВ
23. Водоток

1.3. Компоновка главного здания

Главное здание станции рекомендуется располагать возможно ближе к источнику водоснабжения. В зависимости от мощности станции и рельефа местности распределительное устройство обычно располагают за угольным складом или со стороны постоянного торца главного корпуса. Здания и сооружения, к которым должны подаваться железнодорожные, желательно располагать с максимальным приближением к железнодорожным путям. Ввод постоянных железнодорожных путей на площадку может быть осуществлён со стороны как временного, так и постоянного торца главного корпуса.
Постоянный железнодорожный путь обязательно подводится к машинному отделению главного корпуса.

В состав главного здания входят: котельное и турбинное отделение и многоэтажное промежуточное помещение, включающее совмещенную бункерную и деаэраторную этажерку.

Служебные помещения выполняются в виде отдельного здания, соединяемого с главным переходным мостиком на уровне основной отметки обслуживания.

Оборудование пылеприготовления, звено тракта топливоподачи размещаются в промежуточном помещении. Здесь же располагаются деаэраторы, блочные защиты управления и распределительное устройство 10 кВ.

Основные площадки обслуживания и блочные защиты расположены на одной отметке.

Котельные агрегаты развернуты хвостовыми газоходами к дымовым трубам.

Тяжелое оборудование и вращающие механизмы большой мощности размещаются на нулевых и низких отметках.

Расположение распределительного устройства собственных нужд выбирается так, чтобы длина кабелей была минимальной.

Турбинное и котельное отделения размещены параллельно друг другу. При этом котельное отделение может иметь разные компоновки: закрытую без связи конструкции здания с каркасом котла; закрытую с опиранием конструкций стены на каркас котла; полуоткрытую с опиранием кровли (шатра) на каркас котла
(при этом стена котла совмещена с наружной стеной котельной); закрытую с подвесным котлом; открытую с установкой котла на открытом воздухе.

Турбины в машинном зале располагаются поперечно.

Котельное отделение имеет большую высоту, чем турбинное, но перекрытие в нем выполняется только на основной отметке обслуживания.

Машинный зал по высоте делится на два помещения. В верхнем располагаются турбины, в нижнем - конденсаторы, и вспомогательное оборудование, внутри и вокруг фундаментной рамы турбоагрегата.

Подземное хозяйство главного корпуса включает в себя фундаменты под здание и оборудование, и конструкции для прокладки коммуникаций.

Межэтажные перекрытия выполняются из сборных крупнопанельных плит.