Posobie Situatsionnye plany TES i AES (1)

СТРОИТЕЛЬСТВО
Издательство МИСИ – МГСУ
Б.К. Пергаменщик, В.В. Белов
СИТУАЦИОННЫЕ ПЛАНЫ
ТЭС И АЭС
Учебно-методическое пособие
ISBN 978-5-7264-2155-1
© Национальный исследовательский
Московский государственный
строительный университет, 2020
Москва
2020
УДК 621.311
ББК 38.72
П26
Рецензенты:
кандидат технических наук, доктор К.А. Бернд,
генеральный директор ООО «ЭФ-ТЭК»;
кандидат технических наук, доцент А.И. Герасимов,
доцент кафедры проектирования зданий и сооружений НИУ МГСУ
П26
Пергаменщик, Б.К.
Ситуационные планы ТЭС и АЭС [Электронный ресурс] : учебно-методическое пособие / Б.К. Пергаменщик, В.В. Белов; Министерство науки и высшего образования Российской Федерации, Национальный исследовательский Московский государственный строительный университет, кафедра строительства объектов тепловой и атомной энергетики. — Электрон. дан. и прогр. (4 Мб). — Москва :
Изда-тельство МИСИ – МГСУ, 2020. — Режим доступа: http://lib.mgsu.ru/. — Загл. с титул. экрана.
ISBN 978-5-7264-2155-1
В учебно-методическом пособии рассмотрены общие требования и принципы компоновки объектов
ТЭС, АЭС на ситуационном и генеральном плане, а также особенности их реализации для электростанций различного типа. Приводятся методики и базы данных, используя которые, можно определить
размеры, конфигурацию площадей, на которых компонуются основные здания и сооружения энергообъектов, в том числе промплощадка, электрическое распределительное устройство, мазутное и угольное топливные хозяйства и др. Изложены принципы взаиморасположения объектов с учётом внутренних и внешних коммуникационных связей, технологического процесса производства и выдачи потребителю электрической и тепловой энергии.
Для обучающихся по направлению подготовки 08.05.01 Строительство уникальных зданий и сооружений.
Учебное электронное издание
© Национальный исследовательский
Московский государственный
строительный университет, 2020
Редактор, корректор А.А. Космина
Компьютерная правка и вёрстка Е.В. Жуковой
Дизайн первого титульного экрана Д.Л. Разумного
Для создания электронного издания использовано:
Microsoft Word 2010, ПО Adobe InDesign CS6, ПО Adobe Acrobat
Подписано к использованию 25.03.2020. Объём данных 4 Мб.
Федеральное государственное бюджетное
образовательное учреждение высшего образования
«Национальный исследовательский
Московский государственный строительный университет»
129337, Москва, Ярославское ш., 26
Издательство МИСИ – МГСУ
Тел.: (495) 287-49-14, вн. 13-71, (499) 188-29-75, (499) 183-97-95
Е-mail: [email protected], [email protected]
СОДЕРЖАНИЕ
Введение ...................................................................................................................................................................... 5
Раздел 1. Ситуационные и генеральные планы ТЭС, АЭС .................................................................................... 5
1.1. Ситуационный план ....................................................................................................................................... 6
1.2. Генеральный план промышленной площадки ............................................................................................. 7
Раздел 2. Определение основных параметров площадок ситуационных планов ТЭС, АЭС ........................... 10
2.1. Характеристики основного технологического оборудования.................................................................. 11
2.2. Определение размеров, характеристик комплексов, площадок, располагаемых
на ситуационном плане ................................................................................................................................ 32
Раздел 3. Компоновка объектов на ситуационном плане ..................................................................................... 58
3.1. Общие принципы компоновки .................................................................................................................... 59
3.2. Промышленная площадка............................................................................................................................ 59
3.3. Топливное хозяйство .................................................................................................................................... 65
3.4. Объекты технического водоснабжения ...................................................................................................... 67
3.5. Золошлакоотвалы ......................................................................................................................................... 69
3.6. Электрические распределительные устройства ........................................................................................ 70
3.7. Строительно-монтажная база ...................................................................................................................... 70
3.8. Жилой и временный посёлки ...................................................................................................................... 73
3.9. Объекты хозяйственно-бытового водоснабжения .................................................................................... 74
3.10. Очистные сооружения................................................................................................................................ 74
3.11. Железные и автомобильные дороги ......................................................................................................... 75
3.12. Инженерные сети и технологические коммуникации ............................................................................ 76
3.13. Технико-экономические показатели ......................................................................................................... 77
Заключение ................................................................................................................................................................ 77
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК ..................................................................................................................... 78
Приложение 1............................................................................................................................................................ 79
Приложение 2............................................................................................................................................................ 80
Приложение 3............................................................................................................................................................ 82
Приложение 4............................................................................................................................................................ 86
Приложение 5............................................................................................................................................................ 89
Приложение 6............................................................................................................................................................ 95
Приложение 7............................................................................................................................................................ 99
4
Введение
Компоновочные решения ситуационных планов являются одной из важнейших задач при
строительстве объектов энергетики. Характеристика района строительства и взаимокомпоновка
отдельных площадок на местности (строительно-монтажной базы, жилого посёлка (жилпосёлка),
промышленной площадки (промплощадки) и др.) напрямую влияют на эксплуатационные расходы
и капиталовложения в строительство станции.
Предлагаемое пособие предназначено для формирование компетенций обучающегося в области проектирования объектов тепловой и атомной энергетики с учётом особенностей технологического процесса и обеспечения безопасности по дисциплинам «Здания, сооружения, оборудование
и безопасность объектов тепловой и атомной энергетики», «Здания и сооружения объектов тепловой и атомной энергетики», «Строительный инжиниринг объектов тепловой и атомной энергетики» основной образовательной программы по направлению подготовки 08.04.01 «Строительство»
(уровень подготовки магистратура), направленность / профиль — «Строительство объектов тепловой и атомной энергетики», а также по специальности 08.05.01 «Строительство уникальных зданий и сооружений», специализация № 4 «Строительство сооружений тепловой и атомной энергетики». Пособие может быть использовано при выполнении курсового проекта по указанным дисциплинам, а также выпускной квалификационной работы (ВКР) магистра и специалиста.
Учебно-методическое пособие состоит из введения, трёх разделов и приложений, которые
представляют собой единый, логически взаимосвязанный текст, доступный для глубокого изучения указанных дисциплин, соответствует современному уровню развития науки и техники.
В разделе 1 описаны общие принципы формирования ситуационных и генеральных планов
ТЭС, АЭС в составе проектной документации.
В разделе 2 представлены необходимые зависимости и банк данных, необходимый для оценки
размеров площадок комплексов ТЭС и АЭС. Используя зависимости и данные, приведённые в
разделе 2, можно на предпроектной стадии оценить размеры строительно-монтажных баз, промплощадки, жилпосёлка, очистных сооружений, открытых электрических распределительных
устройству (ОРУ), топливного хозяйства.
В разделе 3 рассматриваются особенности взаимокомпоновки отдельных площадок, входящих
в комплекс ТЭС, АЭС, на местности с учётом санитарно-защитных зон и других ограничений.
В учебно-методическом пособии имеются приложения, которые наглядно дополняют изучаемый материал и дают полное представление об инфраструктуре генеральных планов комплексов
ТЭС и АЭС.
Авторы выражают благодарность за предоставление материалов для подготовки данного
учебного пособия АО «Атомэнергопроект» и АО «Институт «Теплоэлектропроект», а также особую признательность профессору, доктору технических наук А.С. Павлову, принявшим активное
участие в подготовке данного учебно-методического пособия, и старшему преподавателю кафедры Строительства объектов тепловой и атомной энергетики В.А. Ундозерову, существенно переработавшему раздел по электрическим распределительным устройствам предыдущего издания
пособия [42].
5
Раздел 1. Ситуационные и генеральные планы ТЭС, АЭС
1.1. Ситуационный план
Ситуационный план — это крупномасштабный план местности, на который условными знаками нанесены рельеф в горизонталях, береговые линии морей, реки, озёра, границы природных и
культурных растительных зон, населённые пункты, отдельные строения и сооружения; промышленные, сельскохозяйственные объекты, автомобильные и железные дороги, а также сооружения
при них; объекты гидротехнические, водного транспорта; технологические коммуникации и инженерные сети (линии электропередачи, нефте- и газопроводы, водоводы и др.).
Ситуационный план является обязательной составной частью проектной документации на
строительство ТЭС и АЭС и выполняется, как правило, в масштабе 1:5000, 1:10000 или 1:25000.
Объекты электростанции размещаются на нескольких площадках, связанных между собой
транспортными, технологическими коммуникациями и инженерными сетями. В общем случае это
промплощадка, ОРУ, площадка и склад топливного хозяйства, золоотвал, очистные сооружения.
Строительство крупной конденсационной электростанции осуществляется обычно на значительном удалении от промышленных центров, связано с необходимостью возведения посёлков для
строителей и эксплуатационного персонала и создания достаточно крупной строительномонтажной базы (стройбазы).
На территорию базы поступают по железной дороге оборудование, строительные конструкции
и после укрупнения направляются к строящимся объектам, главным образом — на промплощадку
в монтаж. На стройбазе располагаются бетонный завод со складом заполнителей и цемента, арматурный цех, пропарочные камеры для сборного железобетона, хозяйства главного механика и
главного энергетика строительства, площадки, склады, объекты субподрядных организаций и др.
Размеры стройбазы часто превышают размеры промплощадки.
При строительстве электростанции в городах жилой посёлок отсутствует, а размеры стройбазы
сведены к минимуму, так как используются производственные мощности предприятий города.
При разработке вариантов компоновочной схемы ТЭС на плане местности в первую очередь
учитываются:
1. Природно-географические особенности, рельеф, преобладающее направление ветра;
2. Месторасположение точек возможного примыкания к железным и автомобильным дорогам
общей сети; трассировка транспортных коммуникаций, необходимость в тех или иных инженерных сооружениях;
3. Расположение водоёма, который предполагается использовать для технического водоснабжения, или условия для его создания;
4. Существующие населённые пункты, сооружения, транспортные и технологические коммуникации;
5. Особенности компоновочного решения промплощадки, которые, в свою очередь, зависят от
вида топлива, числа и мощности энергоблоков (агрегатов), их компоновки в одном или нескольких главных корпусах;
6. Условия подвода и отвода внешних технологических коммуникаций, обеспечивающих работу электростанции и выдачу энергии. К важнейшим можно отнести воздушные высоковольтные
линии электропередач, каналы, трубопроводы циркуляционной воды. Для первых требуется организация коридора, ширина которого зависит от напряжения и числа отходящих линий. Вторые
характеризуются значительным сечением, протяжённостью и связаны с большим объёмом строительно-монтажных работ.
7. Возможность организации санитарно-защитных зон (СЗЗ). Размер СЗЗ зависит от класса
предприятия и определяется на основании расчётов рассеяния выбросов в атмосферу, распространения шума, электромагнитных полей, с учётом фонового загрязнения. Для электростанции мощностью 600 МВт и более на угле и мазуте — не менее 1000 м, на газе — не менее 500 м; для ТЭЦ,
соответственно, — не менее 500 м и 300 м; вокруг золоотвала – не менее 300 м.
6
Предварительные компоновочные схемы разрабатываются ещё на этапе сравнения вариантов
и выбора площадки для размещения электростанции, при этом общий организационный процесс
приведён на рис. 1.1.
Рис. 1.1. Организация процесса реализации компоновочных схем электростанции на местности
Требования, которые необходимо учитывать при проектировании, закреплены соответствующими нормативными документами — правилами устройства электроустановок, санитарными
нормами и правилами, нормами технологического проектирования, строительными нормативами.
Одна группа требований оказывает существенное влияние на другую, и, как правило, процесс выбора итерационен.
Расположение технологических коммуникаций должно отвечать функциональному назначению комплекса при соблюдении экологических, санитарно-гигиенических и противопожарных
требований.
Генплан промплощадки необходимо увязывать с генеральными планами других площадок,
генпланами городов и поселений. Внутренние коммуникационные сети должны быть согласованы
с внешними. Необходимо обеспечить независимость пешеходных и транспортных путей, технологических связей эксплуатируемой и строящейся частей, а также возможность организации режимной, охраняемой территории.
1.2. Генеральный план промышленной площадки
В пределах ограды на промплощадке располагаются следующие основные здания и сооружения:
1. Главный (главные) корпус (корпуса) с примыкающей (примыкающими) площадкой (площадками) открытой установки воздухоподогревателей, золоуловителей, дымососов (на паросиловых ТЭС), с дымовыми трубами и газоходами.
7
2. Объекты электротехнических устройств: площадка установки трансформаторов, закрытое
электрическое распределительное устройство (ЗРУ), здание релейных щитов, ОРУ; последнее
внутри промплощадки имеет собственную ограду или вообще размещается за её пределами.
3. Объекты технического водоснабжения: градирни, насосная (насосные) станция (станции),
закрытые сбросные каналы, напорные водоводы от насосной в главный корпус; открытые каналы
при системе водоснабжения с природным или искусственным водоёмом располагаются за пределами промплощадки.
4. Объекты топливного и маслохозяйства:
– дробильный (дробильные) корпус (корпуса) пылеугольных ТЭС, галереи конвейеров топливоподачи в главный корпус; остальные объекты — за пределами промплощадки, хотя есть старые
решения с расположением всех зданий и сооружений, включая разгрузочное устройство (разгрузустройство), в пределах промплощадки;
– растопочное мазутное хозяйство: приёмно-сливное устройство, резервуары мазута, мазутонасосная (на пылеугольных ТЭС);
– газораспределительный пункт — для ТЭС, использующих газ;
– пункт подготовки газа с дожимной компрессорной (для ТЭС с газотурбинными установками
(ГТУ) и парогазовыми установками (ПГУ));
– хозяйство резервного дизельного топлива (для ГТУ и ПГУ): сливное устройство, насосная,
резервуары;
– маслохозяйство: маслоаппаратная, склад масла.
5. Объекты системы водоподготовки: здания водоподготовительных установок (химводоочисток) с баковым хозяйством, включая баки запаса обессоленной воды, грязного конденсата и др.;
склад и насосная химических реагентов (химреагентов).
6. Газовое хозяйство: общестанционная компрессорная, электролизная (для получения водорода); азотно-кислородная станция (для самых крупных, обособленно расположенных ТЭС); ацетилен-генераторная установка; ресиверы, склады баллонов кислорода, ацетилена, пропан-бутана и
других газов.
7. Водогрейная котельная с теплофикационной насосной и резервуарами запаса горячей воды
для подпитки теплосети (на ТЭЦ).
8. Административный корпус, бытовой корпус, инженерный (инженерно-лабораторный) корпус, здание центрального материального склада, здание центральных мастерских, гараж со складом горюче-смазочных материалов, пожарное депо, проходные и др.
9. Очистные сооружения (с приёмными резервуарами, насосными) мазуто-, маслосодержащих,
промывочных и других технологически загрязнённых вод. Очистные хозяйственно-фекальных
стоков располагаются вне пределов станции, для ТЭЦ часто используются общегородские.
10. Пуско-резервная котельная с инфраструктурой в зависимости от вида топлива (обычно газ
или мазут); дизель-генераторная со складом дизельного топлива.
Компоновка генплана зависит от типа и мощности электростанции, вида топлива, числа энергоблоков (котлов, турбоагрегатов и др.) и особенностей их размещения в одном или нескольких
главных корпусах, от степени блокировки подсобно-производственных и вспомогательных систем
в том или ином числе зданий, от источника и принятой системы циркуляционного водоснабжения,
в некоторой степени — от природно-климатических условий.
Генплан, взаиморасположение зданий и сооружений, транспортных и технологических коммуникаций должны отвечать функциональному назначению станции — производство и выдача
потребителям тепловой и электрической энергии при соблюдении экологических, санитарногигиенических и противопожарных требований, а для АЭС — и требованиям радиационной и
ядерной безопасности
Решение генплана должно предусматривать возможность его трансформации в процессе реализации проекта: эксплуатация первого, а затем второго и других энергоблоков (агрегатов) при
продолжающемся строительстве последующих; обеспечить независимость пешеходных и транспортных путей, технологических связей эксплуатируемой и строящейся части, а также возможность организации режимной, охраняемой территории.
8
Функционально-эксплуатационные принципы компоновки генплана, являясь приоритетными,
допускают, как правило, альтернативные схемы. Противопожарные, санитарно-гигиенические и
некоторые другие группы требований устанавливают жёсткие ограничения, связанные, в основном, с расстояниями между зданиями, сооружениями, коммуникациями:
1. При использовании естественного освещения в здании минимальные расстояния от него до
соседних зданий, сооружений зависят от высоты последних;
2. Регламентируются расстояния: между зданиями и сооружениями в зависимости от их огнестойкости; от зданий и сооружений до складов мазута, масла, дизельного топлива — в зависимости от их ёмкости; от складов сжиженных газов (ресиверов водорода, кислорода, пропан-бутана и
др.) до складов горючих жидкостей, до зданий и сооружений;
3. Склады нефтепродуктов, сжиженных газов не следует располагать по отношению к производственным зданиям и сооружениям с наветренной стороны ветров преобладающего направления;
4. Регламентируются расстояния между градирнями; от градирен до зданий, до линий электропередач и ОРУ, до надземных технологических и инженерных сетей, железнодорожных путей
и автодорог.
Постоянные железнодорожные пути предусматриваются к следующим объектам на промплощадке: к складу мазута пуско-резервной котельной, к растопочному мазутному хозяйству (угольная ТЭС), к маслохозяйству, к складу дизельного топлива, к складу химреагентов системы водоподготовки, в машинное и котельное отделения главного корпуса паросиловых ТЭС со стороны
временного торца, а также к площадке дымососов и к площадке трансформаторов (не всегда); на
АЭС — к зданиям реактора, зданиям турбины, хранилищам свежего и отработанного топлива.
Есть решения, когда на промплощадке АЭС используется только автотранспорт.
Автомобильные дороги на территории промплощадки должны обеспечивать подъезд практически ко всем зданиям и сооружениям с учётом их архитектурно-планировочного решения.
Вокруг главного (главных) корпуса (корпусов) устраивается кольцевая дорога. По условиям пожаротушения расстояние от автодороги до стен зданий не должно превышать, как правило, 25 м.
Вдоль дорог предусматриваются тротуары, ширина которых зависит от численности работающих в наиболее многочисленную смену в здании (или группе зданий), куда ведёт тротуар.
Для ТЭС характерна надземная, на эстакадах прокладка инженерных сетей; под землёй, вне
проезжей части, главным образом, — канализационные сети, хозяйственно-питьевой и противопожарный водопроводы.
Территория озеленяется древесно-кустарниковыми растениями. Площадь озеленения — в пределах 15 % от размеров промплощадки.
Перед проходной устраивается стоянка общественного и личного транспорта. Связь промплощадки с внешней сетью осуществляется автодорогой на две полосы движения.
Важными компоновочными характеристикам являются плотность застройки и коэффициент
использования территории. Плотность застройки определяется как отношение суммы площадей
зданий и сооружений, открытых установок оборудования, эстакад и галерей, приёмно-сливных
устройств, подземных резервуаров, открытых складов, стоянок автомобилей и механизмов к площади промплощадки в ограде. Эта величина регламентируется нормами и, в зависимости от типа,
мощности ТЭС, вида топлива, системы водоснабжения, изменяется в пределах 25–38 %.
При определении коэффициента использования территории к указанной сумме площадей добавляются отмостки, тротуары, автомобильные и железные дороги, временные сооружения, площадки для отдыха, озеленение. Отношение этой величины к размеру промплощадки находится в
пределах 0,7–0,9.
С целью сокращения занимаемой территории, уменьшения протяженности коммуникаций
здания электростанции блокируют. Наиболее характерными примерами блокировки на многих
ТЭС являются следующие:
1. Объединённый вспомогательный корпус — включает многоэтажное здание административных, санитарно-бытовых помещений, инженерных служб, примыкающее к нему одноэтажное здание ремонтных мастерских, материального склада, электролизной, химводоочистки, разделённое
стенами на соответствующие блоки;
9
2. Масло-мазутное хозяйство — объединяет растопочное мазутное хозяйство на угольных ТЭС
и маслохозяйство; склады мазута и масла примыкают друг к другу, а здание насосной общее;
3. Размещение главной проходной в административном корпусе.
На АЭС есть примеры блокировки здания турбины со зданием водоподготовки и зданием циркуляционных насосов. Требования радиационной и ядерной безопасности заставляют блокировать
реакторную установку, размещаемую в защитной оболочке, со зданием безопасности, а иногда —
и со зданием спецводоочисток и др. Мастерские в зоне контролируемого доступа АЭС блокируют
со зданием переработки и хранения радиоактивных отходов. Есть и другие примеры.
Следует заметить, что с увеличением степени блокировки появляются проблемы организационно-строительного характера, усложняются схемы механизации, что в конечном счёте может
привести к увеличению продолжительности и общей стоимости строительства.
При сравнении альтернативных решений генплана, помимо плотности застройки и коэффициента использования территории, учитываются протяжённость технологических коммуникаций,
железных дорог, площадь автодорог и стоянок. Однако определяющими являются эквивалентные
затраты — единовременные, с учётом продолжительности строительства, и текущие. На многие
элементы этих затрат влияет решение генплана.
10
Раздел 2. Определение основных параметров площадок
ситуационных планов ТЭС, АЭС
2.1. Характеристики основного технологического оборудования
2.1.1. Паросиловые конденсационные и атомные электростанции
Характеристики турбин приведены в табл. 2.1, а и 2.1, б. Расширенный список паросиловых
турбоагрегатов с их техническими характеристиками, выпускаемыми АО «Силовые машины» и
Уральским турбинным заводом, приведён в приложении 6. Как правило, мощность электростанции указывается через электрическую мощность энергоблока (турбины) и их количество. Например, 4 × 500 МВт означает — 4 энергоблока мощностью по 500 МВт, при этом общая электрическая мощность станции равна 2 000 МВт.
Таблица 2.1, а
Параметры паровых турбин ТЭС (КЭС)
Начальные
параметры пара
Марка
турбины
Номинальная
мощность
(максимальная),
МВт
Номинальный
расход
свежего
пара, т/ч
Давление,
МПа
Температура, °C
Расход охлаждающей воды
через конденсатор, м3/ч
К-1200-240
К-1000-60/3000
К-800-240
К-660-247
К-500-240
К-500-166-1(2)
К-330-240
К-300-170
К-255-162
К-225-12.8
К-215-130-1(2)
К-210-130-8
К-200-181
К-160-130
1 200 (1 400)
1 030
800 (850)
660 (686,7)
525 (535)
500 (525)
330 (340)
300 (310)
255 (282)
225 (230)
215 (220)
210 (210)
200 (220)
168 (177)
3 660
5 870
2 450
2 023,8
1 650
1 715
1 050
960
700
540
623
640
580
480
23,5
5,88
23,5
24,2
23,5
16,3
23,5
16,7
16,2
12,8
12,8
12,8
17,7
12,8
540
274,3
540
537
540
540
540
540
540
540
540
535
535
540
108 000
170 000
73 000
64 000
51 480
68 500
36 000
26 000
27 500
27 500
25 000
27 500
25 000
20 000
Таблица 2.1.б
Параметры паровых турбин АЭС
Начальные
параметры пара
Марка
турбины
Номинальная
мощность
(максимальная),
МВт
Номинальный
расход
свежего
пара, т/ч
Давление,
МПа
Температура, °C
Расход охлаждающей воды
через конденсатор, м3/ч
К-1000-60/3000
К-1000-5,8/25
К-1100-5,8/25
К-1200-6,8/25
К-1250-6,9/25
1 000 (1 074)
1 000
1 100
1 200
1 250
5 870
5 870
6 100
6 300
6 655
5,9
6,0
6,0
6,9
6,9
274,3
274,3
274,3
283,8
284,8
170 000
169 800
169 800
169 800
170 000
Паровые котлы КЭС принимаются по табл. 2.2, а и 2.2, б, котлы-утилизаторы — по табл. 2.2, в
в зависимости от характеристик ранее выбранной турбины и вида топлива. Паропроизводительность
котла, параметры пара должны быть несколько выше, чем указанные для турбин в табл. 2.1, а.
11
Паропроизводительность, т/ч
2
1 000
1 000
1 000
1 000
Марка
(модель)
котла
1
Пп-1000-25-545КТ
(ТПП-315)
Пп-1000-25-545КТ
(ТПП-316)
Пп-1000-25545/542КТ
(ТПП-317)
Пп-1000-25545/542ГМН
(ТГМП-344СО;
ТГМП-344ИС;
ТГМП-344А;
ТГМП-344АС;
ТГМП-344АСО)
25,0
25,5
25,5
25,5
3
Давление
пара,
МПа
Габариты котла
по осям колонн:
ширина × глубина
× высота
(b × l × h), м
Масса
металла,
т
545
545
545
545
130-148
137
136
134
20,5 × 25,3 × 50,0
24,0 × 37,0 × 70,0
24,0 × 37,0 × 70,0
24,0 × 27,0 × 70,0
4 990
8 700
8 700
8 700
4
5
6
7
Котлы завода ОА ТКЗ «Красный котельщик» (г. Таганрог)
Температура
пара, °C
Температура
дымовых
газов, °C
Китайский
каменный уголь /
СЗ — сейсмика
Китайский
тощий уголь /
СО — сейсмика
до 7 баллов
Уголь ГСШ,
природный газ /
несейсмичный
Природный газ,
высокосернистый мазут /
СО, АСО, ИС —
сейсмика до 7
баллов; А – несейсмичный; АС
– сейсмика 8-9
баллов
8
Вид топлива /
район использования
Параметры прямоточных паровых энергетические котлов высокой паропроизводительности
П
(СО, АСО —
открытая;
А, АС — закрытая;)
П
П
П
9
Компоновка
250–300
300
300
300
Номинальная
мощность
турбины,
МВт
10
Таблица 2.2, а
2 650
2 650
2 650
2 650
Пп-2650-25545/542ГМ
(ТГМП-204)
Пп-2650-25545/542КТ
(ТПП-804)
Пп-2650-25545/542Г
(ТГМП-805)
Пп-2650-25545/542ГМ
(ТГМП-806)
25,5
25,5
25,5
25,5
14,0
25,0
1 000
1 800
3
2
Пп-1800-14515/515ГМН
(ТМП-501)
1
Пп-1000-25545/542ГМН
(ТГМП-354;
ТГМП-354Б;
ТГМП-354П;
ТГМП-354ПБ)
545
545
545
545
515
545
4
149
145
132
134
165
137
5
13
20,6 × 29,0 × 59,9
20,6 × 29,0 × 59,9
84,0 × 39,0 × 111,3
48,0 × 45,0 × 75,0
24,0 × 42,0 × 63,5
20,5 × 25,3 × 49,5
6
7 480
7 520
14 500
7 200
5 500
4 520
7
Природный газ,
мазут / Крайний
Север
Природный газ,
мазут / сейсмика
до 8 баллов
Кузнецкий и Донецкий каменный
уголь, газ
8
Природный газ,
мазут (Б — с вихревыми горелками; П, ПБ —
с полуподовыми
горелками)
Мазут, природный газ / покрытие полупиковой
части графика
Природный газ,
высокосернистый
мазут /
Север
П
подвесной
без своего
каркаса
П
подвесной
без своего
каркаса
Т
подвесной
без своего
каркаса
П
подвесной
без своего
каркаса
П
подвесной
без своего
каркаса
П
9
800
800
800
800
500
300-320
10
Продолжение табл. 2.2, а
3 950
(Пп-3950-25-545/542
ГМН)
ТГМП-1202
Пп-640-140-570
(ПК-47;
ПК-47-1;
ПК-47-2;
ПК-47-3;
ПК-47-5)
Пп-640-140-2К
(ПК-40…П-40-2)
2 650
Пп-2650-25-545КТ
(ТПП-807)
25,5
25,5
3
545
545
4
142
134
5
72,0 × 47,6 × 71,5
84,0 × 42,0 × 105,2
6
12 700
15 018
7
Мазут, природный
газ
Китайский каменный уголь
8
14
Котлы завода АО «Подольский машиностроительный завод» (ЗиО) (г. Подольск, Московская обл.)
Кузнецкий каменный уголь
(ПК-40-1 — жид640
14,0
570
133
24,0 × 19,5 × 48,3
2 600
кое шлакоудаление, остальные —
сухое)
Мазут, природный
газ / ПК-47-3 —
сейсмика до 7
баллов; остальные
для несейсмичных
640
14,0
570
152
24,0 × 19,0 × 32,3
2 330
(ПК-47, 47-1 —
мазут, нефтяной
газ; ПК-47-2 —
газ; ПК-47-3,
47-5 — мазут, газ)
2
1
П
П
9
Т
подвесной
без своего
каркаса
П
подвесной
без своего
каркаса
210
210
1 200
800
10
Продолжение табл. 2.2, а
Пп-990-255-545
(ПК-59)
25,5
25,5
950
990
25,0
1 000
14,0
25,5
660
Пп-660-140
(П-65)
14,0
14,0
990
670
Пп-670-140-545
(П-60)
Пп-990-255
(П-64)
Пп-1000-25545/542БТГ
(П-64-3)
Пп-950-255ГМ
(ПК-41)
670
Пп-670-140-540
(П-55)
14,0
14,0
660
660
3
2
Пп-660-140-550
(П-55)
1
Пп-660-140
(П-52)
545
545
542
545
545
545
540
550
545
4
150
165
170
174
166
155
141
151
159
5
15
36,0 × 24,0 × 58,8
36,0 × 18,0 × 36,0
24,0 × 36,0 × 67,8
36,0 × 24,0 × 66,5
36,0 × 24,0 × 68,5
30,0 × 22,0 × 60,6
25,0 × 19,3 × 38,2
35,2 × 20,5 × 44,4
36,0 × 24,0 × 51,8
6
8 182
3 603
9 500
9 500
6 600
4 630
2 975
3 805
6 138
7
8
Румынские каменные угли
Каменный угль,
природный газ /
сейсмика до 7
баллов
Мазут, природный
газ / сейсмика до 8
баллов
Ненецкий бурый
уголь
Низкосортные
югославские лигниты / сейсмика
до 7 баллов
Югославские лигниты, мазут
Бурый уголь (сезонное топливо –
природный газ)
Мазут, природный
газ
Низкосортный
подмосковный
бурый уголь
Т
П
Т
300
300
300
300
210
Т
полуоткрытая
Т
210
210
210
210
10
Т
П
П
П
9
Продолжение табл. 2.2, а
2 650
25,0
25,0
1 650
542
545
545
545
565
545
545
4
162
153
135
160
151
98
146
5
72,0 × 33,0 × 106,4
53,7 × 18,5 × 80,0
33,0 × 48,0 × 76,6
36,0 × 24,0 × 59,3
60,0 × 44,5 × 41,0
30,0 × 48,0 × 82,7
12,0 × 19,0 × 46,5
6
19 320
14 000
11 315
9 700
4 616
10 700
4 931
7
Канско-Ачинский
бурый уголь (Берёзовский разрез)
Каменные угли
КНР / сейсмика до
7 баллов
Бурый угль КНР /
сейсмика до 8
баллов
Экибастузский
каменный уголь
Сушенка Назаровского бурого угля
Природный газ
8
Донецкий и кузнецкий каменный
уголь, природный
газ
500
800
Т
подвесной
без своего
каркаса
500
500
500
310
300–330
10
Т
Т
Т
Т
подвесной
без своего
каркаса
П
(трёхходовой)
П
9
16
Примечание:
1. Котлы предназначены для одновальных паровых турбин, используемых в блочных схемах КЭС, за исключением специально отмеченных случаев,
когда котёл включён в состав блока по дубль-схеме: два котла — одна турбина.
2. П, Т — соответственно котлы П-образной и Т-образной компоновки.
Пп-2650-25545/542БТ
(П-67)
25,0
25,5
1 650
1 600
Пп-1600-255-565/570
(П-49)
25,0
25,0
1 000
Пп-1000-250-545
(П-74)
25,0
3
1 650
1 050
Пп-1050-25-545КГЖ
(П-50;
П-50-Р)
Пп-1650-25545/545КТ
(П-57-Р)
Пп-1650-25545/545КТ
(П-76)
Пп-1650-25545/545БТ
(П-78)
2
1
Окончание табл. 2.2, а
Давление
пара,
МПа
Температура
пара, °C
Температура
дымовых
газов, °C
Габариты котла по
осям колонн: ширина × глубина ×
высота
(b × l × h), м
Масса
металла,
т
Вид топлива /
район использования
Компоновка
Е-160-9,8-490М
(БКЗ 160-9,8М-5)
Е-160-9,8-540ГМ
(БКЗ 160-100ГМ-4;
БКЗ 160-100ГМ-4С)
Е-210-13,8560ДТ(БТ,КТ)
(БКЗ 210-140-11С;
БКЗ 210-140-10;
БКЗ 210-140-9)
Е-160-3,9-490М
(БКЗ 160-3,9Г-1;
БКЗ 160-3,9-1Б;
БКЗ 160-3,9-1ГМ)
9,8
9,8
13,8
160
210
3,9
160
160
560
540
490
440
133…170
135 / 153
—
96…155
17
9,2 × 19,1 × 37,6
12,0 × 10,5 × 25,4
12,0 × 10,5 × 23,65
10,0…12,0 ×
17,6…19,0 ×
35,8…28,0
1 200 …
1 250
700
—
570 …
950
Каменные и бурые
угли, антрацит /
С – сейсмика
до 7 баллов
Высокосернистый
мазут
Природный газ / Мазут / С — сейсмика
до 7 баллов
Доменный, коксовый и природный
газ, мазут. Смесь
бурого угля
и газов
П
закрытая;
полуоткр
ытая
П
П
открытая
П
2
3
4
5
6
7
8
9
Котлы завода ОАО «Сибэнергомаш - (Барнаульский котельный завод)» (БКЗ) (г. Барнаул, Алтайский край)
Е-100-13,8-545ГМ
Природный газ
100
13,8
545
—
7,3 × 8,4 × 18,5
—
П
(БКЗ 100-13,8 ГМ)
и мазут
1
Марка
(модель)
котла
Паропроизводительность, т/ч
Параметры паровых энергетических котлов с естественной циркуляцией (барабанные энергетические котлы)
50 (турбин
типа К)
ПГУ;
ТЭЦ-ПВС
предприятий чёрной
металлургии, мощность —
25 МВт
(тип Т)
35 (турбин
типа Т)
35 / 40
(турбин
типа Т)
—
Примерная мощность
паровой
турбины,
МВт
10
Таблица 2.2, б
2
210
220
220
220
220
220
220
1
Е-210-9,8-540КГТ
(БКЗ 210-9,8)
Е-220-9,8-540 ГМ
(БКЗ 220-9,8ГМ-2)
Е-220-9,8-540 ГД
(БКЗ 220-9,8Г-1)
Е-220-9,8-540КТ(БТ)
(БКЗ 220-100-9;
БКЗ 220-100-9С)
Е-220-9,8-540
(БКЗ 220-100-10С)
Е-220-9,8-540ДТ
(БКЗ 220-100-11С)
Е-220-9,8-540БТ
(БКЗ 220-100-12С)
9,8
9,8
9,8
9,8
9,8
9,8
9,8
3
540
540
540
540
540
540
540
4
170
169
147
129
147
120
—
5
18
17,0 × 17,0 × 58,4
17,0 × 17,0 × 60,0
11,6 × 17,8 × 38,4
11,2 × 16,7 × 33,5
13,3 × 15,1 × 31,7
15,9 × 18,0 × 25,8
10,5 × 16,0 × 33,3
6
1 142
1 200
1 430
1 245
1 030
924
—
7
Бурый уголь
Башенны
й
открытая
Башенны
й
полуоткр
ытая
П
открытая
Вьетнамский уголь,
типа АШ / тропики,
сейсмика до 8 баллов
Болгарские лигниты /
сейсмичные районы
П
П
П
П
9
Каменный и бурый
уголь / С — сейсмика
до 8 баллов
Доменный, коксовый
и природный газы
8
Каменный уголь,
промпродукт угля,
природный газ
Природный газ
и мазут
50 (турбин
типа Т)
50 (турбин
типа Т)
50 (турбин
типа Т)
50 (турбин
типа Т)
50 (турбин
типа Т)
На ТЭЦПВС предприятий
чёрной металлургии,
мощность
25 (турбин
типа Т)
50 (турбин
типа Т)
10
Продолжение табл. 2.2, б
360
420
Е-360-13,8-560 КБТ
(БКЗ 360-140-1С)
Е-420-13,8-560 КТ
(БКЗ 420-13,8-15С)
13,8
13,8
13,8
13,8
320
340
13,8
320
9,8
9,8
220
230
3
2
Еп-340-13,8-545М
(БКЗ 340-140/29М-2)
Е-320-13,8-560ГМ
(БКЗ 320-140ГМ-8;
БКЗ 320-140ГМ-8С)
Е-320-13,8560КТ(ДТ)
(БКЗ 320-140ГМ-6;
БКЗ 320-140ГМ-6С)
Е-230-9,8-540КГТ
(БКЗ 230-9,8)
1
Е-220-9,8-540КТ
(БКЗ 220-9,8-13)
560
560
545
560
560
540
540
4
—
—
—
142 / 165
152 / 112
—
—
5
19
24,0 × 28,0 × 47,7
21,0 × 31,0 × 44,76
17,0 × 20,0 × 36,5
17,1 × 19,65 × 40,2
13,3 × 16,3 × 27,4
13,3 × 12,7 × 28,4
10,5 × 16,0 × 32,8
21,0 × 16,0 × 32,84
6
—
—
—
1 755
1 885
1 232
1 260
—
—
7
Китайский каменный
уголь / сейсмичные
Высокосернистый
мазут / тропический
с повышенными ветровыми нагрузками
и сейсмикой
до 7 баллов
Смесь китайских каменного и бурого
углей / сейсмичные
Каменный уголь,
фрезторф / С — для
сейсмики до 8 баллов
8
Каменный уголь
Печорского бассейна
Каменный уголь,
промпродукт угля,
природный газ
Природный газ / Мазут / С — для сейсмики до 8 баллов
П
полуоткр
ытая
П
полуоткр
ытая
открытая
П
П
П
П
П
9
65 / 75
(турбин
типа ПТ)
120 (турбин
типа К)
110 (турбин
типа Т)
110 (турбин
типа Т)
110 (турбин
типа Т)
50 (турбин
типа Т)
10
50 (турбин
типа Т)
Продолжение табл. 2.2, б
420
420
420
500
500
500
Е-420-13,8-560
КТ(БТ)
(БКЗ 420-140-7)
Е-420-13,8-560 ГМН
(БКЗ 420-140 НГМ-4)
Е-420-13,8-560БЖ
(БКЗ 420-140ПТ-2)
Е-500-13,8-560КТ
(БКЗ 500-13,8-4С)
Е-500-13,8-560 КТ
(БКЗ 500-13,8БШ1С)
Е-500-13,8-560 БТ
(БКЗ 500-140-1;
БКЗ 500-140-1С)
13,8
13,8
13,8
13,8
13,8
13,8
13,8
13,8
420
420
3
2
Е-420-13,8-560 КТ
(БКЗ 420-140-5)
1
Е-420-13,8-560 БТ
(БКЗ 420-140-10С;
БКЗ 420-140-12С;
БКЗ 420-140-13С;
БКЗ 420-140-14С)
560
560
560
560
560
560
560
560
4
167
—
—
—
109 / 147
132
132
132…143
5
20
16,5 × 29,5 × 50,75
37,0 × 21,0 × 56,5
28,5 × 34,4 × 62,5
19,5 × 20,0 × 41,9
18,4 × 14,5 × 32,5
19,5 × 20,0 × 41,9
—
—
—
—
1 646
2 280
2 070
2 280…
3 427
16,5…24,0 ×
19,5…29,5 ×
42,0…50,75
11,2 × 25,5 × 38,3
7
6
Башенны
й
полуоткрытая
Г
Берёзовский и др.
сибирские бурые угли
С — сейсмика
до 8 баллов
П
П
П
П
Китайский каменный
уголь / сейсмичный
Китайский каменный
уголь
Канско-Ачинский
бурый уголь
Природный газ /
мазут
Бурый и каменный
уголь
Т
П
закрытая;
полуоткр
ытая
Баганурский бурый и
каменные угли / сейсмичный (до 7–8
баллов)
Экибастузский каменный угль
9
8
80 / 100
(турбин
типа ПТ)
80 / 100
(турбин
типа ПТ)
65 / 75
(турбин
типа ПТ)
65 / 75
(турбин
типа ПТ)
65 / 75
(турбин
типа ПТ)
65 / 75
(турбин
типа ПТ)
80 / 100
(турбин
типа ПТ)
65 / 75
(турбин
типа ПТ)
10
Продолжение табл. 2.2, б
820
30
160
160
160
Е-820-13,8-560 БТ
(БКЗ 820-13,8-1С)
Е-30-3,9-440ТФТ
Е-160-1,4-250ГМ
(ТГМЕ-187)
Е-160-1,4-250КТ
(ТПЕ-191)
Е-160-2,4-360Г
(ТГЕ-196/ПГУ)
2,4
1,4
1,4
3,9
13,8
13,8
13,8
500
690
3
2
Еп-690-13,8540КТ(БТ)
(БКЗ 690-13,8)
1
Е-500-13,8560КБФ(КФ)
(БКЗ 500-13,8ЦКС-1;
БКЗ 500-13,8ЦКС-2)
—
48,0 × 24,0 × 49,7
26,5 × 42,1 × 69,5
35,6 × 36,5 × 52,0
30,0 × 22,0 × 51,0
100
133
138-160
6
5
—
—
2 950
3 200
7
Канско-Ачинские
бурые угли
8
Каменные и бурые
угли, в том числе
ухудшенного качества
Индийский, китайский каменные угли, влажный бурый
уголь / сейсмика
до 8–9 баллов
360
250
250
440
—
—
—
—
21
11,3 × 8,9 × 27,8
11,4 × 15,2 × 32,8
11,3 × 12,1 × 24,2
5,7 × 12,6 × 24,8
—
795
500
—
Природный газ, дизельное топливо
Уральский каменный уголь
Природный газ,
мазут
Гидролизный лигнит, фрезерный
торф
Котлы завода АО ТКЗ «Красный котельщик» (г. Таганрог)
560
540
560
4
П
—
—
П
9
Т
П
сжигание
в ЦКС
П
открытая;
полуоткрытая;
закрытая
Т
кольцевая
топка
ПР 123,4/1,0/0,1
(мощность
5 МВт)
Теплофикационные до
2,5 МВт электрической
мощности
Теплофикационные
до 2,5 МВт
электрической
мощности
ПГУ-16 или
ПСУ (мощность
до 5 МВт)
140 / 165
(турбин
типа ПТ)
180 / 210
(турбин
типа Т)
80 / 100 (турбин типа ПТ)
10
Продолжение табл. 2.2, б
Е-230-9,8-510КТ
(ТП-230М)
Е-300-9,8-540Г
(ТП-13М)
9,8
9,8
300
6,6
230
230
Е-230-6,6-490М
(ТМЕ-131/СО)
9,8
9,8
220
220
9.8
220
9,8
3,9
160
170
3
3,9
2
100
Е-220-9,8-540ГМ
(ТГМ-159М)
Е-220-9,8-540Г
(ТГЕ-129)
Е-220-9,8-540ГМ
(ТГМЕ-161)
Е-170-9,8-540МФТ
1
Е-100-3,9-440ГМ
Е-160-3,9-440ГМ
(ТГМЕ-190)
540
510
490
540
540
540
540
440
4
440
—
—
—
—
—
—
—
—
5
—
22
16,0 × 11,2 × 30,5
11,0 × 15,6 × 31,0
10,4 × 18,6 × 27,1
10,4 × 14,6 × 27,7
10,4 × 13,4 × 26,1
10,8 × 17,0 × 24,8
6,9 × 15,0 × 31,0
11,3 × 13,4 × 26,3
6
8,5 × 12,7 × 18,4
1 100
1 400
950
—
900
850
—
700
7
410
П
Природный, доменный, коксовый газ,
мазут
Природный газ
П
П
П
П
Высокосернистый
мазут, природный газ
Сырая нефть,
дизельное топливо,
мазут, газойль
Кузнецкий каменный
уголь, природный газ
П
П
—
9
П
Природный газ
8
Природный газ
Природный газ,
мазут
Фрезерный торф (резерв — природный
газ)
К-55-90
(55 МВт)
К-55-90
(55 МВт)
К-55-60
(55 МВт)
На ТЭЦПВС предприятий
чёрной металлургии,
для турбин
типа Т – 50
МВт
50 (тип Т)
50 (тип Т)
25 (тип Т)
25 (тип Т)
10
—
Продолжение табл. 2.2, б
2
400
420
420 (460)
500
500
500
500
1
Е-400-13,8-560КТ
(ТПЕ-429;
ТПЕ-429/А)
Е-420-13,8-560ГМ
(ТГМ-87М)
Е-420(460)-13,8560КГЖ
(ТП-87М)
Е-500-13,8-560ГМВН
(ТГМЕ-428/А;
ТГМЕ-428/АСО;
ТГМЕ-428/АС)
Е-500-13,8-560КТ
(ТПЕ-430;
ТПЕ-430/А)
Е-500-13,8-560ГМ
(ТГЕ-435/ПГУ)
Е-500-13,8-560ГМ
(ТГМЕ-436)
13,8
13,8
13,8
13,8
13,8
13,8
13,8
3
560
560
560
560
560
560
560
4
—
—
—
—
—
—
—
5
23
14,6 × 17,9 × 41,6
14,6 × 16,8 × 32,9
16,1 × 18,2 × 43,8
17,5 × 17,1 × 24,8
15,8 × 18,2 × 39,3
24,0 × 30,0 × 28,7
24,0 × 24,0 × 43,8
6
2 100
2 190
2 940
1 750
2 100
—
2 350
7
Природный газ,
мазут
Природный газ
(резерв – мазут)
Кузнецкий уголь
(СС)
Природный газ,
мазут
АСО, АС —
сейсмика
Кузнецкий уголь СС
(природный газ)
Природный газ,
мазут
8
Кузнецкий уголь
(СС, ППМ), донецкий ГСШ, карагандинский ППМ и марки ССОК, природный
газ
П
П
П
совмещё
нный
каркас
Малогаба
ритный;
с вихревой топкой
АСО —
открытый
П
П
П
9
150 (тип К)
ПГУ и ПСУ
(80 / 100
МВт)
150 (тип К)
Т-100/110130
(100 / 110
МВт)
ПТ-65-130
(65 / 75
МВт)
ПТ-80-130
(80 / 100
МВт)
ПТ-80/100130
(80 / 100
МВт)
ПТ-65-130
(65 / 75
МВт)
10
Продолжение табл. 2.2, б
630
660
670
Е-500-13,8-560КТ
(ТПЕ-216М)
Е-660-13,13-541ГМН
(ТГМЕ-223/ВО)
Еп-670-13,8-545ГМН
(ТГМЕ-206;
ТГМЕ-206/С;
ТГМЕ-206/СО;
ТГМЕ-206/ВСО;
ТГМЕ-206/ВО;
ТГМЕ-206/П;
ТГМЕ-206/ХЛ)
13,8
13,8
13,8
13,8
13,8
500
630
3
2
Еп-630-13,8545/545БТ
(ТПЕ-216)
1
Е-500-13,8-560ГМ
(ТГМЕ-464)
545
541
565
545
560
4
—
—
—
—
—
5
24
21,7 × 22,1 × 36,7
21,0 × 27,8 × 52,3
46,4×36,1×70,0
24,0 × 24,0 × 43,0
17,4 × 17,8 × 34,5
6
2 950
—
—
—
—
7
8
Природный газ,
мазут
Кузнецкий уголь СС,
донецкий ГСШ,
карагандинский
ППМ, природный
газ;
А – кузнецкий уголь
ППМ и марки
ССОК-I
Канско-Ачинский,
харанорский бурые
угли
Газ, мазут, нефть /
с повышенной ветровой нагрузкой
Природный газ,
мазут
П — с полуподовыми
горелками;
ХЛ — в холодных
климатических
условиях;
ВО — повышенные
ветровые нагрузки;
С — сейсмика
(СО —
открытая
компоновка)
П
П
открытая
П
П
П
9
210 (тип К)
200 (тип К)
150 (тип К)
210 (тип К)
150 (тип К)
10
Продолжение табл. 2.2 ,б
2
670
670
670
670
670
1
Еп-670-13,8-545КТ
(ТПЕ-214/А;
ТПЕ-214/Б;
ТПЕ-214/БСВ;
ТПЕ-214/СЗХЛ)
Еп-670-13,8-545КТ
(ТПЕ-215;
ТПЕ-215/СЗ);
Еп-670-13,8-545КТ
(ТПГЕ-215)
Еп-670-13,8-545БТ
(ТПЕ-216)
Еп-670-13,8-545БТ
(ТПЕ-219)
13,8
13,8
13,8
13,8
13,8
3
545
545
545
545
545
4
—
—
—
—
—
5
25
32,2 × 20,4 × 45,8
37,2 × 36,1 × 74,5
32,8 × 23,0 × 56,5
32,8 × 23,0 × 56,5
36,0 × 40,0 × 68,9
БСВ:
36,0 × 38,0 × 67,4
СЗХЛ:
36,0 × 40,0 × 67,4
6
4 900
6 900
5 620
5 770
3 886
5 540
4 141
7
Уголь АШ ухудшенного качества
Березовский, харанорский бурые угли
8
Кузнецкий каменный
уголь (Г), (Д);
БСВ — тунгуйский
каменный уголь /
сейсмический;
СЗХЛ — рядовой каменный уголь, промпродукт / холодный
климат, сейсмика
Нерюнгринский, донецкий, кузнецкий
угли, природный газ;
СЗ – тунгуйский
каменный уголь /
сейсмичный
Нерюнгринский, кузнецкий СС каменные
угли, природный газ
П
П
Т
Т
П
9
210 (тип К)
Т-180/215130
(мощность
180 МВт)
или
К-210-130
(мощность
200 МВт)
210 (тип К)
210 (тип К)
210 (тип К)
10
Продолжение табл. 2.2, б
Еп-110-100-540
(ПК-19)
Еп-110-100-540
(ПК-20)
Еп-150-35-140
(ПК-9)
Еп-220-100-540
(ПК-10)
Еп-220-100-540
(ПК-14)
541
545
545
545
4
—
—
—
—
5
18,8 × 21,0 × 51,3
18,0 × 21,0 × 50,9
18,8 × 21,0 × 50,9
18,8 × 21,0 × 50,9
6
3 500
3 350
3 300
3 050
7
П
открытая
П
Природный газ,
мазут, сырая нефть
П
П
9
Природный газ,
мазут / сейсмичный
Природный газ,
мазут
8
Природный газ,
мазут / холодный
климат
3,5
10,0
10,0
230
230
17,6
150
920
510
510
425
543
160
159
85
—
26
11,0 × 17,0 × 31,7
11,0 × 15,7 × 32,8
10,8 × 14,3 × 29,6
50,0 × 46,8 × 75,3
1 003
935
8 300
Бурый уголь
Каменный уголь
Куучекинский уголь
П
П
П
Антрацит / сейсмичП
ный
открытая
Котлы завода АО «Подольский машиностроительный завод» (ЗиО) (г. Подольск, Московская обл.)
Каменный уголь,
120
10,0
510
131
8,1 × 13,0 × 28,6
613
П
АШ, природный газ
Каменные влажные
120
10,0
510
150
8,1 × 13,7 × 28,6
698
П
угли
13,8
670
13,8
13,8
670
Еп-670-13,8-545ГМ
(ТГМЕ-221)
13,8
3
670
670
Еп-670-13,8-545Г
(ТГЕ-221/ХЛ)
Еп-670-13,8-545ГМ
(ТГМЕ-222/СО)
Еп-670-13,8-541
ГМН
(ТГМЕ-223/ВО)
Еп-920-17,6-543/543
(ТПЕ-318/СО)
2
1
—
—
—
—
—
300 (тип К)
210 (тип К)
ПГУ-260
215-225
(тип К)
или
180 (тип Т)
210 (тип К)
10
Продолжение табл. 2.2, б
2
270
270
640
670
950
1
Еп-270-140-570
(ПК-24)
Еп-270-140-545
(ПК-38;
ПК-38-1;
ПК-38-2;
ПК-38-3;
ПК-38-4;
ПК-38-5;)
Еп-640-140-570
(ПК-33;
ПК-33-1)
Еп-670-140-545
(П-62)
Еп-950-255-2К
(П-39…П-39-2)
25,5
14,0
14,0
13,8
14,0
3
545
545
570
545
570
4
130
155
143
—
122
5
27
42,0 × 12,0 × 48,1
41,0 × 17,0 × 54,0
22,0 × 19,75 × 39,4
11,0 × 18,0 × 34,4
11,0 × 18,0 × 33,3
6
4 680
7 625
2 829
—
1 159
7
Экибастузский уголь
Болгарские лигниты /
сейсмика до 8 баллов
Бурый уголь
(ПК-38, 3 — назаровский бурый уголь; 1,
4 — болгарский лигнит; 2 — газ, каменный уголь; 5 — бурый уголь)
ПК-33 — кушмуринский и челябинский
бурые угли; ПК-33-1
— подмосковный
уголь, природный газ
Каменный уголь (отсевы черемховских
углей)
8
300 (тип К)
210 (тип К)
Т
полуоткрытая;
двухбарабанный
Т
200 (тип К)
150-160
(тип К)
150 (165)
(тип К)
10
П
П
блок: два
котла –
одна
турбина
9
П
блок: два
котла —
одна
турбина
Окончание табл. 2.2, б
Е-38,3/8,15,5/0,63521/230
Е-57,5/12,07,4/0,6520/280
Е-114/168,1/0,7535/218-3,8вв
Е-229/50,27,85/0,59507/227
Е-236/419,3/1,5512/298
Еп264/297/4313,0/3,0/0,47558/23711,6вв
Е-65-4,0-440
Е-20-0,7-170
1
Модель
11,0
12,5
ГТ ГТЭ-160, один
ПКУ, одна ПТ
ГТ SGT5-4000F,
один КУ, один ПТУ
SST5-5000
Горизонтальная
—
—
—
11,0
—
3,0
35,3
25,2
—
—
—
36,0
—
15,0
4
29,4
30,7
—
—
—
20,0
—
16,0
Габариты котла
(b×l×h), м
Горизонтальная
Горизонтальная
ГТ PG 6111 FA,
один ПКУ, одна ПТ
26/36-7.5/0.12
Две ГТ ГТЭ-160,
две ПКУ,
ПТ К-160-7.5
ГТ SGT-800, один
ПКУ
Горизонтальная
Горизонтальная
Две LM2500+G4,
две ПКУ, одна ПТ
ГТ SGT-800,
Один ПКУ
Горизонтальная
Горизонтальная
3
ГТ SGT-300, один
ПКУ
Состав ПГУ
2
Горизонтальная
Компоновка
котла
28
307
(120–750)
101
102
118
150
(150)
150
80
120
110
182
124
6
Температура уходящего газа,
°C
75
(8,7–70)
47
22–33
47
7,9
5
Мощность
ГТ и (ПТ),
МВт
Параметры котлов-утилизаторов
355
254
—
—
—
40,9
—
13,5
Теплопроизводительность,
МВт
7
ГТSiemens.
ПТ Siemens
ГТУ ПАО «Силовые машины»
на базе Siemens
ГТ ПАО «Силовые машины»
на базе Siemens
ГТGeneral Electric
ГТ Siemens.
ГТ General Electric
8
Для промышленных целей.
ГТ Siemens
Для технологических нужд нефтеперерабатывающего завода.
ГТ Siemens
Примечание
Таблица 2.2, в
Пример 2.1. Задана КЭС 4×300 МВт, вид топлива — газ, мазут. Район строительства —
несейсмичный. Согласно табл. 2.1,а приняты 4 турбины марки К-300. Давление пара на
входе в турбину 23,5 МПа, расход пара 930 / 975 т/ч (см. табл. 2.1, а). Подбираем марку
парового котла по табл. 2.2, а в зависимости от вида топлива, паропроизводительности и
давлении острого пара; принимаем 4 котла ТГМП-344А.
2.1.2. Теплоэлектроцентрали
Характеристики турбин для паросиловых ТЭЦ приведены в табл. 2.3. Турбины неблочных ТЭЦ подбираются по графику на рис. 2.1 в зависимости от расхода пара на производство и от максимальной отопительной нагрузки. На рисунке обозначены номера вариантов, а состав турбин для каждого варианта приведён в табл. 2.4.
Рис. 2.1. Варианты оборудования ТЭЦ в зависимости
от отопительной нагрузки и расхода пара на производство
Таблица 2.3
Основные характеристики турбин с регулируемыми отборами пара
Марка турбины
Электрическая
мощность,
МВт
Теплофикационный
отбор, МВт
Производственный отбор
пара, т/ч
Для неблочных ТЭЦ
Расход
острого
пара, т/ч
Расход
охлаждающей воды,
тыс. м3/ч
ПТ-60/75-130
60/75
60/97
140/250
350/387
8
ПТ-80/100-130
80/100
75/120
185/300
450/470
8
ПТ-135/165-130
135/165
128/162
320/480
750/760
12,4
Р-50-130
50/60
—
400
480
—
Р-100-130
100/107
—
650
760
—
Т-110/120-130
110/120
204
—
445/485
16
Т-175/210-130
175/210
315
—
745/760
24,8
29
Окончание табл. 2.3
Марка турбины
Электрическая
мощность,
МВт
Теплофикационный
отбор, МВт
Производственный отбор
пара, т/ч
Для блочных ТЭЦ
Т-180/215-130
180/215
265
—
Расход
острого
пара, т/ч
Расход
охлаждающей воды,
тыс. м3/ч
656/670
22
Т-250/300-240
250/300
395
—
955/980
28
Примечания:
1. В числителе дроби указаны номинальные, в знаменателе — максимальные значения параметров. Для турбин с двумя отборами максимальные значения одного отбора достигаются при полном закрытии другого.
2. В марке турбин буква обозначает тип турбины, следующие цифры — мощность, МВт, последняя цифра — давление острого пара, кгс/см2 (0,1 МПа).
Таблица 2.4
Варианты состава оборудования ТЭЦ
Вариант
по рис. 2.1
Состав оборудования
(турбин)
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
2×ПТ-60
2×ПТ-60 + Р-50
ПТ-80 + Т-110
3×ПТ-80
2×Т-110
ПТ-135 + Р-100
ПТ-135 + Т-110 + Р-50
ПТ-80 + 2×Т-110
2×Т-180
ПТ-135 + 2×Т-110 + Р-50
ПТ-60 + 2×Т-175
ПТ-80 + 2×Т-175
2×ПТ-135 + Т-110 + Р-100
ПТ-135 + 2×Т-175
2×ПТ-135 + 2×Т-110
2×ПТ-135 + 2×Т-110 + Р-50
3×Т-180
2×ПТ-135 + 2×Т-110 +Р-100
2×ПТ-135 + 2×Т-175
ПТ-135 + 3×Т-175
ПТ-135 + 3×Т-175 + Р-50
4×Т-180
2×ПТ-135 + 2×Т-175 +Р-100
Производительность
котлов
энергетических
водогрейных,
(паровых), т/ч
МВт
2×420
100 – 150
3×420
100 – 150
2×500
150 – 300
3×500
150 – 250
2×500
300 – 400
4×420
100 – 150
5×420
300 – 450
3×500
300 – 450
2×670
400 – 500
5×420
300 – 500
5×420
450 – 600
5×420
600 – 700
7×420
100 – 250
6×420
600 – 700
6×420
250 – 400
7×420
400 – 600
3×670
500 – 750
8×420
300 – 650
8×420
600 – 950
7×420
700 – 1 000
8×420
750 – 1 000
4×670
750 – 1 000
10×420
700 – 1 000
Максимальная отопительная нагрузка, как правило, покрывается на 45–55 % тепловой
энергией за счёт теплофикационных отборов турбин. Остальная часть нагрузки приходится
на водогрейные котлы, которые работают, в основном, в зимний период. В табл. 2.4 приведена суммарная производительность водогрейных котлов при известном составе турбин.
Для блочных ТЭЦ половина тепловой нагрузки также должна покрываться водогрейными котлами, а вторая часть — турбинами типа Т (Т-180/215-130 или Т- 250/300-240
(только одни или только другие, сочетание их не допускается)). Турбины типа Т-250/300-240
30
рекомендуется использовать при отопительной нагрузке более 2000 МВт. Иногда блочные
ТЭЦ несут также небольшую производственную нагрузку по пару — для её покрытия
устанавливают турбины типа ПТ.
Электрическая мощность ТЭЦ складывается из суммарной мощности подобранных
турбин.
Пример 2.2. Задана отопительная нагрузка неблочной ТЭЦ, равная 1400 МВт, и подача
пара на производство 500 т/ч. По рис. 2.1 (вариант 14) и табл. 2.4 подбираем одну турбину
ПТ-135/165-130 и две турбины Т-175/210-130 для покрытия производственной и отопительной нагрузки соответственно. Номинальная нагрузка их теплофикационных отборов
равна 128 + 2 × 315 = 758 МВт. Отопительная нагрузка водогрейных котлов должна быть
примерно 1500 – 758 = 742 МВт.
Пример 2.3. Задана отопительная нагрузка блочной ТЭЦ, равная 3000 МВт. Принимаем четыре турбины Т-250/300-240 теплофикационной мощностью 4 × 395 = 1580 МВт.
Тогда нагрузка водогрейных котлов составит: 3000 – 1580 = 1420 МВт.
Паровые котлы не блочных ТЭЦ рассчитаны на давление пара 13,8 МПа. Для их выбора следует разделить сумму максимальных расходов пара всех установленных турбин
на паропроизводительность одного котла (равную 420 или 500 т/ч). Все котлы, устанавливаемые на ТЭЦ, принимаются одинаковыми. Тип выбирается в зависимости от того,
насколько общая производительность котлов близка к требуемому расходу пара на турбины. При выборе предлагается использовать данные табл. 2.2, а и 2.2, б, учитывая при этом
вид топлива.
Пример 2.4. Для ТЭЦ с одной турбиной ПТ-135/165-130 и двумя турбинами
Т-175/210-130 максимальный расход пара равен 760 + 2 × 760 = 280 т/ч (см. табл. 2.3). Достаточно близкую производительность обеспечивают 6 котлов по 420 т/ч: 6 × 420 = 2520 т/ч.
При заданном топливе — бурый угль, принимаем 6 котлов БКЗ-420-140-ПТ-2.
2.1.3. Парогазовые электростанции
Для варианта с парогазовой электростанцией обучающийся самостоятельно определяет (оценивает) мощность газотурбинной и паросиловой установок. На долю газотурбинной
части, как правило, приходится 67–70 % от общей мощности блока ПГУ, паросиловой —
33–30 % соответственно. Если в составе ПГУ заданы две газовые турбины, то они принимаются одинаковыми. При этом мощность каждой равна половине мощности газотурбинной части.
Основным потребителем охлаждающей воды на ПГУ является паровая турбина. Расход технической воды, подаваемой в конденсатор, принимается таким же, как для конденсационной турбины аналогичной мощности. Допускается использовать удельный показатель, равный 120-130 м3/ч охлаждающей воды на 1 МВт электрической мощности паровой
турбины. Общий расход охлаждающей воды на блок следует принимать на 10 % выше
определённого по паросиловой части, это даст возможность учесть других потребителей
(масло- и воздухоохладители, охладители элементов газовой турбины и др.).
Пример 2.5. Задана электростанция с двумя парогазовыми блоками мощностью по
420 МВт. В составе каждого энергоблока одна газовая и одна паровая турбина. Определить мощности турбин и общую потребность в охлаждающей технической воде на станцию в целом. Мощность газовой турбины составит 420 × 0,7 = 294 МВт, паровой турбины —
420 × 0,3 = 126 МВт. Расход воды, подаваемой в конденсатор паровой турбины, будет равен 126 МВт × 125 м3/ч / МВт = 15750 м3/ч. Общая потребность в охлаждающей воде на
один энергоблок соответственно составит 15750 м3/ч × 1,1 = 17325 м3/ч, а на электростанцию в целом – 17325 м3/ч × 2 = 34650 м3/ч.
31
2.2. Определение размеров, характеристик комплексов, площадок,
располагаемых на ситуационном плане
2.2.1. Промышленная площадка
Под промышленной площадкой (промплощадкой) понимают территорию, на которой
размещаются основные здания и сооружения электростанции — главный корпус, объекты
вспомогательного и подсобно-вспомогательного назначения, такие как объединённый
вспомогательный корпус (мастерские, системы водоподготовки), административнобытовые здания, объекты технического водоснабжения (все или некоторые из них), дымоудаления, для АЭС — спецкорпус (вспомогательный корпус), хранилище радиоактивных
отходов и др.
В пределах промплощадки располагается, как правило, ЗРУ, в некоторых случаях —
топливное хозяйство, включая склад топлива. При решении с ОРУ в большинстве вариантов оно компонуется близ промплощадки в самостоятельной ограде.
Размер территории промплощадки зависит от типа электростанции, её мощности и
мощности отдельных энергоблоков, вида топлива, компоновки главного корпуса, условий
площадки и ряда других причин. Ориентировочно площадь для паросиловых ТЭС (КЭС,
ТЭЦ) и АЭС можно оценить, используя удельные показатели, приведённые на рис. 2.2 и 2.3.
Пример 2.6. Для КЭС с 8×300 МВт удельный показатель по рис. 2.2 составляет
0,011 га/МВт, следовательно, общая площадь будет равна произведению суммарной мощности ТЭС на удельный показатель: 0,011 × 8 × 300 = 26,4 га, или, при размещении склада
топлива в пределах промышленной площадки: 26,4 га × (1,5…1,7) = 39,6…44,9 га, где
1,5…1,7 — коэффициент, учитывающий расположение топливного хозяйства в пределах
промплощадки (большее значение соответствует высокозольным видам топлива).
Рис. 2.2. Удельная площадь промплощадки паросиловых электростанций (КЭС, ТЭЦ):
1 — ТЭЦ; 2 — пылеугольная КЭС; 3 — газомазутная КЭС (без мазутного хозяйства). При размещении склада угля, размораживающего и разгрузочного устройств на территории промплощадки
её площадь увеличить в 1,7 раза. При прямоточной системе водоснабжения подводящий канал не
входит в состав промплощадки. При системе водоснабжения с градирнями территория, занимаемая
градирнями и насосными, учитывается дополнительно
32
Рис. 2.3. Удельная площадь промплощадки атомных станций с реакторами ВВЭР
при мощности энергоблоков:
1 — 400-600 МВт; 2 — 1000-1500 МВт; 3 — 1000 МВт (унифицированный проект). При системе
водоснабжения с градирнями, территорию, занимаемую насосными и градирнями, учитывать
дополнительно
Для определения размеров промплощадки парогазовых электростанций предлагается
использовать следующие удельные показатели:
1) Двухвальная ПГУ с блоками единичной мощностью 200…250 МВт – 2,0 га на каждые 100 МВт энергоблока (при учёте расположения на площадке вентиляторной градирни
и насосной станции). Указанное значение снижается на 0,3 га на каждый дополнительный
блок, размещаемый в пределах одного главного корпуса;
2) Двухвальная ПГУ с энергоблоками мощностью 400…450 МВт при расположении
на площадке вентиляторной градирни и насосной — 1,3 га на 100 МВт при одном энергоблоке. Если основное оборудование компонуется в одном главном корпусе, удельный показатель снижается на 0,25 га на каждый дополнительный блок.
Пример 2.7а. Для ПГУ с двумя блоками по 400 МВт удельный показатель равен
1,3 – 0,25 = 1,05 га / 100 МВт. Тогда общая территория площадки составит 1,05 × 400 ×
× 2 / 100 = 8,4 га.
Если для основного оборудования каждого энергоблока в составе ПГУ предусмотрено
отдельное здание, то удельный показатель снижается на 0,2 га на каждый дополнительный
блок.
Пример 2.7б. При четырёх моноблоках удельный показатель площади промышленной
площадки ПГУ составляет 1,3 – 0,2 × 3 = 0,7 га. Следовательно, территория, занимаемая
ПГУ, равна 0,7 × 400 × 4 / 100 = 11,2 га.
3) Одновальная ПГУ с блоками мощностью 400-450 МВт при расположении на площадке объектов технического водоснабжения (с «сухим» охлаждением) — удельные значения по п. 2) следует уменьшить на 10 %.
При использовании в качестве охладителей башенных испарительных градирен
удельные значения для всех вариантов увеличиваются на 10 %.
Форма площадки зависит от особенностей взаиморасположения объектов между собой и от местных условий. В качестве первого приближения предлагается принимать прямоугольник с соотношением сторон 1 : (1,5…2). В процессе разработки схемы генераль33
ного плана станции конфигурация может меняться при приблизительном сохранении общей площади.
Пример 2.8. Определить размеры промышленной площадки газомазутной КЭС с
4 энергоблоками мощностью по 300 МВт. По графику (см. рис. 2.2) находим удельную
площадь промплощадки для КЭС, которая составит 1,75 га / 100 МВт. Следовательно, общая площадь территории площадки равна 1,75 × 4 × 300 / 100 = 21 га = 210000 м2. Учитывая соотношение сторон 1:2, получаем ширину промплощадки 324 м и длину 648 м. При
соотношении 1:1,5 ширина 374 м, длина 561 м.
2.2.2. Топливное хозяйство
Определение расхода топлива на ТЭС
Часовой расход условного топлива на ТЭС определяется по формулам:
Bупк = ∑ Вiпк ;
(2.1)
Bувк = 0,14Gпвк ,
(2.2)
где Bупк , Bувк — суммарный часовой расход условного топлива всеми паровыми и водогрейными котлами соответственно, т/ч.
Предполагается, что на конденсационной электростанции водогрейные котлы отсутствуют, а значит, Bувк = 0. При одинаковых паровых котлах, устанавливаемых на электростанции, формула (2.1) трансформируется следующим образом:
Bупк = nB пк ,
(2.3)
где Впк — часовой расход условного топлива одного парового котла, т/ч;
n — число паровых котлов на электростанции. На КЭС n равно числу энергоблоков;
0,14 — средний удельный расход условного топлива пиковыми водогрейными котлами, т/МВт∙ч;
Gпвк — тепловая производительность пиковых водогрейных котлов, МВт, равная
примерно половине заданной отопительной нагрузки.
Если вид топлива для пиковых водогрейных котлов не оговорён в задании, его следует
принимать таким же, как основное топливо для паровых котлов.
Часовой расход, т/ч, натурального (реального) топлива определяется по формуле
B=
Ву ⋅ 29,308
Qн
,
(2.4)
где Ву — расход условного топлива, т/ч;
29,308 — низшая теплота сгорания условного топлива, ГДж/т;
Qн — низшая теплота сгорания натурального топлива, определяемая по табл. 2.5, 2.6,
ГДж/т.
Расход натурального топлива определяется отдельно для основного и резервного (аварийного) топлива. Если в задании указан удельный расход условного топлива qу, кг/кВт∙ч,
то часовой расход натурального топлива на все котлы определяется по формуле
B=
W ⋅ q y ⋅ 29,308
,
Qн
где W — электрическая мощность электростанции, МВт.
34
(2.5)
Таблица 2.5
Характеристики угля
Бассейн, район добычи
Донецкий
(Ростовская обл.)
Кузнецкий
Ленинское
Кемеровское
Прокопьевское
Карагандинский
Печорский
Воркутауголь
Интинскуголь
Подмосковный
Кизеловский
Уральский
Челябинское
Бабаевское
Канско-Ачинский
Ирша-Бородинский разрез
Назаровский разрез
Итатское
Боготомское
Берёзовское
Иркутско-Черемховский
Черемховское
Минусинский
Забайкалье:
Харанорское
Гусиноозёрское
Дальний Восток:
Райчихинское
Артёмовское
Казахстан:
Экибастузский
Сахалин
Марка,
группа
Д
Г
Т
АШ
Зольность
А, %
24,4
25,2
23,5
27,5
Теплота сгорания, ГДж/т
18,50
20,47
24,07
20,89
Насыпная плотность, т/м3
0,87
0,92
0,98
1,14
Г
СС
Т
К
14,3
18,2
18,6
27,6
22,02
23,57
25,12
21,06
0,89
0,88
0,95
0,97
МО
Д
Б
Г6
16,5
27,2
26,5
31
22,02
17,42
9,88
19,59
0,86
0,99
0,76
0,96
Б
Б
30
6,6
14,15
9,09
0,89
0,67
Б
6,7
15,49
0,77
Б
Б
Б
Б
7,3
6,8
6,7
4,2
13,02
12,81
11,81
15,66
0,79
0,78
0,77
0,76
Д
Д
27
17,2
17,88
20,10
0,90
0,82
Б
Б
11,1
17
11,97
16,83
0,79
0,83
Б2
Б
6,6
19,6
13,44
13,31
0,80
0,80
СС
Г
32,5
11,0
18,88
24,1
0,96
0,84
Таблица 2.6
Характеристики топочных мазутов
Месторасположение
нефтеперерабатывающего завода
Ангарск
Марка
40
100
40
100
40
100
40
100
40
100
Волгоград
Комсомольск-на-Амуре
Кременчуг
Москва
35
Теплота сгорания, ГДж/т
41,40
41,38
41,91
41,87
40,51
40,97
41,80
41,82
40,10
39,9
Плотность, т/м3
0,951
0,950
0,902
0,886
0,936
0,955
0,937
0,941
0,953
0,961
Окончание табл. 2.6
Месторасположение
нефтеперерабатывающего завода
Кстов, Нижегородская обл.
Плотность, т/м3
40
100
40
100
40
100
40
100
40
100
40
100
40
100
40
100
40
100
40
100
40
Теплота сгорания, ГДж/т
40,80
40,72
41,67
41,67
41,61
41,63
40,68
40,32
41,16
40,68
40,67
40,58
40,92
40,55
41,55
41,50
40,84
40,91
40,50
40,55
41,22
100
40
100
41,30
40,14
40,20
0,944
0,965
0,963
40
100
40
100
40,80
40,91
41,12
41,20
0,950
0,951
0,922
0925
40
100
40
100
40,75
40,80
41,10
41,15
0,940
0,944
0,940
0,951
40
100
40,30
4035
0,970
0,972
Марка
Новокуйбышевск, Самарская обл.
Уфа
Орск
Пермь
Рязань
Ухта, Республика Коми
Хабаровск
Томск
Саратов
п. Константиновский, Ярославская обл.
п. Афипский, Краснодарский край
Ижевск
Кириши, Ленинградская обл.
падь Елизарова, Приморский край
Тюмень
п. Никуличи, Рязанская обл.
0,933
0,945
0,926
0,932
0,951
0,960
0,960
0,969
0,946
0,957
0,948
0,955
0,920
0,906
0,924
0,919
0,950
0,960
0,970
0,972
0,940
Пример 2.9. Определить часовой расход мазута на газомазутной ТЭЦ с шестью котлами БКЗ-420-140 НГМ-2. Мазут марки 100 Ново-Куйбышевского завода используется в качестве резервного топлива и топлива для водогрейных котлов КВГМ-180. Рассчитаем расход условного топлива для энергетических котлов Вупк = 6 × 36 9 = 221,4 т/ч и для водогрейных котлов Вувк = 742 × 0,14 = 104 т/ч.
Расход мазута:
— для энергетических котлов
221, 4 ⋅ 29,308
B пк =
= 155, 7 т/ч;
41, 67
— для водогрейных котлов:
104 ⋅ 29,308
B вк =
= 73,1 т/ч.
41, 67
36
Пример 2.10. Определить часовой расход донецкого угля марки АШ на КЭС с восемью паровыми котлами ТПП-210А. Часовой расход условного топлива для одного котла
по заданию на курсовое проектирование равен 99 т/ч, значит, для 8 котлов – 792 т/ч. Теплотворная способность угля АШ – 20,89 ГДж/т (см. табл. 2.5). Определим расход угля
В = 792 × 29,308 / 20,89 = 1111,2 т/ч.
Пример 2.11. Определить часовой расход мазута с теплотой сгорания 40 ГДж/т на
электростанции с тремя блоками по 800 МВт, если по заданию удельный расход условного топлива составляет 0,31 кг/кВт∙ч.
Используем формулу (2.5): В = 3 × 800 × 0,31 × 29,308/40 = 545 т/ч.
Определение ёмкости склада топлива
Ёмкость склада органического топлива для ТЭС рассчитывается по формуле
V=
Bпк × t пк × nзпк + Bвк × t вк × nзвк
,
ρ
(2.6)
где Bпк и Bвк — часовой расход натурального топлива соответственно паровыми и водогрейными котлами, т/ч;
t пк и t вк — число часов работы соответственно паровых и водогрейных котлов в сутки;
nзпк и nзвк — число дней запаса топлива соответственно паровых и водогрейных котлов;
ρ — объёмная плотность топлива, т/м3.
Число часов работы котла в сутки принимается для энергетических котлов на мазуте
20 ч, для котлов на твёрдом топливе и пиковых водогрейных — 24 ч.
Запас угля принимается равным:
– 30-суточному расходу — при дальности поставки 100 км и более;
– 15-суточному расходу — при дальности поставки менее 100 км;
– 10-суточному расходу — при конвейерной доставке.
Запас мазута принимается равным:
– 15-суточному расходу — при доставке по железной дороге и 3-суточному — при подаче по трубопроводу (если мазут — основное топливо);
– 10-суточному расходу — для электростанций с сезонной подачей газа (если мазут —
резервное топливо), для энергетических и водогрейных котлов одинаково;
– 5-суточному расходу — если станция работает на газе, а мазут — аварийное топливо; 10-суточному — для водогрейных котлов.
Запас мазута на растопочных хозяйствах принимается исходя из условий создания
10-суточного запаса на одновременную растопку одного-четырёх блоков суммарной
мощностью не более 800-1000 МВт с учётом расхода на подсветку в размере 0,1 от всех
рабочих котлов.
Запас дизельного топлива для парогазовых электростанций равен:
– 15-суточному расходу — при базисном режиме работы;
– 30-суточному расходу — при пиковом режиме. Продолжительность работы в сутки
при отсутствии данных в задании следует принять равной 4 ч;
– 10-суточному расходу — если топливо используется как резервное, 5-суточному —
как аварийное.
Плотность твёрдого топлива в штабеле принимается в 1,2 раза больше насыпной,
представленной в табл. 2.5. Плотность мазута предлагается принимать по табл. 2.6.
Газ на электростанциях не запасается.
Форма, число и размеры штабелей угля на складе топлива зависят от компоновочной
схемы угольного топливного хозяйства, мощности и числа энергоблоков, характеристик
угля, а также от механизмов, которые обслуживают угольные склады.
37
В отечественной практике получили распространение две основных схемы и формы
склада угля:
прямоугольный в плане штабель, обслуживаемый краном–перегружателем (на старых
станциях) или бульдозерами и скреперами. Такой склад располагается обычно в пределах
промплощадки и может быть рекомендован к применению в процессе работы над проектом при расходе угля до 500 т/ч;
кольцевые в плане штабели, обслуживаемые механизмами непрерывного действия –
штабелеукладчиками и роторными погрузочными машинами. Такие склады располагаются вне промплощадки, в отдельной ограде. Склады с кольцевыми штабелями предусматривают, как правило, для новых ТЭС независимо от часового расхода. При выполнении
курсового проекта можно порекомендовать использовать один кольцевой штабель при часовом расходе до 1000–1200 т и два штабеля — при большем.
Геометрические размеры и ёмкость штабелей угля в зависимости от их формы связаны соотношениями:
– прямоугольный штабель
V = K1 ⋅ K 2 ⋅ (b − h ⋅ ctgα) ⋅ ( L − h ⋅ ctgα) ⋅ h;
(2.7)
– кольцевой штабель (один)
V = K1K 2 k
π 3
r tgα
3
b
+1
r
3
−
b
ctgα
+1− h
r
r
3
− h
ctgα
+1
r
3
+1 ,
(2.8)
если b ≥ 2hctg α, π ≈ 3,14,
где V — ёмкость склада, определяемая по формуле (2.6);
K1 — степень заполнения штабеля, К1 = 0,85;
K 2 — степень уплотнения угля в штабеле, К2 = 1,2;
k — коэффициент, учитывающий разрыв в кольцевом штабеле для пропуска галерей с
конвейерами топливоподачи, k = 0,8…0,9;
L — длина прямоугольного штабеля, определяемая расчётом при известной ёмкости
склада;
b — ширина штабеля (если не задана, то следует принять равной 100 м для прямоугольного штабеля; для кольцевого штабеля b – разность между наружным и внутренним
радиусами, определяется расчётом при известной ёмкости склада);
h — высота штабеля, принимается равной 20 м;
α — угол естественного откоса угля в штабеле, зависит от свойств угля и меняется в
пределах 30–45°; если не задан, принимается равным 45°;
r — внутренний радиус штабеля (если не задан, принимается равным 45 м).
Огораживаемая вокруг кольцевого штабеля территория имеет форму, близкую к форме квадрата со стороной, примерно равной r + b + 15 м.
Запас мазута, дизельного топлива хранится в цилиндрических резервуарах, которых
должно быть не менее двух. Диаметр резервуаров определяется по табл. 2.7.
Таблица 2.7
Резервуары вертикальные стальные для нефти и нефтепродуктов (ГОСТ 31385-2016)
Ёмкость, м3
1000
2000
3000
5000
10000
15000
20000
30000
Диаметр, м
10,4
15,2
19,0
22,8
34,2
39,9
39,9
45,6
Высота, м
12,0
12,0
12,0
12,0
12,0
11,9
17,9
18,0
38
Масса, т
34,7
59,0
87,9
123,4
234,3
295,9
432,7
595,4
При выборе ёмкости резервуара мазута следует учитывать, что на КЭС их число
обычно не меньше числа блоков, а на ТЭЦ – не меньше двух. Необходимо иметь в виду,
что при уменьшении ёмкости резервуара увеличивается их число и, как правило, стоимость мазутного хозяйства. Ёмкости выбранных резервуаров должны быть одинаковыми.
Примерная удельная площадь всего мазутного хозяйства, размещаемого в отдельной ограде, составляет 0,8–0,9 м2 на 1 м3 хранения для железобетонных резервуаров и 1,1–1,25 м2 —
для металлических (меньшие величины — для более крупных резервуаров).
Резервуары дизельного топлива выполняются металлическими, число их принимается
не менее двух.
Пример 2.12. Подобрать резервуарный парк для газомазутной ТЭЦ с характеристиками (см. пример выше): часовой расход мазута энергетическими котлами 155,7 т/ч, водогрейными — 73,1 т/ч, мазут — резервное топливо. Требуемый запас мазута:
V = (155, 7 т/ч×20 ч×10 сут. + 73,1 т/ч×24 ч ⋅10 сут.) / 0,932 т/м3 = 52100 м3 .
Принимаем три резервуара ёмкостью по 20000 м3 каждый.
Пример 2.13. Определить ёмкость и размер склада топлива для КЭС с расходом донецкого угля 1111,2 т/ч (см. пример выше) при дальности транспортировки 300 км. Рассчитаем ёмкость склада
V =1111,2 т/ч×24 ч×30 сут./1,14 т/м3 =701760 м3 .
Принимаем один кольцевой штабель угля. По формуле (2.8) для r = 45 м, h = 20 м,
α = 45°, К1 = 0,85, К2 = 1,2, k = 0,85 и принятого в первом приближении b = 90 м (наружный радиус – 90 + 45 = 135 м) находим
π
V = 0,85 ⋅1, 2 ⋅ 0,85 453
3
90
+1
45
3
−
90
1
+ 1 − 20
45
45
3
− 20
1
+1
45
3
+ 1 = 696 тыс. м3.
Полученная величина меньше требуемой ёмкости 701760 м3 на 10 %, что допустимо
при выполнении проекта.
Таким образом, принимаем наружный радиус штабеля 135 м. Тогда площадка штабеля
в ограде составит: (135 + 15) × (135 + 15)=150 × 150 (м).
Пример 2.14. Подобрать резервуарный парк резервного дизельного топлива для парогазовой электростанции мощностью 1200 МВт (3×ПГУ-400). Удельный расход условного
топлива равен 0,2 кг/кВт·ч, теплотворная способность 42,5 МДж/кг.
Определим ёмкость парка
V = 0,2 кг/кВт·ч × 1200000 кВт × 24 ч × 10 сут. × 29,3/42,5 = 25000 т.
Принимаем 5 резервуаров по 5000 м3. Геометрические размеры – в табл. 2.7.
2.2.3. Техническое водоснабжение
Определение расхода воды
Назначение системы технического водоснабжения на электростанции состоит в обеспечении конденсации пара в конденсаторах и охлаждения оборудования. Основным охлаждающим агентом, как правило, является вода.
Требуемый расход охлаждающей воды, подаваемой в конденсаторы, определяется
суммированием расходов по отдельным турбинам (см. раздел 2, п. 2.1). Для учёта расхода
воды на вспомогательное оборудование при прямоточных системах водоснабжения с рекой, а также при системах с природным водоёмом или водохранилищем-охладителем следует умножить полученный расход на коэффициент, равный 1,1 для АЭС и для КЭС с
энергоблоками 500–1200 МВт и 1,05 — для остальных ТЭС. Для систем с градирнями
этот коэффициент не применяется, так как вспомогательное оборудование охлаждается
замкнутым контуром.
39
Пример 2.15. Определить потребность в охлаждающей воде для КЭС с 8 турбинами по
300 МВт при системе водоснабжения с водохранилищем-охладителем.
Определим расход воды для одной турбины 36000 м3/ч (см. табл. 1.1), тогда для 8
турбин с учётом вспомогательного оборудования он будет равен
Qw = 1, 05 ⋅ 8 ⋅ 36000 = 302400 м3 /ч.
Пример 2.16. Определить потребность в охлаждающей воде для ТЭЦ с набором турбин ПТ-80 + ПТ-135 + 3 × Т-110 при оборотной системе водоснабжения с градирнями.
Расход воды определяется суммированием расходов по отдельным турбинам (см.
табл. 1.3): Qw = 8000 + 12400 +3 × 16000 = 68400 м3/ч.
Выбор площади водохранилища-охладителя,
оценка площади природного водоёма
При оборотной системе водоснабжения с природным водоёмом или водохранилищемохладителем следует подобрать площадь их зеркала, предварительно наметив тип водохранилища, ориентируясь на рельеф местности и на другие особенности ситуационного
плана, или оценить конфигурацию природного водоёма. Если на местности имеется долина реки, не занятая особо ценными сельскохозяйственными угодьями или плотной застройкой, то в отдельных случаях можно получить разрешение на сооружение гидроузла
(водохранилища речного типа с плотиной). Если на плане имеется озеро, то можно при
наличии соответствующего разрешения создать наиболее экономичный тип водохранилища — озёрный. Однако если озеро имеет рыбохозяйственное значение, то будущую акваторию водохранилища следует отделить дамбой.
При отсутствии долин и озёр возможно устройство водохранилища наливного типа,
т.е. огороженного дамбами с трёх (на косогоре) или с четырёх (на равнине) сторон. Это
самый дорогостоящий тип водохранилища.
Площадь зеркала водохранилища или водоёма, необходимую для охлаждения сбрасываемой электростанцией воды, можно рассчитать по формуле
Ω = K акт Qw w ⋅ 24 /10000,
(2.9)
где Qw — расход охлаждающей воды на электростанции, м3/ч;
w — удельная площадь активной зоны (зеркала водохранилища или водоёма),
2
м /(м3/сут.); удельную площадь активной зоны следует принимать в размере 2,5–3 м2/(м3 /сут.)
для озёрных водохранилищ, водоёмов, 2 – 2,5 м2/(м3 /сут.) — для речных и 1,5–2 м2/
(м3/сут.) — для наливных водохранилищ (меньшее число соответствует маломощной
электростанции). Если в задании отсутствуют какие-либо данные, следует принять удельную площадь равной — 1,5 м2/(м3/сут.);
K акт — коэффициент, учитывающий площадь, не входящую в активную зону зеркала.
Коэффициент Какт принимается:
при вытянутой форме зеркала водохранилища или водоёма с входом и выходом воды
в дальних концах при соотношении 1:5–1:2 и более, а также со струенаправляющей дамбой — 1,25;
без струенаправляющей дамбы и при соотношении 1:5 … 1:2 — 1,40.
при округлой форме зеркала водохранилища или водоёма со струенаправляющей дамбой и при соотношении 1:1 … 1:2 — 1,35;
то же, но без струенаправляющей дамбы, а также при зеркале вытянутой формы с тупиковой зоной — 1,70.
Если в задании отсутствуют данные, принять K акт = 1,25. Необходимость применения
струенаправляющей дамбы согласовывается с ведущим преподавателем.
40
Пример 2.17. Определить минимальную требуемую площадь зеркала водоёма (водохранилища) для КЭС с расходом воды 302400 м3/ч. Используем формулу (2.9): (1,25 ×
× 302400 м3/ч × 1,5 м2/ м3/ч × 24 ч) / (10000 м2/га) = 1361 га, или 13,61 (км2).
Если при компоновке ситуационного плана площадь зеркала получается существенно
меньше определённой расчётом, то устанавливаются дополнительно искусственные охладители – градирни. Расход воды на градирни
Qr = Qw − 10000 ⋅ Ωв / 24 ⋅W ⋅ K акт ,
(2.10)
где Qw — общий требуемый расход воды, м3/ч,
Ωв — фактическая площадь водохранилища (водоёма), га.
При относительно небольших размерах водоёма, когда невозможно обеспечить охлаждающей водой хотя бы один энергоблок, систему водоснабжения следует проектировать
только с использованием градирен. Водоём при этом используется для восполнения потерь, связанных с испарением, уносом воды из градирен и др.
Выбор градирен
Число башенных испарительных градирен подбирают, используя данные табл. 2.8.
Общий требуемый расход воды на электростанции должен находиться в пределах границ,
определённых суммой минимальных и максимальных значений производительности градирен. Обычно принимают от двух до восьми одинаковых градирен. Предпочтение для
КЭС с крупными блоками (500 МВт и больше) следует отдавать вариантам с числом градирен, равным числу турбоагрегатов (энергоблоков). При параллельной работе с озером,
рекой или водохранилищем можно принимать одну градирню.
Таблица 2.8
Башенные испарительные градирни
Площадь
орошения, м2
1200
1600
2100
2600
3200
4000
4200
6400
6900
9200
Производительность,
тыс. м3/ч
7–9
10–12
13–16
16–20
22–26
28–32
34–36
50–54
60–70
80–100
Диаметр
основания, м
40
48
52
58
71
80
82
97
108
126
Высота башни, м
48
55
65
71
82
90
102
110
130
150
Все устанавливаемые на электростанции градирни должны быть одинаковыми.
Для паросиловых ТЭЦ и ПГУ при относительно небольших мощностях в ряде случаев
используются вентиляторные градирни. Зона увлажнения вокруг таких градирен меньше,
чем у башенных, а также меньше занимаемая площадь и капитальные затраты. Упрощается борьба с обледенением в зимний период. К недостаткам вентиляторных градирен можно отнести более высокие эксплуатационные расходы.
Вентиляторные градирни проектируются, как правило, секционными. В плане секция
имеет обычно форму квадрата (табл. 2.9, а и 2.9, б). В зависимости от требуемого расхода
воды набирается то или иное число секций.
41
Таблица 2.9, а
Характеристики вентиляторных градирен (модели АКВАНН)
Модель
АКВА-16
АКВА-36
АКВА-64
АКВА-100
АКВА-120
АКВА-140
АКВА-144
АКВА-196
АКВА-192
АКВА-256
АКВА-324
Размер
секции, м
4×4
6×6
8×8
10×10
10×12
10×14
12×12
14×14
16×12
16×16
18×18
Число секций,
шт.
1-5
1-5
1-5
1-5
1-3
1-3
1-3
1-3
1-3
1-3
1-3
Расход воды на
секцию, м3/ч
240
450
800
1250
1500
1750
1800
2450
2400
3200
4050
Площадь
орошения, м2
16
36
64
100
120
140
144
196
192
256
324
Таблица 2.9, б
Вентиляторные градирни «ФОРТЭКС-Водные Технологии»
Модель
Длина, м
Ширина, м
Высота, м
SAV 1000
SAV 1500
SAV 2000
SAV 2500
SAV 3000
3,5
4,8
6
8,4
16
3,5
4,8
6
6
8
6
6
6,7
7
9,2
Расход воды,
м3/ч
180
320
500
700
1200
Пример 2.18. Подобрать башенные испарительные градирни для ТЭЦ с расходом воды
68400 м3 /ч (см. пример выше).
Возможны следующие варианты (см. табл. 2.8):
– шесть градирен с площадями орошения 1100 м2 и с суммарным расходом воды
(9 × 6) … (12 × 6) = 54 … 72 тыс. м3 /ч;
– четыре градирни по 1 600 м2 с суммарным расходом 52 … 70 тыс. м3 /ч;
– три градирни по 2300 м2 — 57 … 75 тыс. м3/ ч;
– две градирни по 3200 м2 — 50 … 70 тыс. м3 /ч.
Дополнительные факторы, которые учитываются при выборе варианта – это стоимость градирен и соответствующих коммуникаций, а также размер отчуждаемой территории. С увеличением размеров градирни удельные капиталовложения на 1 м3/ч охлаждаемой воды снижаются, т.е. парк из двух градирен площадью орошения 3200 м2 будет стоить заметно меньше, чем парк из шести по 1100 м2. Однако большее число градирен позволяет отключать некоторые из них в холодное время года или при выводе в ремонт отдельных турбоагрегатов.
Прямоточное водоснабжение
При прямоточном водоснабжении прежде всего следует определить расход воды в реке
Qр = 3600 ⋅ bp hpVp ,
(2.11)
где b р и h р — соответственно ширина и средняя глубина реки, м;
V р — средняя скорость течения, м/с.
Расход воды, забираемой на охлаждение при прямоточной системе, не должен превышать 25 % минимального расхода реки. При несоблюдении этого условия следует допол42
нительно предусмотреть сооружение башенных градирен. Требуемая производительность
градирен определяется по формуле
Qг = Qw − 0, 25 ⋅ Qp .
(2.12)
При смешанном водоснабжении, с использованием реки и градирен можно принять и
одну градирню.
Пример 2.19. Выбрать систему водоснабжения для КЭС с требуемым расходом воды
на охлаждение 302400 м3/ч (см. пример выше). Электростанцию планируется разместить
рядом с рекой, ширина которой в месте нахождения станции 110 м, средняя глубина 5 м,
скорость течения 0,5 м/с.
Определяем по формуле (2.11) расход воды в реке (дебет реки)
Qр = 3600 × 110 × 5 × 0,5 = 990000 м3/ч.
Для подачи на станцию можно использовать не более 25% общего расхода. Остальную
сбрасываемую из конденсатора воду в объёме
Qг = 302400 – 0,25 × 990000 = 54900 м3 /ч необходимо охлаждать в градирнях (см.
формулу (2.12)).
Принимаем по табл. 2.8 одну градирню площадью орошения 5300 м2 производительностью 50…60 тыс. м3 /ч (или 6900 м2 производительностью 60…70 тыс. м3 /ч).
2.2.4. Золошлакоудаление
Общие сведения
На твёрдотопливных ТЭС для хранения удаляемых из котлов и золоуловителей золошлаковых материалов устраиваются золоотвалы. Ёмкость первой очереди золоотвала
рассчитывается на 5 лет, полная ёмкость — на 25 лет.
В золоотвал поступает зола (за вычетом небольшой части, менее 0,5%, уносимой с
дымовыми газами) и частички угля, которые не успевают сгореть в котле (так называемый
механический недожог). Существуют различные технологии золошлакоудаления, в частности, «сухие» и «мокрые» системы. В данном курсовом проекте принимается та, при которой смесь золы, шлака и воды с помощью багерных насосов перекачивается по трубопроводам-пульпопроводам на золоотвал, после чего очищенная на золоотвале вода самотёком поступает к насосам, которые по трубопроводам возвращают её на станцию для повторного использования — так называемая «мокрая» система золошлакоудаления. Во
многих случаях рядом с золоотвалом устаивается бассейн, где собирается и осветляется
поступающая из золоотвала вода. На берегу бассейна устанавливается насосная станция.
Расчёт ёмкости золоотвала
Общее количество золошлакового материала Qзш, т/ч, поступающего в отвал, определяется по формуле
А
Q
+ qмн н ,
Qзш = В
(2.13)
100
3268
где В — часовой расход угля, т/ч ;
А — зольность угля, % (см. табл. 2.5);
Qн — теплота сгорания угля, ГДж/т (см. табл. 2.5);
qмн — потери с механическим недожогом: для угля АШ — 4 %, для прочих каменных
углей – 1 … 1,5 %, для бурых углей — 0,5 … 1 % (меньшие значения соответствует малозольному топливу).
Ёмкость золоотвала Vзшо, м3, определяется по формуле
Vзшо =
Qзш nзшТ э
,
К зап g зш
43
(2.14)
где nзш — число лет заполнения отвала;
Tэ — число часов использования мощности, ч/год,
К зап — коэффициент заполнения золоотвала, принимаемый для малых золоотвалов
0,8, для больших (больше 5 млн т) — 0,9;
g зш — плотность золошлакового материала: для донецких углей — 1,4 т/м3, для назаровских — 1,3 т/м3, для прочих углей — 1,1 т/м3.
Число часов использования установленной мощности, если оно не указано в задании,
следует принимать для КЭС и ТЭЦ — 6500 ч/год, для пиковых водогрейных котлов на
твёрдом топливе — 1500 ч/год. В последнем случае ёмкость определяется отдельно для
энергетических и для водогрейных котлов, а затем суммируется.
Площадь золоотвала определяется делением его объёма на среднюю глубину, принимаемую в интервале 10…50 м. Золоотвалы в зависимости от высоты делятся на четыре
класса: 1-й — более 50 м, 2-й — от 25 до 50 м, 3-й — от 15 до 25 м, 4-й — менее 15 м. Чем
опаснее последствия от аварии на золоотвале для населённых пунктов, транспортных магистралей, окружающей природной среды, а также в случае невозможности восполнения
потерь воды в системе оборотного гидрозолоудаления из другого источника или предотвращения простоя ТЭС, тем выше класс золошлакоотвала (ЗШО) следует принимать (так,
как правило, его повышают до 3- и 4-го). При высоком классе увеличивается размер отчуждаемой территории.
Пример 2.20. Определить характеристики золоотвала 2-го класса по высоте для КЭС
при сжигании в час 1111,2 т угля АШ с теплотворной способностью 20,89 ГДж/т, зольностью 27,5 %.
По формуле (2.13) определяем часовой выход золошлаковых материалов:
Qзш = 1111,2 × (27,5 / 100 + 4 × 20,89 / 3268) = 334 т/ч.
Ёмкость золоотвала на первые 5 лет работы станции определяется по формуле (2.14):
Vзшо = 334 × 5 × 6500 / (0,85 × 1,4) = 9121000 м3.
Тогда площадь золоотвала при средней глубине 30 м составит
Fзшо = 9121000 / (30 × 10000) = 30,4 га.
2.2.5. Электрическое распределительное устройство
Общие сведения
Распределительным устройством (РУ) электростанции называется сооружение, служащее для приёма электроэнергии от генераторов и распределения её по внешним потребителям и потребителям на самой электростанции. На электростанциях можно выделить
РУ, относящиеся к главной схеме электрических соединений, и распределительные
устройства собственных нужд (РУСН).
На РУ главной схемы электроэнергия распределяется по внешним потребителям
(населённым пунктам, промышленным комплексам и др.) посредством воздушных или
кабельных линий электропередачи (соответственно ВЛ и КЛ). Напряжение этих РУ, как
правило, варьируется от 10 до 750 кВ (в перспективе предполагается использовать и
напряжение 1150 кВ). На электростанциях может устраиваться как одно, так и несколько
РУ главной схемы. Несколько РУ принимается при наличии потребителей разной удалённости, приводящем к необходимости выдачи электроэнергии на разных напряжениях.
На РУСН электроэнергия поступает для питания внутренних потребителей электростанции (электродвигателей насосов, устройств автоматики управления и др.) на напряжениях, как правило, 0,4 и 6 кВ.
44
Принципиальную схему электрической части электростанции, включающую главную
схему и схему собственных нужд, рассмотрим на примере, изображённом на рис. 2.4.
Рис. 2.4. Принципиальная схема электрической части электростанций
Главная схема здесь представлена следующим образом. Электроэнергия от генераторов напряжением 27 кВ (Г 27 кВ) поступает на повышающие трансформаторы (Т 27/500
кВ и Т 27/220 кВ), после чего – на РУ 500 кВ и РУ 220 кВ, связанные между собой посредством автотрансформатора (АТ 500/220/6 кВ). Автотрансформатор – это двухобмоточный трансформатор с расщеплённой обмоткой высокого напряжения. За счёт этого
расщепления он имеет не два, как у обычного двухобмоточного трансформатора, а три
вывода – в данном примере это выводы 500, 220 и 6 кВ. При этом обмотки 220 кВ и 500
кВ являются частями единой расщеплённой обмотки. Автотрансформаторы имеют такие
преимущества перед трёхобмоточными трансформаторами как повышенное КПД и более
низкая стоимость. Вывод 6 кВ часто используется для резервирования собственных нужд
и присоединяется к РУСН 6кВ энергоблоков (на схеме этот вывод оборван).
От РУ 500 кВ электроэнергия передаётся потребителям, расположенным на значительном расстоянии от электростанции, а от ОРУ 220 кВ – потребителям местных распределительных сетей, на расстояние не более 100-200 км.
Схема питания собственных нужд на рис. 2.4 показана только для одного блока, у
остальных она аналогична. Для питания внутренних потребителей используется понижающий трансформатор собственных нужд (ТСН 27/6 кВ), обмоткой высокого напряжения
присоединённый к выводу генератора. Энергия пониженного напряжения поступает сначала на шины РУСН 6кВ, а затем, после ещё одного шага понижения, производимого на
ТСН 6/0,4 кВ, – на РУСН 0,4 кВ. Два шага понижения необходимы, так как для питания
собственных потребителей, как уже было отмечено ранее, требуется два класса напряжения. На рис. 2.4 потребители собственных нужд показаны стрелками, так же как и внешние потребители. Резервное питание собственных нужд осуществляется от РУ 220 кВ посредством резервного трансформатора собственных нужд (РТСН 220/6 кВ). В случае от45
ключения блока, нормально питающего это РУСН, электроэнергия на него будет поступать через указанный трансформатор от других блоков, а также из энергосистемы по линиям электропередачи (ЛЭП). Для дополнительного резервирования питания собственных
нужд к РУСН 6 кВ присоединяется дизель-генератор (ДГ), а к РУСН 0,4 кВ – аккумуляторная батарея (АБ).
Далее под «распределительными устройствами» будем подразумевать исключительно
РУ главных схем, поскольку именно они в наибольшей степени влияют на общие компоновочные решения электростанций. На РУ размещают коммутационные аппараты (выключатели, разъединители и др.), сборные и соединительные шины, автотрансформаторы
и другое оборудование.
По характеру расположения (в здании или на открытых площадках) различают распределительные устройства соответственно закрытые (ЗРУ) и открытые (ОРУ). Существует также вид РУ, в которых оборудование находится в специальных шкафах или герметичных объёмах (ячейках). Они называются комплектными РУ (КРУ) и могут устраиваться как в зданиях, так и на открытых площадках. Среди РУ этого вида нужно особо
отметить комплектные распределительные устройства с элегазовой изоляцией (КРУЭ),
которые находят сегодня все большее применение. За счёт своей компактности КРУЭ
даже при напряжениях 500 кВ и выше могут быть размещены в здании.
На КЭС, АЭС, мощных ПГУ сооружают, в основном, либо КРУЭ открытого или закрытого исполнения, либо ОРУ. Каждый из этих вариантов имеет свои преимущества и
недостатки. Отметим лишь, что ОРУ занимает существенно бóльшую территорию, чем
аналогичное по мощности КРУЭ, но по сравнению с весьма жёсткой геометрией КРУЭ
вариант ОРУ предоставляет больше возможностей для варьирования компоновочных решений.
На электростанциях относительно небольшой мощности РУ размещается в главном
корпусе или в отдельном здании ЗРУ, откуда (чаще всего по кабельной сети) электроэнергия направляется близлежащим потребителям на напряжении 6, 10 или 35 кВ. Иногда сооружают ЗРУ и на 110, 220 кВ. Традиционное ЗРУ представляет собой одно- или двухэтажное
здание пролётом 12–18 м. Длина здания зависит от напряжения, числа присоединений, достигая 60 м.
На паросиловых ТЭЦ, ПГУ-ТЭЦ большой мощности помимо ЗРУ сооружается ОРУ или
КРУЭ 110 или 220 кВ, на которое выдаётся мощность от наиболее крупных генераторов.
Размеры здания ЗРУ, территории ОРУ зависят от мощности электростанции, главной
схемы электрических соединений, класса напряжения РУ, числа присоединений генераторов и ЛЭП к РУ, а также от конструктивных и компоновочных решений оборудования.
Исходными данными для расчётов являются напряжения, на которых выдаётся мощность, а также количество и мощность генераторов.
При разработке ситуационного плана принять, если специально не оговорено,
что вся электроэнергия направляется потребителям по воздушным линиям электропередачи на напряжениях 110, 220, 330, 500 и 750 кВ (в соответствии с заданием). Проектируются открытые распределительные устройства. При выполнении
работы требуется:
• выбрать число энергоблоков (генераторов), подсоединённых к распределительным устройствам заданных напряжений;
• разработать главную схему ОРУ с учётом связей между распредустройствами
разных напряжений;
• определить размеры ОРУ и нанести занимаемую территорию на карту местности с учётом связей с повышающими трансформаторами и выводом ЛЭП.
46
Определение числа присоединений генераторов и ЛЭП к РУ
Для определения числа присоединений ОРУ надлежит использовать следующие рекомендации.
Общая подключаемая мощность генераторов к ОРУ 110 кВ не должна превышать
400 МВт, к ОРУ 220 кВ — 600 МВт; указанные напряжения используются в местных распределительных сетях, и указанной мощности, как правило, бывает достаточно, чтобы
обеспечить электроэнергией районных потребителей в радиусе до 400 км;
При выдаче мощности на напряжениях 110 + 220 кВ или 110(220) + 330(500,750) кВ
суммарные мощности генераторов, подсоединяемых к указанным ОРУ, находятся примерно в соотношении (10 … 40 %) + (90 … 60%). Например, для варианта 110 + 330 кВ
это примерно 20 и 80 %, для варианта 220 + 500 кВ – 30 и 70 %. С ростом разницы напряжений ОРУ растёт и разница в соотношении подключаемых мощностей. При мощных генераторах (500 МВт и выше) они могут вообще не подключаться к ОРУ 110(220) кВ.
Тогда электроэнергия на ОРУ 110(220) кВ и далее по ЛЭП соответствующего напряжения
будет поступать от ОРУ 330 (500, 750) кВ через автотрансформаторы. Для определения
числа присоединяемых ЛЭП 110 или 220 кВ в этом случае следует принять, что от ОРУ
110 кВ отходят ЛЭП общей мощностью 200 МВт, а от ОРУ 220 кВ — 400 МВт;
При выдаче мощности на напряжениях 220 + 500 кВ или 330 + 750 кВ мощности генераторов, подсоединяемых к разным ОРУ, находятся примерно в соотношениях (20 … 50 %) +
+ (80 … 50 %);
При выдаче мощности на трёх напряжениях — 110 + 220 + 500 кВ или 110 + 330 +
+ 750 кВ — суммарные мощности генераторов, присоединяемых к разным ОРУ, находятся примерно в соотношениях (10 … 20 %) + (10 … 40 %) + (80 … 40 %). Как и в случае с
двумя ОРУ, здесь к ОРУ 110 кВ генераторы (как правило, мощностью 300, 500 МВт и
выше) могут не подключаться. ОРУ трёх напряжений предусматриваются при большом
числе генераторов, как правило, больше 6, при значительной мощности электростанции
(более 1500 … 2000 МВт).
Число ЛЭП, отходящих от каждого ОРУ напряжения U, кВ, определяется по формуле
nUл = (∑ W ) / W U ,
(2.15)
где ∑W —
а) суммарная мощность генераторов, подключаемых к РУ напряжения U, кВ, за вычетом мощности, направляемой на другие РУ (см. рекомендации, п. 2);
б) при отсутствии непосредственного подключения генераторов к РУ напряжения U,
кВ, принимаемая согласно с п. 2 рекомендаций общая мощность присоединяемых ЛЭП;
W U — мощность, передаваемая по одной ЛЭП напряжения U, кВ (табл. 2.10).
Таблица 2.10
Оптимальные соотношения между напряжениями ЛЭП, оптимальной передаваемой
мощностью и дальностью передачи
Напряжение ЛЭП (ОРУ),
U, кВ
110
220
330
500
750
Мощность, передаваемая по одной ЛЭП, WU, МВт
25 ... 40
100 ... 200
250 ... 350
650 ... 800
1600 ... 1800
Дальность передачи,
км
80 ... 40
400 ... 80
700 ... 400
1200 ... 700
2200 ... 1200
Примечание: С увеличением передаваемой мощности при фиксированном напряжении оптимальное расстояние передачи уменьшается.
47
Результат по формуле (2.15) округляется до целого в меньшую сторону.
Мощность, передаваемая по ЛЭП 110, 220 кВ, может быть увеличена соответственно
до 75 МВт, до 400 МВт, если расстояние передачи электроэнергии меньше 40 и 80 км соответственно.
При передаче электроэнергии от ЗРУ по кабелям число кабельных линий следует
определять из расчёта, что при напряжениях 6, 10, 35,110 кВ мощность, передаваемая по
одной линии, не должна превышать соответственно 1, 2.5, 30, 300 МВт.
Пример 2.21. КЭС 4×800 МВт с выдачей электроэнергии на напряжениях 220 и 750 кВ.
Если по заданию общая мощность, выдаваемая на напряжении 220 кВ, не превышает
800 МВт, то к ОРУ 220 кВ генераторы не присоединяются. Все они подключены к ОРУ 750 кВ.
Принимаем, если не задано, что суммарная мощность, передаваемая по линиям 220 кВ —
400 МВт (см. рекомендации, п. 2). Мощность одной ЛЭП 220 кВ – 100 … 200 МВт, одной
ЛЭП 750 кВ — 1600 … 1800 МВт (см. табл. 2.10). Число ЛЭП определяем по формуле (2.15):
ОРУ 220 кВ: nл220 = 400 / (100 … 200) = 2 … 4 ЛЭП, принимаем 3 ЛЭП,
ОРУ 750 кВ: nл750 = (4 × 800 – 400) / (1600 … 1800) = 1 … 2 ЛЭП, принимаем 2 ЛЭП.
Пример 2.22. КЭС 8×210 с выдачей электроэнергии на напряжениях 110, 220 и 500 кВ.
В соответствии с п. 4 рекомендаций (см. выше) имеют место следующие соотношения
суммарных мощностей присоединённых генераторов к РУ указанных напряжений:
(10 … 20 %) + (10 … 40 %) + (80 … 40 %). Принимаем: к ОРУ 110 кВ — 1 генератор
(210 МВт, 12,5%), к ОРУ 220 кВ — 2 генератора (420 МВт, 25%), к ОРУ 500 кВ — 5 генераторов (1050 МВт, 62,5%).
По табл. 2.10 определим оптимальную мощность одной ЛЭП: при напряжении 110 кВ —
25 … 40 МВт, 220 кВ – 100 … 200 МВт, 500 кВ – 650 … 800 МВт. Число присоединяемых
ЛЭП определяем по формуле (2.15):
ОРУ 110 кВ: nл110 = (1 × 210) / (25 … 40) = 5 … 8 ЛЭП, принимаем 6 ЛЭП,
ОРУ 220 кВ: nл220 = (2 × 210) / (100 … 200) = 2 … 4 ЛЭП, принимаем 3 ЛЭП,
ОРУ 500 кВ: nл500 = (5 × 210) / (650 … 800) = 1 … 2 ЛЭП, принимаем 2 ЛЭП.
Выбор главной схемы и компоновки ОРУ
Выбор главной схемы зависит от требований надёжности, гибкости и экономичности
[1, С. 82]. При напряжениях 110, 220 кВ главные электрические соединения ОРУ решаются, как правило, по схеме с двумя основными и обходной системами шин (табл. 2.11). При
напряжениях 500 и 750 кВ принимаются обычно схемы «3/2» или «4/3» (см. табл. 2.11).
При напряжении 330 кВ используется как схема с основными и обходной системой шин,
так и схемы «3/2» и «4/3».
При схемах «3/2» или «4/3» наиболее экономичное и надёжное решение РУ выбранного напряжения получается, когда соотношение между числом присоединяемых ЛЭП и
генераторов близко к 1 — для схемы «3/2» и к 0,5 или 2 — для схемы «4/3». Обычно
каждый генератор присоединяется к РУ через повышающий двухобмоточный трансформатор (рис. 2.5,а). Если число генераторов значительно больше числа ЛЭП, то число присоединений генераторов уменьшают путём присоединения всех или некоторых из них
(одинаковой мощности) попарно к одному повышающему трёхобмоточному трансформатору (рис. 2.5,б). Каждый такой трёхобмоточный трансформатор, в свою очередь, подключается к ОРУ как одно присоединение. Например, к ОРУ 500 кВ необходимо подключить 10 генераторов одинаковой мощности и 3 ЛЭП (рис. 2.6). Если 8 генераторов подключить к ОРУ попарно через трёхобмоточные трансформаторы, то будет 8 : 2 = 4 таких
присоединения. Остальные 2 генератора подключим через двухобмоточные трансформаторы,
т.е. как отдельные присоединения. Тогда соотношение между числом присоединений генераторов (трансформаторов) и ЛЭП равно 4 + 2 = 2, т.е. целесообразно использовать схему «4/3».
Схема, отражающая такое решение, представлена в табл. 2.11. Условные обозначения и сокращения, используемые на рис. 2.4, 2.5 и 2.6, раскрыты в примечании к табл. 2.11.
48
Таблица 2.11
Размеры ячейки ОРУ в зависимости от принятой схемы и напряжения
Компоновка
выключателей
1
Схемы
2
С двумя основными и одной обходной
системами шин
—
Размер ячейки,
b/l, м
3
4
5
при напряжении, кВ
110
220
330
9/60
15.4/95
22/120
при напряжении, кВ
330
500
750
«3/2»
Трёхрядная
24/168
28/232.7
41/337
Однорядная
24/95.2
28/120.5
41/165
49
Окончание табл. 2.11
Компоновка
выключателей
1
Размер ячейки,
b/l, м
3
4
5
при напряжении, кВ
330
500
750
Схемы
2
«4/3»
Четырёхрядная
24/204
28/278
41/390
Двухрядная
24/142.5
28/176
41/230
Однорядная
24/95.2
28/120.5
41/165
Примечание: Размеры ячеек даны для решений с подвесными разъединителями.
Условные обозначения и сокращения: Г, — генератор; Т, — трансформатор; ЛЭП, — линия
электропередачи; I, II, ОСШ — соответственно 1-я, 2-я и обходная системы шин; b, l — ширина и
длина ячейки соответственно; — выключатель; — разъединитель;
— соединение
50
а
б
Рис. 2.5. Схемы присоединения генераторов к РУ:
а — генератор через двухобмоточный трансформатор; б — два генератора через трёхобмоточный трансформатор
Рис. 2.6. Возможное решение схемы ОРУ 500 кВ с присоединением к нему 10 генераторов и 3 ЛЭП
Компоновка ОРУ, решённого по схеме «3/2» или «4/3», его площадь и соотношение
сторон зависят от схемы размещения выключателей (одно-, двух- или трёхрядная, см.
табл. 2.11). Выбор той или иной компоновки зависит от местных условий, т.е. от возможности выбрать на местности площадку, квадратную или прямоугольную в плане, а также
от компоновки турбоагрегатов в главном корпусе. Например, при продольной компоновке
турбоагрегата в машинном отделении длина ячейки турбины мощностью 800 МВт может
достигать 108 м. Поэтому для РУ, если оно размещается вдоль фронта машинного отделения, целесообразна вытянутая компоновка с однорядным расположением выключателей.
Пример 2.23. КЭС 6×800 МВт с продольным расположением турбин и выдачей мощности на ОРУ 330 кВ + ОРУ 750 кВ. Предварительно определено, что к ОРУ 330 кВ подсоединены два генератора (1600 МВт, 33 %), к ОРУ 750 кВ — четыре (3200 МВт, 67%).
Выберем главную схему и компоновку распределительного устройства.
Определим число ЛЭП, присоединяемых к каждому ОРУ:
ОРУ 330 кВ: nл330 = 1600 / (250 … 350) = 4 … 6 ЛЭП. Принимаем nл330 = 4 ЛЭП.
ОРУ 750 кВ: nл750 = 3200 / (1600 … 1800) = 1 … 2 ЛЭП. Принимаем nл750 = 2 ЛЭП.
Таким образом, соотношение между числом генераторов и ЛЭП на ОРУ 330 кВ равно
0,5, на ОРУ 750 кВ — 2. В обоих случаях принимаем схему «4/3». Поскольку турбоагрегаты размещены вдоль продольных осей машинного зала, т.е. длина последнего примерно
520 м (с учётом ремонтных площадок), принимаем для ОРУ 330 и 750 кВ однорядные
компоновки выключателей (см. табл. 2.11).
Определение площади ОРУ
Площадь ОРУ напряжения U, решённого по схеме с двумя основными и обходной
системой шин, определяется по формуле
F U = L × B,
51
(2.16)
где L, В — длина и ширина ОРУ, вычисляемые по формулам:
L = m × (nг + nл + nд ) × b;
(2.17)
B = m × l,
(2.18)
где l, b — длина и ширина одной ячейки (см. табл. 2.11);
m = 1,1 … 1,2 — коэффициент, учитывающий увеличение размеров ОРУ вследствие
размещения автотрансформаторов связи, здания щита управления, автодорог;
nг , nл — число присоединений (ячеек) генераторов, ЛЭП (по предыдущему расчёту);
nд — число дополнительных присоединений (ячеек): обходного, шиносоединительного выключателей (2 ед.), резервного трансформатора собственных нужд (1 ед.), автотрансформатора связи , если есть ещё одно ОРУ (1 ед.), т.е. nд = 3–4.
Площадь ОРУ, решённого по схемам «3/2» или «4/3», определяется по формуле (2.16),
где L, В – соответственно длина и ширина ОРУ, вычисляемые по формулам (2.19), (2.20)
с учётом (2.21):
L = m×b × N;
(2.19)
B = m × l;
(2.20)
n = (nг + nл + nд ) × e,
(2.21)
где l, b — соответственно длина и ширина ячейки в зависимости от компоновки
(см. табл. 2.11);
N — число, получаемое округлением n до ближайшего целого в бóльшую сторону;
nд — число дополнительных присоединений (ячеек): резервного трансформатора собственных нужд, автотрансформатора связи, резервных ячеек; nд = 2-3;
е — коэффициент, определяющий число ячеек в зависимости от компоновки ОРУ,
принимаемый по табл. 2.12.
Внимание! При выполнении курсового проекта следует вычертить электрическую
схему заданной электростанции со всеми присоединениями (генераторов, ЛЭП,
дополнительными присоединениями), с обозначением размеров ячеек, и затем,
исходя из неё, определить длину и ширину ОРУ.
Таблица 2.12
Значения коэффициента е
Схема
«3/2»
«4/3»
Значение е при компоновке выключателей
трёхрядной
двухрядной
однорядной
1
2/3
—
5/6
3/2
4/3
При переносе на план местности полученных результатов следует иметь в виду, что,
как правило, РУ разных напряжений вплотную примыкают друг к другу. Распредустройства выполняются в отдельных ограждениях.
В качестве первого приближения при оценке площади, занимаемой ОРУ, для КЭС,
АЭС можно использовать следующие удельные показатели:
2 × 10–3 га/МВт — при мощности электростанции до 1500 МВт;
(1,5…2,0) × 10–3 га/МВт — при мощности 1500…2000 МВт;
(1,0…1,5) × 10–3 га/МВт — при мощности 2000…4000 МВт;
(0,8…1,0) × 10–3 га/МВт — при мощности более 4000 МВт.
52
Для ТЭЦ мощностью до 500 МВт следует принимать, что вся электроэнергия передаётся на ЗРУ. Для более крупных ТЭЦ, кроме ЗРУ на 500 МВт, также устраивается ОРУ на
оставшуюся мощность (но не менее 200 МВт). Удельную площадь ОРУ ТЭЦ следует принять равной 3 × 10–3 га/МВт.
Пример 2.24. ГРЭС 4 × 500 МВт с выдачей мощности от ОРУ 110 кВ + ОРУ 500 кВ.
Определим площадь ОРУ.
Все генераторы подключаем к ОРУ 500 кВ, тогда число ЛЭП 500 кВ (см. формулу
(2.15), табл. 2.11, п. 2 рекомендаций):
nл500 = (4 × 500 – 200) / (650 … 800) = 2 ЛЭП.
Определим число ЛЭП, подключаемых к ОРУ 110 кВ:
= 200 / (25 … 40) = 5 … 8 ЛЭП (см. п. 2 рекомендаций, табл. 2.11).
n110
л
Примем n110
= 6.
л
ОРУ 110 кВ решаем по схеме с двумя основными и обходной системами шин. Вычисляем nг + nл + nд = 0 + 6 + 4 = 10; m = 1,1; l = 60 м, b = 9 м (см. табл. 2.12).
L = 1,1×10 × 9 = 99 м; В = 1,1 × 60 = 66 м.
ОРУ 500 кВ решаем по схеме «4/3» (число генераторов в 2 раза больше числа ЛЭП).
Примем m = 1.15. Вычисляем nг + nл + nд = 4 + 2 + 2 = 8. Если примем однорядное расположение выключателей, то е = 4/3 (см. табл. 2.12), n = 8 × 4/3 = 10,7, N = 11. По табл. 2.11
определяем b = 28 м, l = 120,5 м.
L = 1,15 × 28 × 11 = 355 м; В = 1,15 × 120,5 = 139 м.
Таким образом, площадь ОРУ 110 кВ составит
F110 = 99 × 66 = 6 534 м2 ≈ 0,7 га.
Площадь ОРУ 500 кВ
F500 = 355 × 139 = 49 345 м2 ≈ 4,9 га.
2.2.6. Строительно-монтажная база
Под строительно-монтажной базой понимают комплекс временных зданий и сооружений, используемый для возведения электростанций. В состав стройбазы входят:
– площадки для складирования, укрупнительной сборки строительных конструкций и
технологического оборудования, которые обслуживаются козловыми кранами и занимают
около 50 % от площади стройбазы;
– комплексы (участки) для выполнения субподрядными организациями специализированных видов строительно-монтажных работ — тепломонтажных, электромонтажных,
сантехнических и вентиляционных, теплоизоляционных и противокоррозионных, работ
по монтажу строительных конструкций, возведению монолитных железобетонных конструкций. Каждый комплекс в том или ином составе включает производственный корпус
(цех), мастерскую, тёплый и холодный склады, открытую складскую площадку, административно-лабораторно-бытовой корпус и ряд других объектов;
– бетонорастворное хозяйство: бетоносмесительная и асфальтосмесительная установки, склады цемента и заполнителей, строительная лаборатория и др.;
– арматурное хозяйство;
– автохозяйство: площадки, стоянки автомашин, мойка, мастерские, склады; административное здание;
– установки энерго-, газо- и водоснабжения; очистные сооружения.
53
К площадкам, складам, подсобным предприятиям предусматриваются подъезды автомобильного и железнодорожного транспорта. Площадки укрупнительной сборки строительных конструкций, оборудования связываются с главным корпусом и другими строящимися объектами автомобильными и железными дорогами.
Площадь, занимаемая стройбазой, зависит от единичной мощности возводимых блоков электростанции, их числа, шага ввода в эксплуатацию, принятых архитектурностроительных решений основных объектов, географического положения (например, удалённости места строительства от предприятий стройиндустрии) и других факторов.
Ориентировочно размер территории Fсб , га, занимаемой стройбазой, можно оценить
по формуле
Fсб = f × C × W × m,
(2.22)
где f — удельная площадь стройбазы, га / млрд руб. строительно-монтажных работ;
С — удельная стоимость строительно-монтажных работ (СМР), руб. на 1 кВт установленной мощности;
W — суммарная мощность электростанции, кВт;
m — относительный объём СМР, выполняемый в пиковый год строительства.
Ориентировочные значения приведены в табл. 2.13, а – 2.13, г.
Пример 2.25. Определить площадь стройбазы КЭС, работающей на каменном угле,
суммарной мощностью 1800 МВт (6 блоков по 300 МВт). По табл. 2.13, а для КЭС на каменном угле: С = 27000 руб. / кВт, m = 0,22, f = 3,0 га / млрд руб. По формуле (2.22)
определяем
Fсб = 3,0 (га/млрд руб.) × 27000 (руб./кВт) × 1,8 × 106 (кВт) × 0,22 / 109 = 32 га.
Таблица 2.13, а
Показатели паросиловых конденсационных электростанций (КЭС)
Мощность
электростанции W,
МВт
до 600
Удельная
стоимость
СМР С,
руб./кВт
(цены 1984 г.)
30000
Относительный объём СМР в год
строительства
пиковый,
средний из двух
лет, смежных
m
с пиковым, m1
0,26
0,24
Удельная
площадь
стройбазы f,
га/млрд×руб.
(цены 1984 г.)
3,10
800 – 1000
28500
0,24
0,22
3,10
1200 – 1800
27000
0,22
0,20
3,00
2000 – 2400
25500
0,20
0,18
2,90
2600 – 3600
24000
0,19
0,17
2,75
4000 и больше
22500
0,18
0,16
2,65
Примечание. Приведены данные для КЭС на каменном угле, для КЭС на буром угле удельная
стоимость СМР на 5 % выше, для газомазутных — на 10 % ниже.
Таблица 2.13, б
Показатели паросиловых газомазутных теплоэлектроцентралей (ТЭЦ)
Мощность
электростанции W,
МВт
Удельная
Относительный объём СМР в год
Удельная
стоимость
строительства
площадь
СМР С,
стройбазы f,
пиковый,
средний из двух
руб./кВт
га/млрд×руб.,
лет, смежных
m
(цены 1984 г.)
(цены 1984 г.)
с пиковым, m1
до 500
34500
0,30
0,27
3,1
700 – 1000
32000
0,27
0,23
2,7
больше 1200
30000
0,25
0,22
2,3
Примечание. Удельная стоимость СМР на 5 % выше, для пылеугольных ТЭЦ — на 7 % выше.
54
Таблица 2.13, в
Показатели парогазовых электростанций с конденсационными турбинами (ПГУ)
Мощность
Удельная стоОтносительный объём СМР в год
электростанции W,
имость СМР С,
строительства
руб./кВт
МВт
пиковый,
средний из двух
(энергоблоки, шт. ×
(цены 2000 г.)
лет, смежных
m
ед. мощность, МВт)
с пиковым, m1
200 – 400
21000
0,35
0,28
(2×100, 2×200)
400 – 800
20000
0,30
0,24
(4×100, 4×200)
800 – 900
16800
0,35
0,28
(2×400, 2×450)
1600 – 1800
16000
0,30
0,24
(4×400, 4×450)
Примечание. Удельная стоимость СМР для ПГУ-ТЭЦ на 5 % выше.
Удельная
площадь
стройбазы f,
га/млрд×руб.,
(цены 2000 г.)
2,7
2,5
2,7
2,5
Таблица 2.13, г
Показатели атомных электростанций (АЭС)
Мощность
электростанции W,
МВт
(число турбин, шт. ×
ед. мощность, МВт)
800-1200
(2×400, 2×600)
1600 – 2400
(4×400, 4×600)
2000 – 2500
(2×1000, 2×1250)
4000 – 5000
(4×1000, 2×1250)
Удельная
стоимость
СМР С,
руб./кВт
(цены 1984 г.)
52000
Относительный объём СМР в год
строительства
пиковый,
cредний из двух
лет, смежных
m
с пиковым, m1
0,25
0,23
Удельная
площадь
стройбазы f,
га/млрд×руб.,
(цены 1984 г.)
2,5
50000
0,24
0,22
2,3
41000
0,25
0,22
2,2
39000
0,24
0,21
2,1
Стоимость сооружения стройбазы может достигать 8–9 % от стоимости строительномонтажных работ по электростанции или 4–6 % от стоимости всей станции, а продолжительность сооружения — до 30 % общего срока строительства. Для уменьшения этой составляющей расходов и, как следствие, сокращения продолжительности подготовительного периода
возможно сооружение районной производственно-комплектовочной базы, которая способна
обслуживать последовательно возводимые ТЭС, находящиеся на относительно небольшом
расстоянии. Подобное решение рассматривалось в 70-е годы прошлого века для куста крупных пылеугольных КЭС на востоке страны. Возможно также использование существующей
базы «затухающей» (законченной) стройки, если позволяют расстояние и транспортные связи.
Наиболее простым и экономичным способом сокращения стоимости стройбазы является использование существующих предприятий стройиндустрии, расположенных в достаточно крупных населённых пунктах. Однако подобное решение возможно при условии
хорошей транспортной доступности и особенно эффективно при использовании водного
транспорта, так как в таком случае размеры и масса поставляемых конструкций практически не ограничены.
Примечание. В пособии данные по удельной стоимости строительно-монтажной базы
для паросиловых КЭС и АЭС приведены в случае использования так называемой «самодостаточной» базы, когда поставки извне готовых конструкций минимизированы.
При строительстве ТЭЦ и некоторых ПГУ в крупных населённых пунктах с развитой
инфраструктурой стройиндустрии размеры стройбазы, определённые по формуле (2.22),
могут быть уменьшены в 1,5 раза.
55
2.2.7. Жилой и временный посёлки
Размещение в будущем эксплуатационного персонала станции предусматривается в
параллельно возводимом посёлке городского типа, там же располагается небольшая часть
строителей и монтажников, для остальных трудовых ресурсов предусматривается временный поселок ( «городок») в зданиях сборно-разборного типа, как правило, модульного
(контейнерного) решения.
В городах при сооружении теплоэлектроцентралей для жилого поселка часто отводят
микрорайон в существующей застройке.
Расчёт площади территорий, занимаемых посёлком городского типа (жилпосёлком) и
временным посёлком («городком»), ведётся в следующей очерёдности:
а) определяется численность работников строительно-монтажных организаций, чел., в
пиковый год строительства, когда она будет максимальной:
1,1× S
,
(2.23)
B
где 1,1 — коэффициент, учитывающий число работников обслуживающих производств,
главным образом занятых на строительно-монтажной базе;
S — объём строительно-монтажных работ в пиковый год строительства, руб., определяемый по формуле (2.24);
B — выработка на одного работника, т.е. объём строительно-монтажных работ в рублях, выполняемый работником за год; в среднем для КЭС можно принять 2,7 × 106 руб. / чел. ×
× год (в ценах 2015 г.);
S = m1 × C × W ,
(2.24)
М СМ =
где m1 — средний относительный объём СМР в предпиковый и послепиковый годы строительства (по табл. 2.13, а – 2.13, г);
C — удельная стоимость СМР, руб. / кВт (по табл. 2.13,а - 2.13,г);
W — суммарная мощность электростанции, кВт;
б) определяется численность работников строительно-монтажных организаций, чел.,
с учётом семей, размещаемых в жилом посёлке; принимается, что численность таких работников составляет 10 % от общей максимальной:
С
М СМ
= 0,10 × 2,5 × М СМ ,
(2.25)
где 0,10 — коэффициент, учитывающий число семейных работников;
2,5 чел. / чел. — коэффициент семейности для работников строительно-монтажных
организаций;
в) определяется численность работников, чел., проживающих во временном посёлке
(«городке»), с учётом обслуживающей группы населения:
О
М СМ
= 0,90 ×1,15 × М СМ ,
(2.26)
где 0,90 — коэффициент, учитывающий численность людей, проживающих во временном
посёлке («городке»);
1,15 чел. / чел. — коэффициент, учитывающий обслуживающую группу населения
(работники магазинов, столовых и прочее);
г) определяется численность эксплуатационного персонала, а также персонала военизированной и общей охраны с учётом семей:
– в период пикового года строительства
М ЭП = 0,50 × 2,8 × p × W ,
(2.27)
– после завершения строительства электростанции
М ЭЗ = 2,8 × p × W ,
(2.28)
56
где р — удельная численность персонала (штатный коэффициент), чел / МВт; зависит от
типа, мощности электростанции, числа энергоблоков (агрегатов); для паросиловых электростанций определяется по графикам (рис. 2.7); для электростанций с парогазовыми
установками (ПГУ) при единичной мощности блоков 100 МВт составляет 0,3 чел. / МВт;
200 МВт — 0,2, 400…450 МВт — 0,15, 600…800 МВт — 0,1; для ПГУ-ТЭЦ приведённые
выше значения увеличиваются на 40 %, а для АЭС с блоками мощностью 400…600 МВт
штатный коэффициент принимается равным 1,2, для 1 000 … 1300 МВт — 0,7…0,9
(меньшее значение при большей мощности);
Рис. 2.7. Численность персонала (штатный коэффициент) в зависимости от типа
и мощности электростанции, вида топлива:
1 — КЭС, ТЭЦ на твёрдом топливе с агрегатами мощностью до 200 МВт; 2 — КЭС, ТЭЦ на газемазуте с агрегатами мощностью 200 МВт; 3 — КЭС на твёрдом топливе с блоками 300 МВт; 4 —
КЭС на газе-мазуте с блоками 300 МВт; 5 — КЭС на твёрдом топливе с блоками 500 МВт; 6 —
КЭС на твёрдом топливе с блоками 800 МВт; 7 — КЭС на газе-мазуте с блоками 800 МВт
0,5 — коэффициент, учитывающий численность эксплуатационного персонала, работающего на электростанции в пиковый период строительства; в общем случае зависит от
мощности и числа энергоблоков;
W — общая электрическая мощность электростанции, МВт;
2,8 чел. / чел. — коэффициент семейности для постоянных эксплуатационных кадров;
д) определяется общая численность населения жилого посёлка, чел.:
– в период строительства
С
М СТР = М СМ
+ М ЭП ,
(2.29)
– в период эксплуатации, после завершения строительства
М Э = М ЭЗ .
(2.30)
При определении площади жилого посёлка принимается большее из значений МСТР
или МЭ.
Излишек площади (при МСТР большем, чем МЭ) используется в дальнейшем для расселения части работников строительно-монтажных организаций, остающихся в посёлке по
завершению работ.
57
Для определения потребной селитебной территории при формировании населённого
пункта на ситуационном плане можно использовать укрупнённые показатели, приведённые в табл. 2.14. Под селитебной территорией понимают площадку, занимаемую жилыми
районами, общественными центрами (административные, учебные, медицинские, спортивные и др.), зелёными насаждениями, улицами, площадями, автостоянками.
Для ТЭЦ, ПГУ-ТЭЦ необходимо показать на ситуационном плане новый микрорайон
в существующем городе (населённом пункте), предназначенный для расселения работников эксплуатационных и строительно-монтажных организаций. Площадь селитебной территории принимается в этом случае в 2 раза меньше требуемой по расчёту, предполагая,
что половина строителей и монтажников и, соответственно, их семьи, уже имеют жилье в
городе (населённом пункте).
При определении размеров временного посёлка необходимо руководствоваться следующими данными:
– при численности 500 чел. — 7 га;
– 1000 чел. — 13 га;
– 2000 чел. — 22 га;
более 2000 чел. — 1,1 га на 100 чел.
Таблица 2.14
Размеры селитебной территории посёлков городского типа
Географическое
положение
Севернее 58° с.ш.
Южнее 48° с.ш.
Между 48° и 58° с.ш. и Забайкалье
Остальные районы
Площадь территории, га на 1000 чел.,
при этажности здания
4–5
9 и более
6
6
12
9
9
8
9
8
Пример 2.26. Определить территорию жилого и временного («городка») посёлков для
КЭС на угле, мощностью 4 × 300 МВт. Электростанция расположена в Белгородской области, застройка пятиэтажная.
По табл. 2.13, а: С = 27000 руб./кВт, m1= 0,20, W = 1200 000 кВт.
Расчётный годовой объём СМР S = 0,20 × 27000 (руб./кВт) × 1,2 × 106 (кВт) =
6480×106 руб./год. Общая численность строительно-монтажных кадров М СМ = 1,1 × 6480 ×
× 106 / 2,7 × 106 = 2640 чел.
Численность строительно-монтажных кадров, с учётом семей, проживающих в жилом
С
посёлке М СМ
= 0,1 × 2,5 × 2640 = 660 чел. Численность жителей, проживающих во вреО
менном посёлке М СМ
= 0,9 × 1,15 × 2640 = 2732 чел.
Размер территории, занимаемой временным посёлком: 2732 (чел.) × 1,1 (га / на 100 чел.) =
= 30 га.
Численность эксплуатационного персонала при штатном коэффициенте p = 1,0 (для
пылеугольной КЭС 1200 МВт):
– после завершения строительства, в период эксплуатации М ЭЗ = 1,0 × 1200 × 2,8 =
= 3360 чел.;
– в период пикового года строительства М ЭП = 0,5 × 3360 = 1680 чел.
Численность эксплуатационного персонала и строительно-монтажных кадров, проживающих в посёлке в пиковый год строительства, М СТР = 1680 + 660 = 2340 чел.
Для определения размеров жилого посёлка принимается большая величина —
3360 (чел). По табл. 2.14 для Белгородской области (50° сев. широты) и 5-этажном строительстве размер селитебной территории — 8 га на 1000 чел. Территория, занимаемая жилпосёлком: 3360 (чел.) × 8 / 1000 = 26,9 га.
58
Раздел 3. Компоновка объектов на ситуационном плане
3.1. Общие принципы компоновки
В соответствии с заданием на проектирование (план местности) необходимо обозначить следующие территории (площадки): промплощадку ТЭС, топливное угольное (мазутное) хозяйство со складом топлива, гидротехнические объекты (открытые и закрытые
каналы, здания насосных, градирни), золоотвалы (для ТЭС на угле), электрическое распределительное устройство, строительно-монтажную базу, жилой посёлок и временный
посёлок, территорию очистных сооружений и источник хозяйственно-питьевого водоснабжения — куст артезианских скважин и насосную.
Объекты, расположенные на каждой из территорий, как и объекты самих площадок,
связаны между собой транспортными и технологическими коммуникациями, инженерными сетями.
Взаимное расположение площадок, объектов электростанции на местности должно
обеспечивать:
– надёжное и бесперебойное производство электрической и тепловой энергии и выдачу её потребителям на всех этапах строительства и эксплуатации станции;
– условия для осуществления процесса строительства при эксплуатирующейся части
введённых энергоблоков;
– выполнение санитарно-гигиенических, противопожарных и экологических требований.
Площадки для объектов ТЭС и АЭС должны быть, по возможности, равнинными, с
минимальным уклоном, неподтопляемыми в паводок.
Принятое компоновочное решение рассматривается с экономической точки зрения.
Так, при прочих равных условиях электростанцию следует размещать на землях худшего
в сельскохозяйственном отношении качества, с минимальной протяжённостью автомобильных и железнодорожных дорог, с отсутствием (по возможности) пересечений во избежание возведения сложных инженерных сооружений (мосты, путепроводы), минимальной протяжённостью коммуникаций (теплотрасс, водопровода, канализации, газопровода,
паро- и мазутопровода и др.).
При разработке ситуационного плана рекомендуется применять метод макетного моделирования. Для этого необходимо в соответствии с масштабом вырезать из листов бумаги плоскостные изображения отдельных площадок комплекса электростанции, наложить их на план местности и перемещать до получения компоновки, наилучшим образом
удовлетворявшей указанным выше требованиям.
Рассмотрим некоторые рекомендации, которые следует учитывать при разработке
компоновочной схемы объектов на отдельных площадках и электростанции в целом.
3.2. Промышленная площадка
Перед тем как рассматривать возможные варианты размещения промплощадки на
местности, необходимо расположить основные объекты внутри неё самой, т.е. привести
схему простейшего генерального плана. Для этого можно воспользоваться приложением,
где приведены варианты генеральных планов электростанций различного типа. Предварительные размеры и ориентировочная конфигурация промплощадки были определены в
разд. 2.
На промплощадке располагаются главный (главные) корпус (корпуса) с основным
технологическим оборудованием (паровые котлы и котельно-вспомогательное оборудование; реакторная установка и вспомогательное реакторное оборудование; турбоагрегат и
тепломеханическое оборудование), а также ряд объектов подсобно-производственного и
вспомогательного назначения.
59
Кроме главного корпуса, следует обозначить объекты водоподготовки и технического
водоснабжения, газового хозяйства (электролизерная, азотно-кислородная, компрессорная), топливного газового хозяйства (на ТЭС), растопочного мазутного хозяйства (на
угольных ТЭС), мастерские, материальный склад, административно-бытовой корпус и ряд
других. На АЭС должны быть показаны корпус по переработке и хранению радиоактивных отходов, мастерская зоны контролируемого доступа, хранилище отработанного ядерного топлива и др.
Эти объекты, системы выполняют блочные или общестанционные функции. При
блочной схеме подсобно-производственные системы и соответствующее им здания (сооружения) располагаются со стороны постоянного торца главного корпуса, в котором
находится обслуживаемое оборудование. Такое решение позволяет чётко выделить на
площадке эксплуатируемую и возводимую части станции.
Перед разработкой общей компоновочной схемы станции на ситуационном плане
должна быть разработана схема генплана промплощадки. Для решения этой задачи определяется следующее:
– место расположения на территории промплощадки главного корпуса (главных корпусов), его котельного (реакторного) отделения, а также машинного отделения (машинного зала);
– порядок (нумерация) ввода в эксплуатацию блоков (агрегатов), т.е. необходимо выделить на промплощадке зону постоянного торца, где обычно размещается большинство
общестанционных подсобно-производственных и вспомогательных объектов, и зону временного торца, в направлении которой осуществляется строительство (расширение) главного корпуса электростанции.
Размеры главного корпуса в зависимости от мощности и числа агрегатов можно определить по данным рис. 3.1–3.4.
Рис. 3.1. Компоновки главных корпусов ГРЭС (размеры в метрах) с блоками 210 МВт (а);
300 МВт (б); 500 МВт (в); 800 МВт на твёрдом топливе (г); 800 МВт на газе и мазуте (д);
1200 МВт на газе и мазуте (е); ТТ — на твёрдом топливе; ГМ — на газе и мазуте: ОД — отделение дымососов; КО — котельное отделение; ДЭ — деаэраторная этажерка; МЗ — машинный зал
60
Рис. 3.2. Компоновки главных корпусов ТЭЦ (размеры в метрах):
а — габариты технологических секций неблочных ТЭЦ; б — главный корпус ТЭЦ ЗИТТ 400 МВт;
в — главный корпус ТЭЦ с блоками 180 МВт; г — главный корпус ТЭЦ с энергоблоками 250 МВт;
1, 2 — нечётные и чётные секции соответственно; ОД — отделение дымососов; КО — котельное
отделение; ДЭ — деаэраторная этажерка; МЗ — машинный зал
Рис. 3.3, а. Компоновочная схема главного корпуса энергоблока АС с реактором ВВЭР-1000 (Китай, 2000 г.):
1 — реакторное отделение; 2 — машинное отделение; 3 —
блок циркуляционных насосов и водоподготовки; 4 — блок
управления и электротехнических систем; 5 — санитарнобытовой блок; 6 — блок вспомогательных систем: 6, а —
блок газоочистки, спецводоочистки и переработки радиоактивных отходов; 6, б — блок дезактивации оборудования и
ремонта; 7 — вентиляционная труба; 8 — хранилище радиоактивных отходов; 9 — блоки систем безопасности; 10 —
блок дизель-генераторов; 11 — транспортная эстакада
61
Рис. 3.3,б. Компоновочная схема главного корпуса энергоблока мощностью 1300 МВт с реактором PWR (Франция,
проект EPR, 80-е годы XX века):
1 — реакторное отделение; 2 — машинное отделение; 3 —
блок электротехнических устройств и управления; 4 — блок
лифтов и лестничная клетка; 5 — блок систем аварийного
энергопитания (дизель-генераторы); 6 —санитарно-бытовой
блок; 7 — блоки систем безопасности, систем спецводоочистки, хранилище радиоактивных отходов и другие; 8 —
блок свежего и хранения отработанного топлива; 9 — помещение бака запаса воды
Рис. 3.3,в. Компоновочные схемы главного корпуса энергоблока АС с реактором PWR мощность 1300 МВт (ФРГ, 80-е годы XX века):
а — сомкнутая компоновка; б — разомкнутая
компоновка; 1 — реакторное отделение; 2 —
машинное отделение; 3 — вспомогательное реакторное здание; 4 — здание электротехнических устройств управления; 5 — вентиляционная труба; 6 — транспортная эстакада; 7 — здание аварийного энергоснабжения и управления
Рис. 3.3, г. Компоновочная схема библочного главного корпуса АС с реактором ВВЭР1000 (СССР, 1-я очередь Калининской
АЭС, 1984-86 гг.):
1 — реакторное отделение; 2 — машинное
отделение; 3 — этажерка деаэраторов и электротехнических устройств; 4 — двухблочный
спецкорпус; 5 — вентиляционная труба; 6 —
баки аварийного запаса воды; 7 — переходные мостики в санитарно-бытовой корпус
62
Рис. 3.3, д. Компоновочная схема библочного главного корпуса АС с реактором PWR мощностью по
1000 МВт (ФРГ, 70-е годы XX века):
1 — реакторное отделение; 2 — машинное отделение; 3-5, 7, 8 — блоки подсобно-производственного
назначения; 6 — переходной мостик из санитарнобытового корпуса; 9 — транспортная эстакада
Рис. 3.3, е. Компоновочная схема основных объектов
АС с двумя реакторами ВВЭР мощностью по 440
МВт (СССР, 80-е годы XX века, проект):
1 — реакторное отделение; 2 — машинное отделение; 3 — спецкорпус; 4 — переходной мостик в административный корпус; 5 — мостик к вспомогательному корпусу
Рис. 3.3, ж. Компоновочная схема основных объектов четырёхблочной АЭС с реакторами
ВВЭР-1000 (унифицированный проект, Запорожская АЭС, Балаковская АЭС):
1 — реакторное отделение: 1а — блок реакторной установки в защитной оболочке; 1б — блокобстройка (система безопасности, электротехнические системы, щиты управления и др.); 2 — машинное отделение с этажерками деаэратора и электроустройств; 3 — дизель-генераторная; 4 —
спецкорпус: 4а — блок спецводоочистки; 4б — санитарно-бытовой блок (санпропускник); 4в —
блок «грязных» мастерских; 5 — здание переработки и хранения радиоактивных отходов; 6 — вентиляционная труба спецкорпуса и здания переработки (трубы реакторных отделений, установленных
на покрытии обстройки)
63
Рис. 3.3, з. Компоновки главных корпусов ПГУ:
а — ПГУ с двумя двухвальными блоками мощностью по 113 МВт: газотурбинная установка
(ГТУ) — 77 МВт и паротурбинная установка (ПТУ) — 36 МВт (прототип — Уссурийская
ПГУ-ТЭЦ); б — ПГУ с двумя двухвальными блоками мощностью по 250 МВт: ГТУ — 162 МВт
и ПТУ — 78 МВт (прототип — ПГУ-ТЭЦ Молжаниновка); в — ПГУ с двумя двухвальными
блоками мощностью по 400 МВт: ГТУ — 258 МВт и ПТУ — 142 МВт (прототип — Нижневартовская ПГУ); г — ПГУ с двумя двухвальными блоками мощностью по 402 МВт: ГТУ — 290 МВт
и ПТУ — 112 МВт (прототип – Ново-Салаватская ПГУ-410Т); д — ПГУ с двумя трёхвальными
блоками мощностью по 450 МВт: два ГТУ по 150 МВТ и ПТУ — 150 МВТ (прототип — Калининградская ПГУ); е — ПГУ с тремя одновальными блоками мощностью по 426 МВт: ГТУ —
296 МВт и ПТУ — 130 МВт (прототип — Няганская ПГУ)
Рис. 3.4. Компоновки главных корпусов АЭС:
а — АЭС с реактором ВВЭР-1200 (прототип НВАЭС-2); б — АЭС с реактором ВВЭР-1200 (прототип ЛАЭС-2); в — АЭС с реактором ВВЭР-1000 (унифицированный проект)
64
При выборе участка на ситуационном плане для размещения промплощадки учитывать следующие рекомендации:
– располагать рядом, на расстоянии не более 150–200 м от реки, озера (при прямоточной системе) или водохранилища (пруда)-охладителя; для системы с градирнями близость
к природным водоёмам необязательна, хотя следует иметь в виду, что для мощных ТЭС,
АЭС потребность в воде для восполнения потерь из градирен может быть значительной;
отметим, что расположение полиблочного главного корпуса КЭС фасадом машинного зала к водоёму, реке, как правило, не является наилучшим, так как может создавать проблемы с расположением ОРУ и часто приводит к увеличению протяжённости подводящих и
отводящих каналов;
– гидротехнические объекты станции размещаются обычно со стороны машинного зала и постоянного торца промплощадки;
– электрическое распределительное устройство располагается со стороны машинного
зала; в некоторых случаях – со стороны постоянного торца промплощадки и даже котельного отделения, если обеспечены условия передачи электроэнергии [1, рис. 4.1];
– топливное хозяйство, склады топлива — со стороны котельного отделения;
– строительно-монтажная база, как правило, со стороны временного торца промплощадки (рис. 3.10, п. 3.7), а также [1, рис. 4].
Тепловые и атомные электростанции являются источниками шума, вредных выбросов
в атмосферу (дымовые газы, радиоактивные изотопы в вентилируемом воздухе, пыление
складов твёрдого топлива и др.), поэтому вокруг электростанции предусматривается санитарно-защитная зона (СЗЗ).
В пределах СЗЗ запрещается размещение жилых зданий, лечебно-оздоровительных
учреждений, а также предприятий и сооружений, не относящихся к электростанции.
В СЗЗ могут располагаться здания и сооружения подсобного и обслуживающего назначения: пожарные части, гаражи, склады, столовые, здравпункты для персонала, мастерские и
др. Также разрешается выращивать сельскохозяйственные культуры, осуществлять выпас
скота при условии (на АЭС) обязательного радиометрического контроля конечной продукции.
Размеры (радиус) СЗЗ на ТЭС зависят от часового расхода топлива, его химического
состава (содержания серы) и зольности, ряда других характеристик; на АЭС радиус СЗЗ
связан с типом, мощностью реактора, количеством и составом радиоактивных выбросов
(инертные газы, криптон и ксенон, йод-131, стронций-89, стронций-80 и др. ). Кроме того,
он зависит от природно-географических условий района: розы ветров, скорости ветра,
температуры наружного воздуха и других факторов.
В общем случае радиус определяется специальными расчётами и согласовывается
с Государственной санитарной инспекцией. В соответствии с СанПиН 2.2.1/2.1.1.1200-03
«Санитарно-защитные зоны и санитарная классификация предприятий, сооружений и
иных объектов» ширина СЗЗ для ТЭС электрической мощностью более 600 МВт на угле
или мазуте устанавливается не менее 1000 м, для ТЭС на газе – не менее 500 м.
При выполнении курсового проекта рекомендуется для газомазутных КЭС принимать
ширину СЗЗ вокруг промплощадки в метрах численно равной мощности электростанции
в МВт, но не менее 1000 м, для станций, мощность которых превышает 2500 МВт, — 2,5 км;
для пылеугольных КЭС указанные числа следует увеличить в 1,2 раза; для АЭС — 3 км.
На ситуационном плане границу СЗЗ промплощадки следует обозначить в виде
окружности с центром в месте размещения дымовой (вентиляционной) трубы.
3.3. Топливное хозяйство
В курсовом проекте следует решить вопрос расположения объектов топливного хозяйства — угольного или мазутного.
Основными сооружениями угольного хозяйства являются дробильный корпус, склад
топлива, размораживающее устройство, разгрузочное устройство, узлы пересыпки, эста65
кады и галереи топливоподачи. Угольный склад может быть размещён за пределами
промплощадки в отдельной ограде или в её пределах, со стороны котельного отделения
главного корпуса. К размораживающему и разгрузочному устройствам ведут железнодорожные пути, по которым подаются полувагоны с углём. От них уголь передаётся по галереям на склад или в дробильный корпус в зависимости от схемы работы (рис. 3.5, 3.6).
Рис. 3.5. Схема компоновки объектов рядом с промплощадкой:
1 — машинное (А) и котельное (Б) отделения главного корпуса на 6 блоков (пунктиром обозначена строящаяся часть); 2 — дымовая труба; 3 — площадка размещения КВО (воздухоподогреватели, золоуловители, дымососы); 4 — склад топлива; 5 — объекты системы топливоподачи: 5а —
галерея топливоподачи; 5б — дробильный корпус; 5в — разгрузочное устройство; 6 — территория
размещения подсобно-производственных объектов и систем (водоподготовка и склад реагентов,
мастерские, компрессорная, административно-бытовой корпус, столовая, растопочное хозяйство и
др.); 7а — подводящий канал циркуляционного водоснабжения; 7б — насосная станция; 7в —
отводящий канал; 8 — ОРУ с отходящими ЛЭП; 9 — стройбаза; 9а — зона площадок укрупнительной сборки; 9б — зона подсобных предприятий; 10 — железнодорожные пути
Рис. 3.6. Топливное хозяйство ТЭС на угле:
1 — вагоноопрокидыватель; 2 — дробильный корпус; 3 — галереи топливоподачи;
4 — главный корпус (котельное отделение); 5 — склад угля
66
Склад топлива рекомендуется располагать с подветренной стороны по отношению к
главному корпусу и другим зданиям ТЭС.
Основными сооружениями мазутного хозяйства являются резервуары хранения мазута, здание мазутонасосной, приемно-сливное устройство, эстакады мазутопроводов. Мазутное хозяйство с запасом мазута более 20 тыс. м3 при обвалованных железобетонных
резервуарах или 10 тыс. м3 при металлических располагается в ограде на отдельной площадке на расстоянии обычно 20–30 м от промплощадки (рис. 3.7).
Рис. 3.7. Топливное хозяйство газомазутной ТЭС:
1 — мазутослив; 2 — резервуары основного хранения;
3 — эстакада паромазутопроводов; 4 — мазутонасосная
Цилиндрические резервуары выполняют из железобетона или металла. Железобетонные резервуары объединяют в группы по 2–4 резервуара общей ёмкостью до 120 тыс. м3
с обваловыванием грунтом. Расстояние между резервуарами в группе — не менее 1 м,
между резервуарами соседних групп — 15 м.
Расстояние между стенками металлических резервуаров в группе составляет 0,5 диаметра, но не более 20 м, а между резервуарами соседних групп — 40 м. Группа металлических резервуаров окружается земляным валом во избежание разлива мазута (температура около 70 °С).
Мазутное хозяйство рекомендуется располагать с подветренной стороны по отношению к промплощадке.
Растопочное мазутное хозяйство компонуется на территории промплощадки и, как
правило, совмещается с маслохозяйством.
3.4. Объекты технического водоснабжения
Для электростанций с водохранилищами-охладителями и с прямоточной системой водоснабжения рекомендуется начать проектирование с компоновки гидротехнических объектов. При создании водохранилищ-охладителей следует, по возможности, использовать
существующие водоёмы, а при их отсутствии рассмотреть возможность сооружения плотин в имеющейся речной долине или устройство наливного водохранилища, огороженного дамбами; последние решения — в исключительных случаях, с учётом законодательства
и согласования с местными органами. При разработке курсового проекта допускается выход водохранилища за границу листа графической части.
При проектировании водохранилища следует избегать затопления населённых пунктов, железнодорожных линий, ценных сельскохозяйственных земель и т. п. В некоторых
случаях допускается перенос сооружений на незатапливаемую территорию. Следует также обратить внимание на то, чтобы непосредственно перед плотиной (ниже по течению)
не было посёлков и предприятий, так как прорыв земляной плотины угрожает катастрофическими последствиями.
67
При проектировании речного водохранилища выпуск нагретой воды целесообразно
устраивать вблизи плотины, а забор охлаждающей — в верхней (по течению) части водохранилища. Это способствует поступлению в конденсаторы более холодной воды. При
наливных водохранилищах и водохранилищах, устроенных на озёрах, также целесообразно развести выпуск и забор воды как можно дальше один от другого. С целью избежать
устройства длинных каналов часть акватории водохранилища существующего озера огораживается струенаправляющей дамбой.
Плотины водохранилищ-охладителей сооружаются, как правило, земляными, с пологими откосами (заложение примерно 1:3). В районе старого русла устраивается бетонный
водослив речных плотин. По гребню плотины часто прокладывают автомобильную дорогу. Железную дорогу не проводят, так как это приводит к неоправданному повышению
класса капитальности плотин.
От главного корпуса до водохранилища устраивают водосбросный канал. Как правило, по территории промплощадки он выполняется подземным (закрытым), а вне её – открытым, в одну нитку. На АЭС и крупных КЭС этот канал может быть выполнен открытым и около здания главного корпуса. Ширину bк, м, открытого канала по верху можно
оценить по приближенной формуле
bк = 0, 05 × Q1/2 ,
(3.1)
где Q — расход воды в канале, м3 /ч.
По подводящему каналу вода из водохранилища поступает в насосную станцию.
Насосные размещают вблизи главного корпуса со стороны машинного зала [1, рис. 1.3].
В случае электростанций с градирнями последние размещают, как правило, в пределах
промплощадки. На небольших электростанциях некоторых ТЭЦ градирни размещают часто со стороны постоянного торца главного корпуса. При большом числе градирен они
могут располагаться двумя кустами с обеих сторон главного корпуса.
На крупных КЭС градирни можно компоновать вдоль фасада главного корпуса со
стороны машинного зала, однако должен быть предусмотреть коридор для ЛЭП.
Расстояния между охладителями воды, в том числе градирнями, зданиями и сооружениями, принимаются в соответствии с указаниями СП 18.13330.2011 (п. 5.30, табл. 1) и
СП 90.13330.2012.
Башенные градирни располагаются не более чем в два ряда. Между ними соблюдается
следующие расстояния: не менее 0,5 диаметра (при площади орошения до 3200 м2) и 0,75
диаметра — для более крупных. Минимальное расстояние до ОРУ и ЛЭП определяется из
расчёта необледенения проводов и шин, и его рекомендуется принимать 30 м. При этом следует, по возможности, располагать градирни с подветренной стороны по отношению к ОРУ.
Примеры решения гидротехнической части приведены на рис. 3.8, 3.9.
Рис. 3.8. Пример компоновки ТЭС с водохранилищем-охладителем:
1 — главный корпус; 2 — подводящий канал; 3 — ОРУ; 4 — остров; 5 — водохранилище; 6 —
струенаправляющая дамба; 7 — плотина; 8 — водослив; 9 — открытый отводящий канал; 10 —
насосная; 11 — подземный отводящий канал в пределах промплощадки; 12 — автодорога
68
а
б
Рис. 3.9. Узел градирен на промплощадке электростанции (варианты):
а — по фасаду главного корпуса (мощные КЭС); б — с постоянного торца главного корпуса; 1 —
машинный зал; 2 — насосные подачи воды по трубопроводам в конденсаторы; 3 — градирни; 4 —
насосные подачи воды по трубопроводам на оросители градирен; 5 — отводящий канал; 6 — подводящий канал; 7 — открытая аванкамера насосной; 8 — каналы
3.5. Золошлакоотвалы
Далее рассматривается гидравлическое золоудаление и проектируются золоотвалы
при «мокром» хранении золы. Под них отводятся, как правило, бросовые земли, различные «неудобья», овраги. Не рекомендуется устраивать золоотвалы на отметках выше, чем
ближайшие населённые пункты или предприятия. При небольшой высоте золоотвалы могут быть полностью размещены в естественных котловинах, долинах или оврагах, которые огораживают снизу дамбой. При большой высоте золоотвал ограждается дамбами со
всех сторон.
б
а
Рис. 3.10. Золошлакоотвалы тепловых электростанций:
а — овражный с бассейном осветлённой воды; б — равнинный; 1 — бассейн намыва золошлаков;
2 — водосбросный колодец; 3 — трубопровод; 4 — ограждающая дамба; 5 — бассейн осветлённой воды; 6 — насосная осветлённой воды; 7 — подача осветлённой воды в котельное отделение;
8 — резервная территория золошлакоотвала
69
Несколько ниже отвала устраивается бассейн осветлённой воды.
В качестве бассейна может использоваться часть золоотвала, огороженная дамбой. На
берегу бассейна устанавливается насосная осветлённой воды, которая соединяется с главным корпусом трубопроводами осветлённой воды. От главного корпуса к золоотвалу прокладывается пульпопровод (не менее двух ниток).
Примеры конструктивно-компоновочных решений золоотвала представлены на
рис. 3.10 и в [1, рис. 1.49 и 1.50]. Иногда целесообразно предусмотреть два-три золоотвала, если на местности нет подходящей площадки для всего расчётного периода.
Золоотвалы следует размещать, по возможности, с подветренной стороны по отношению к жилому посёлку и промплощадке. Вокруг них следует предусмотреть санитарнозащитную зону шириной 300 м.
Расстояние между золоотвалом и промплощадкой может составлять несколько километров.
3.6. Электрические распределительные устройства
Минимальная протяжённость токопроводов от повышающих трансформаторов до
распредустройства может быть достигнута расположением ОРУ, ЗРУ со стороны машзала
главного корпуса на минимальном расстоянии от него. Однако реализовать такую схему,
особенно при системах с природным водоёмом или водохранилищем, удаётся редко, так
как приоритет, как правило, за объектами технического водоснабжения.
Часто ОРУ смещают в зону со стороны постоянного торца промплощадки. В исключительных случаях ОРУ можно разместить и со стороны котельного отделения, с использованием для трассировки токопроводов дымовых труб и опор на кровле этажерки [1,
рис. 4.1]. Большая свобода для размещения ОРУ появляется при «зубчатой» (островной) компоновке главного корпуса [1, рис. 5.5] или моноблочных главных корпусах [1, рис. 4.8].
Здание ЗРУ располагается обычно в 20–40 м от машинного отделения, площадка ОРУ —
на расстоянии 50–150 м. В отдельных случаях огороженная площадка ОРУ может примыкать непосредственно к промплощадке.
Расположение распредустройства должно обеспечивать выдачу мощности потребителям по линиям электропередач. В направлении ЛЭП не должно быть значительного водного пространства, болота. ЛЭП должны обходить населённые пункты и, по возможности,
лесные массивы.
Линии электропередач являются источником электромагнитных излучений. Границы
санитарно-защитной зоны по обе стороны от проекции на землю крайних шин следующие: 20 м — при напряжении 110 кВ; 25 м — при 150, 220 кВ; 30 м — при 330, 500 кВ;
40 м — 750 кВ; 55 м — 1150 кВ (Постановление Правительства РФ от 24 февраля 2009 г.
№ 160 «О порядке установления охранных зон объектов электросетевого хозяйства и особых условий использования земельных участков, расположенных в границах таких зон»).
3.7. Строительно-монтажная база
Форма в плане стройбазы зависит от местных условий, транспортных схем, способов
подачи укрупнённых строительных конструкций и оборудования в зоны монтажа. Чаще
всего объекты стройбазы компонуются на прямоугольном или близкому к прямоугольнику участке земли с соотношением сторон 1:(2-3). Вдоль длинной стороны параллельными
полосами располагаются площадки для складирования и укрупнительной сборки строительных конструкций, технологического оборудования. Собранные блоки железнодорожным транспортом направляются в зону монтажа на ТЭС, соответственно, в машинное, котельное и дымососное отделения. На остальной территории стройбазы размещаются подсобные предприятия, мастерские, закрытые тёплые и холодные склады, бетонное хозяйство, адмнистративно-бытовые здания.
70
К объектам стройбазы подводятся автомобильные и железные дороги, некоторые из
них устраиваются сквозными, в частности, до площадок складирования и укрупнительной
сборки и далее на промплощадку, к главному корпусу (главным корпусам). для подачи в
монтаж после укрупнения (рис. 3.11, 3.12 ). К остальным же, таким как склады, бетонное
хозяйство, предусматриваются тупиковые пути. Далее доставка на промплощадку, к строящимся объектам осуществляется автотранспортом.
При увязке компоновочных решений стройбазы и промплощадки следует предусматривать постоянные железнодорожные пути, ведущие к главному корпусу (см. рис. 3.11),
которые в период строительства используются для подачи конструкций и оборудования.
Рис. 3.11. Варианты расположения строительно-монтажной базы относительно промышленной
площадки ТЭС, АЭС:
а — традиционное решение: объекты стройбазы расположены на одной площадке; б — стеснённые условия: объекты стройбазы расположены на двух площадках; в — объекты стройбазы АЭС
расположены на двух площадках: открытые склады, площадки укрупнительной сборки — в пределах санитарно-защитной зоны, рядом с промплощадкой; производственные цеха, закрытые
склады, используемые и после завершения строительства АЭС — за пределами санитарнозащитной зоны; 1 — площадки строительно-монтажной базы; 2 — промплощадка; 3 — главный
корпус; Rсзз — радиус санитарно-защитной зоны
71
Рис. 3.12. Пример строительно-монтажной базы ТЭС, АЭС, в следующем составе:
1 — контора управления строительством; 2 — бытовой корпус; 3 — столовая; 4 — объединенное
здание механической и арматурной мастерских и материального склада; 5 — открытая площадка
центрального материального склада; 6 — объединённое здание тепломонтажной и электромонтажной мастерских и склада оборудования; 7 — бетонорастворное хозяйство; 8 — временная котельная; 9 — объединённое здание мастерских и складов обмуровки и теплоизоляции; 10 — тепляк для производства сварочных работ; 11 — компрессорная; 12 — ацетилено-генераторная; 13 —
автохозяйство; 14 — склад горюче-смазочных материалов; 15 — промплощадка; 16 – кислородный завод; 17 — площадка строительных конструкций; 18 — укрупнительно-сборочная площадка
тепломеханического оборудования
Стройбаза по отношению к промплощадке должна располагаться таким образом, чтобы конструкции и оборудование подавались в зону монтажа кратчайшим путём, с минимальными крутизной и кривизной пути, числом поворотов и пересечений дорог. Масса
укрупнённых блоков может превышать 100 т, а линейные размеры — до 10–15 м и больше. Стройбаза должна обеспечивать строительство не только первого, но и последующих
блоков электростанции, а в случае необходимости – второй, третьей очередей ТЭС и АЭС.
В стеснённых условиях (для расширяющейся электростанции или строительства ТЭЦ
в сложившемся районе) объекты стройбазы приходится размещать и на двух-трёх площадках (рис. 3.11, б).
Строительно-монтажные базы АЭС часто решаются в разрозненном виде. Часть объектов стройбазы располагается рядом с промплощадкой (как на ТЭС), но за пределами
территории возможного расширения АЭС. Основная же часть базы, объекты, которые
предполагается использовать после окончания строительства АЭС в качестве производственных предприятий, для жилищного, промышленного строительства, а также для сооружения других станций – за пределами санитарно-защитной зоны (рис. 3.11, в). Площадь основной базы может составлять 60–70 % от общей.
При проектировании современных АЭС и некоторых ТЭС, в частности, парогазовых,
между стройбазой и промплощадкой железные дороги часто не предусматривают. Крупные строительные блоки и тяжеловесное оборудование доставляются спецавтотранспортом. Сверхкрупные строительные конструкции собираются непосредственно рядом со
зданием реактора из блоков, изготовленных на заводе или стройбазе.
72
3.8. Жилой и временный посёлки
Жилой посёлок должен располагаться на минимальном расстоянии от промплощадки,
но за пределами санитарно-защитой зоны. Его следует размещать с наветренной стороны
по отношению к площадке ТЭС и золоотвалу (при размещении последнего ближе 4 км).
Преобладающее направление ветра принимается по розе ветров июля месяца (СП
131.13330.2012 Строительная климатология). При построении розы ветров повторяемость
ветра откладывается от периферии к центру. Если, например, значение повторяемости в
северном направлении 10, то на розе ветров это значение откладывается вниз от центра
На территориях, прилегающих к жилому посёлку, следует предусмотреть возможную
зону расширения, организацию зелёных зон или использование лесных массивов для отдыха населения. Желательно расположение вблизи природного или искусственного водоёма.
Жилой посёлок рекомендуется размещать, по возможности, вблизи магистральных
железных и автомобильных дорог, с организацией железнодорожной станции. От железнодорожных линий посёлок необходимо отделять санитарно-защитной полосой шириной
не менее 100 м, с зелёными насаждениями.
Выбирая площадку, следует учитывать природно-географические условия, особенности рельефа. Следует избегать вытянутых вариантов компоновки, что приводит к увеличению протяжённости инженерных коммуникаций и дорог. Пример изображения посёлка
на ситуационном плане приведён на рис. 3.13.
Рис. 3.13. Пример жилпосёлка ТЭС, АЭС
Временный посёлок может примыкать к постоянному жилому посёлку или быть решён на отдельной площадке в пределах санитарно-защитной зоны, но на расстоянии не
меньше 500 м от промплощадки. Пример изображения временного поселка — на рис. 3.14.
73
Рис. 3.14. Пример изображения вахтового поселка на ситуационном плане
(вахтовый поселок на 150 человек, занимаемая территория 1,3 га):
1 — общежитие на 60 чел.; 2 — жилой дом на 16 квартир;
3–11 — магазин, медпункт, прачечная и т.п.
3.9. Объекты хозяйственно-бытового водоснабжения
В качества источника хозяйственно-бытового водоснабжения чаще всего используют
артезианские скважины. Обычно куст из 5–15 скважин (в зависимости от дебита и потребности) общий для посёлка, промплощадки, стройбазы и других объектов. Ширина
первого пояса зоны санитарного охранения для подземных источников водоснабжения —
30…50 м. На ТЭЦ для водоснабжения используется городская сеть.
3.10. Очистные сооружения
Очистные сооружения для хозяйственно-бытовых стоков предусматриваются общими
или раздельными для жилого посёлка и промплощадки со стройбазой. В курсовом проекте
следует предусмотреть очистные сооружения с полями фильтрации. На полях фильтрации
происходит полная биологическая очистка предварительно осветлённых сточных вод. Допускаемая нагрузка на поля фильтрации зависит от вида грунта, температуры воздуха и
глубины залегания грунтовых вод. В работе рекомендуется принять допускаемую удельную нагрузку на поля фильтрации равной 100 м3 /га в сутки (СП 32.13330.2012).
Норма водоотведения бытовых сточных вод для жилого посёлка составляет 0,25 м3 / сут.
на 1 чел, для предприятий (стройбаза, промплощадка) — 0,025 м3 / смену на 1 чел.
Площадь очистных сооружений примерно в 5-10 раз меньше территории, занимаемой
полями фильтрации, но, как правило, не меньше 1 га.
Величина санитарно-защитной зоны вокруг полей фильтрации следующая: 200 м —
при общем объёме стоков до 0,2 тыс. м3 / сут; 300 м — более 0,2–5,0 тыс. м3 / сут.; 500 м —
более 5,0 — 50,0 тыс. м3 / сут; 1000 м — до 280 тыс. м3 / сут. Очистные сооружения с полем фильтрации допускается размещать в санитарно-защитной зоне электростанции, по
возможности, с подветренной стороны к жилпосёлку и промплощадке. При расположении
с наветренной стороны размер санитарно-защитной зоны следует увеличить, но не более
чем в 2 раза.
74
Очистка хозяйственно-бытовых стоков ТЭЦ осуществляется обычно на городских
очистных сооружениях.
Пример 3.1. Численность жилого посёлка и примыкающего к нему временного посёлка 6500 чел., число работающих на стройбазе и промплощадке — 5 000 чел. Требуется
определить площадь, занимаемую очистными сооружениями и полем фильтрации.
Размер поля фильтрации для жилого и временного посёлков: (6500 чел. × 0,25 м3 / сут.
чел.) / (100 м3 / га. сут.) = 16,25 га. Очистные сооружения, примыкающие к полю фильтрации, занимают территорию примерно в 10 раз меньше – 1,6 га. Санитарно-защитная зона —
300 м.
Размер поля фильтрации для стройбазы и промплощадки: (5000 чел. × 0,025 м3 / сут.
чел.) / (100 м3 / га. сут.) = 1,25 га. Площадь очистных сооружений принимаем равной 0,25 га.
Санитарно-защитная зона — 200 м.
3.11. Железные и автомобильные дороги
Строительство и эксплуатация электростанций требуют наличия значительного количества автомобильных и железных дорог, как внешних — до магистралей общего пользования, так и внутренних – между площадками отдельных комплексов, а также в пределах
их ограды (промплощадки, топливного хозяйства, ОРУ и др.). В отдельных случаях, особенно при доставке топлива по трубопроводам, конвейерами, могут использоваться только автодороги. Встречаются решения, преимущественно в зарубежной практике, когда доставка конструкций, оборудования в период строительства, топлива — при эксплуатации
осуществляется только водным путём, а автодороги проектируются исключительно для
внутренних связей. В курсовом проекте предусматривается железнодорожный и автодорожный транспорт.
На ситуационном плане следует предусмотреть следующие транспортные коммуникации:
Железнодорожный путь, как правило, однопутный, для связи магистрали общего
пользования с проектируемым комплексом – промплощадкой, стройбазой, топливным хозяйством. В период строительства материалы, детали, конструкции, оборудование по железной дороге поступают на стройбазу. В обход пути подводятся к топливному хозяйству
и промплощадке. По ним для эксплуатируемых блоков доставляются: химические реагенты системы водоподготовки, масло, мазут для растопочного хозяйства и другое;
Автодороги от существующей магистрали общего пользования (АОП) к промплощадке, стройбазе, жилому посёлку. Грузы для строительства не должны перевозиться по дороге, ведущей в посёлок. При небольшом расстоянии АОП до площадок комплекса ТЭС
(до 500–1000 м) возможно проектирование независимых дорог к каждому из объектов,
с несколькими узлами примыкания к АОП. Следует иметь в виду, что каждый узел примыкания создаёт проблемы движению транспорта, повышает вероятность происшествий.
Во многих случаях, особенно для станций большой мощности, целесообразно предусмотреть один узел примыкания с автодорожными сооружениями, исключающими пересечение с АОП в одном уровне. При таком решении автодорога, отходящая к комплексу электростанции, будет разветвляться до жилпосёлка, промплощадки, стройбазы. При длинных
площадках (более 1500 м) предусматривают не менее двух автовъездов на промплошадку;
один из них устраивается, как правило, со стороны постоянного торца;
Автодороги — от промплощадки к ОРУ, к отдельно стоящему мазутному хозяйству,
к золоотвалу. Очистные сооружения связаны дорогами с объектами, для которых они
предназначены. Жилой и временный посёлки связывают автодорогой со стройбазой и
промплощадкой.
При трассировке автомобильных и железных дорог на плане местности придерживаются следующих правил:
– протяжённость должна быть минимальной;
75
– избегать (по возможности) пересечений с железными и автомобильными дорогами
общего пользования во избежание строительства дорогостоящих путепроводов;
– допускается пересечение автодорог с железнодорожными путями, ведущими к объектам комплекса;
– уклоны железных дорог не должны превышать 0,01; минимальный радиус кривых
200 м;
– уклоны автомобильных дорог не должны превышать 0,09, минимальный радиус
кривых 50 м.
Если на плане (см. задание к проекту) не обозначен рельеф, то необходимо сформировать его самостоятельно, т.е. нанести горизонтали через 1 или 2 м по высоте (в исключительных случаях, по согласованию с преподавателем – через 5 м).
При формировании рельефа необходимо руководствоваться следующими соображениями:
– в месте расположения промплощадки, жилпосёлка, стройбазы по возможности рельеф —
равнинный с естественным уклоном 0,005;
– течение рек — с уклоном около 0,001, т.е. на каждый 1 км русла перепад высот 1 м;
– планировочная отметка промплощадки, стройбазы, посёлка должна не менее чем на
0,5 м превышать расчётный максимальный уровень воды в водоёме или реке; можно принять, что указанное требование обеспечивается, если отметка площадки на 2-3 м выше,
чем отметка воды в реке, водоёме.
Завершив работы по трассировке, следует определить протяжённость железных и автомобильных дорог, определить размер территории, отчуждаемой под них, при этом принять ширину полосы отчуждения под железные дороги 20 м от оси трассы, под автодороги — 25 м от оси трассы.
3.12. Инженерные сети и технологические коммуникации
На ситуационном плане необходимо показать следующие основные технологические
коммуникации и инженерные сети:
– эстакаду паромазутопроводов между промплощадкой (главный корпус) и мазутным
хозяйством (мазутонасосной), ширина полосы отчуждения земли 15 м;
– газопровод на промплощадку (для газомазутных ТЭС); ширина полосы отчуждения
10 м; если магистральный (существующий) газопровод не обозначен на плане местности,
задать его самостоятельно;
– теплотрассу от промплощадки до жилого посёлка, прокладываемую вдоль автодороги; ширина полосы отчуждения 10 м;
– кабель или воздушную линию электропередачи напряжением 6 или 10 кВ от промплощадки до жилого посёлка; от промплощадки до насосной осветлённой воды золоотвала; от промплощадки до очистных сооружений, если они предназначены только для станции; от жилпосёлка до очистных сооружений; ширина полосы отчуждения — 10 м;
– золопроводы и трубопроводы осветлённой воды, прокладываемые вдоль дороги
между промплощадкой и золоотвалом, насосной осветлённой воды; ширина полосы отчуждения — 20 м;
– канализационные сети от жилого посёлка до очистных сооружений; от промплощадки, стройбазы до очистных сооружений; прокладываются вдоль дорог, ширина полосы
отчуждения — 10 м;
– эстакаду паропровода от промплощадки ТЭЦ до потребителей пара, промышленных
предприятий, если оговорено в задании; ширина полосы отчуждения — 5 м;
– линии электропередачи от электрического распределительного устройства до границ
ситуационного плана; ширина коридора воздушных ЛЭП принимается по табл. 3.1.
76
Таблица 3.1
Ширина коридора для высоковольтных линий электропередачи
Напряжение, кВ
35
110
220
330
500
750
1
38
51
65
75
88
120
Ширина коридора, включая охранную зону, м,
при числе высоковольтных линий
2
3
4
6
8
50
62
74
98
122
67
83
99
130
163
87
109
131
175
220
106
134
162
218
274
131
174
217
300
390
180
240
300
—
—
10
182
195
263
330
475
—
3.13. Технико-экономические показатели
Основными технико-экономическими показателями ситуационного плана, которые
необходимо определить и привести в графической части или пояснительной записке, являются:
– общая площадь постоянно отчуждаемой территории под объекты электростанции, га —
промплощадка, топливное хозяйство, золоотвал, электрическое распределительное
устройство, объекты гидротехнической части, жилой посёлок, очистные сооружения;
– удельная площадь отчуждаемой территории, га/МВт;
– общая площадь временно отчуждаемой территории, га — стройбаза, временный посёлок, а также удельная, га/МВт;
– протяжённость внешних железных дорог, км; удельный показатель, км/МВт;
– протяжённость внешних автомобильных дорог, км; удельный показатель км/МВт;
– площадь отчуждаемой территории под железные и автомобильные дороги, га; удельный показатель, га/МВт;
– площадь отчуждаемой территории под технологические коммуникации и инженерные сети, га; удельный показатель, га/МВт;
Указанные показатели надлежит привести в пояснительной записке или на листе.
При разработке компоновочных схем электростанций рекомендуется использовать
примеры на рисунках, приведённых в приложении.
77
Заключение
В заключение следует отметить, что рациональный подход к организации использования существующей территории на местности ведёт к существенному удешевлению процессов строительства и эксплуатации. Вариантная оценка позволяет осуществить экономически обоснованный выбор площадки для строительства энергетического объекта со
всей присущей ему инфраструктурой.
В данном учебно-методическом пособии приведены необходимые зависимости и банк
данных для предпроектной оценки площади, занимаемой комплексом энергетического
объекта, за счёт чего может быть осуществлено вариантное проектирование ещё на стадии
обоснования инвестиций.
В качестве дальнейшей проработки темы следует уточнить зависимости для станций с
малой единичной мощностью энергоблоков, строящихся в современных условиях, на основе статистических данных об их строительстве в России и за рубежом.
78
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Вишницкий И.К. Строительство тепловых электростанций : учёб. для вузов: [в 2 т.] /
И.К. Вишницкий, Ю.И. Кириллов, Б.Ф. Лейпунский, [и др.] / Под ред. В.И. Теличенко. — Москва : Изд-во АСВ, 2010. — Т. 1: Проектные решения тепловых электростанций. — 2010. — 377 с. — ISBN 978-5-93093-731-2.
2. Российская Федерация. Законы. Технический регламент о безопасности зданий и сооружений : Федеральный закон № 384-ФЗ : [принят Государственной Думой 23 декабря 2009 г. : одобрен Советом Федерации 25 декабря 2009 г.] // Собрание законодательства Российской Федерации. — 2010. — № 1. — Ст. 5.
3. Постановление Правительства Российской Федерации от 16 февраля 2008 г. № 87
«О составе разделов проектной документации и требования к их содержанию». —
URL: http:// http://docs.cntd.ru/document/902087949 (дата обращения: 17.12.2019).
4. Российская Федерация. Законы. Градостроительный кодекс Российской Федерации :
Федеральный закон от 29 декабря 2004 г. № 190-ФЗ : [принят Государственной Думой
22 дек. 2004 г. : одобрен Советом Федерации 24 дек. 2004 г.] // Собрание законодательства Российской Федерации. — 2005. — № 1. — Ст. 16.
5. Российская Федерация. Законы. Технический регламент о требованиях пожарной безопасности : Федеральный закон № 123-ФЗ : [принят Государственной Думой 4 июля
2008 г. : одобрен Советом Федерации 11 июля 2008 г.] // Собрание законодательства
Российской Федерации. — 2008. — № 30 (Ч. 1). — Ст. 3579.
6. СП 90.13330.2012 Электростанции тепловые. Актуализированная редакция СНиП
II-58-75. : национальный стандарт Российской Федерации : дата введения 2013-01-010 /
Министерство регионального развития Российской Федерации. — Изд. официальное. —
Москва : ОАО «ЦПП», 2012. — 77 с.
7. СП 18.13330.2011 Генеральные планы промышленных предприятий. Актуализированная редакция СНиП II-89-80*: национальный стандарт Российской Федерации : дата
введения 2011-05-20 / Министерство регионального развития Российской Федерации. —
Изд. официальное. — Москва : ОАО «ЦПП», 2011. — 48 с.
8. Нормы технологического проектирования тепловых электрических станций. ВНТП 81.
отраслевой стандарт СССР : дата введения 1981-10-08 / Министерство энергетики и
электрификации СССР. — Изд. официальное. — Москва, 1981. — 48 с.
79
Приложение 1
Состав и исходные данные для курсового проекта
В проекте рассматриваются паросиловые конденсационные электростанции (КЭС),
теплоэлектроцентрали (ПС-ТЭЦ, ПГУ-ТЭЦ), парогазовые электростанции (ПГУ), а также
атомные электростанции (АЭС).
Исходными данными для проектирования являются тип, мощность и число агрегатов
электростанции; расход, вид и характеристики топлива; напряжения, на которых выдаётся
электроэнергия потребителю, и др.
Порядок выполнения курсового проекта
В соответствии с заданием и указаниями пособия определяются размеры основных
объектов (зданий и сооружений), комплексов, составляющих генерирующий центр, таких
как промплощадка, топливное хозяйство, техническое водоснабжение, золоудаление,
электрическое распределительное устройство. Кроме того, рассчитываются геометрические размеры строительно-монтажной базы, жилого и временного посёлков.
Указанные объекты и площадки компонуются на заданном плане местности в соответствии с технологическими требованиями производства и выдачи потребителям тепловой и
электрической энергии, поэтапным вводом агрегатов в эксплуатацию, учётом требований
безопасности и охраны окружающей среды, а также природно-географическими и техногенными особенностями района строительства.
Состав курсового проекта
Проект состоит из графической части, выполняемой на листах формата А1 или А2 в
масштабе: 1:5000, 1:10000, 1:25000 в графической среде AutoCAD (по согласованию с
преподавателем допускается нестандартный масштаб или формат листа), на которых приводится план местности с нанесённым рельефом и все объекты генерирующего центра,
основные технико-экономические показатели, экспликация, а также указываются направление преобладающих ветров и принятые условные обозначения.
Пояснительная записка объёмом 15–20 страниц выполняется в текстовом редакторе
Microsoft Word, ориентация «книжная», формат листа А4, тип шрифта — Times New
Roman, размер — 14 пт, междустрочный интервал 1,5, выравнивание текста — «по ширине
документа». Записка состоит из расчётного обоснования принятых в графической части
проекта решений, а также из рекомендаций, ссылок на нормативные документы и др.
В качестве элементов научного исследования в рамках курсового проекта может рассматриваться вариантное проектирование ситуационного плана, используя методы математического и компьютерного моделирования, с последующим определением ориентировочной стоимостной оценки затрат на коммуникации, вертикальную планировку местности, издержки транспортировки топлива и энергии, производимой на электростанции. Сопоставление вариантов следует выполнять по эквивалентным затратам, при этом анализируя все факторы, влияющие на выбор площадки и принятые компоновочного решения.
Задание на проектирование включает:
Тип электростанции:
– паросиловая конденсационная (ПС-К или КЭС);
– паросиловая теплоэлектроцентраль (ПС-ТЭЦ или ТЭЦ);
– парогазовая конденсационная (ПГУ-К или ПГУ);
– парогазовая теплоэлектроцентраль (ПГУ-ТЭЦ);
– атомная (АЭС);
Число энергоблоков станции × единичная мощность (для неблочных (с поперечными
связями) ПС-ТЭЦ задаётся отопительная тепловая нагрузка (МВт или Гкал/час) и производство пара (т/ч));
Местоположение электростанции: город, район или область;
План участка местности;
Основные характеристики турбин, паровых котлов. Тип реактора;
Вид и параметры топлива (зольность, теплотворная способность и др.);
Удельный расход условного топлива брутто (для ПС-К, ПС-ТЭЦ), г/кВт × ч.
80
Приложение 2
Принимаемые условные обозначения на ситуационных планах ТЭС
Условные обозначения
Населённые пункты
Реки и ручьи
Озёра
Мосты каменные, бетонные, железобетонные (многопролётные)
Мосты металлические (однопролётные)
Двухпутные железные дороги
Станции
Автодороги, шоссе
Грунтовые просёлочные дороги
Хвойные, лиственные, смешанные леса
Болота проходимые
Ограждение
Дамба
Водосбросное сооружение
Технологические коммуникации
Воздушная линия электропередачи с напряжением 110 кВ
Теплотрасса
Пульпопровод
Мазутопровод
Паропровод
Циркуляционное водоснабжение
Осветлённая вода системы золоудаления
Хозяйственно-бытовая канализация
81
Приложение 3
Схемы генеральных планов промплощадок КЭС, ТЭЦ
Рис. П.3.1. Генплан пылеугольной КЭС 12×200 МВт (прототип – Бурштынская ГРЭС):
1 — главный корпус с дымовыми трубами; 2 — открытая установка трансформаторов; 3 — ОРУ —
220 кВ; 4 — ОРУ — 330 кВ; 5 — ОРУ — 400 кВ; 6 — открытый отводящий канал; 7 — береговые
насосные станции; 8 — открытый склад топлива; 9 — тракт топливоподачи; 10 — разгрузочное
устройство с вагоноопрокидывателями; 11 — размораживающее устройство; 12 — ОВК и баки
ХВО; 13 — масломазутохозяйство; 14 — открытый прирельсовый склад; 15 — служебный корпус
Рис. П.3.2. Генплан пылеугольной КЭС 6×200 МВт (прототип — Гусиноозёрская ГРЭС):
1 — главный корпус с дымовыми трубами; 2 — открытая установка трансформаторов; 3 — ОРУ —
220 кВ; 4 — ОРУ — 110 кВ; 5 — подводящий канал и насосные технического водоснабжения; 6 —
сбросной канал; 7 — открытый склад топлива; 8 — тракт топливоподачи; 9 — вагоноопрокидыватель; 10 — размораживающее устройство; 11 — химводоочистка; 12 — складское хозяйство; 13 —
мастерские; 14 — масломазутохозяйство; 15 — инженерно-бытовой корпус; 16 — пусковая
котельная; 17 — проходная
82
Рис. П.3.3. Генплан пылеугольной и газомазутной КЭС соответственно 4×300 и 3×800 МВт (прототип – Запорожская ГРЭС):
1 — главный корпус с дымовыми трубами; 2 — открытая установка трансформаторов; 3 — ОРУ —
330 кВ; 4 — ОРУ — 150 кВ; 5 — подводящий канал и насосные технического водоснабжения; 6 —
открытый сбросной канал; 7 – открытый склад топлива; 8 — вагоноопрокидыватель; 9 — тракт
топливоподачи; 10 — размораживающее устройство; 11 — расходный склад мазута; 12 — химводоочистка; 13 — масломазутохозяйство; 14 — пусковая котельная; 15 — центральный материальный склад; 16 — центральные ремонтные мастерские; 17 — служебно-техническое здание; 18 —
проходная и столовая; 19 — ремонтно-экипировочный блок
Рис. П.3.4. Генплан газомазутной КЭС 6×300 МВт (прототип — Ириклинская ГРЭС):
1 — главный корпус с дымовыми трубами; 2 — открытая установка трансформаторов; 3 — ОРУ —
110 кВ; 4 — ОРУ — 220 кВ; 5 — ОРУ — 500 кВ; 6 — насосные техводоснабжения 1- и 2-го подъёма; 7 — открытый отводящий канал; 8 — мазутохозяйство; 9 — ГРП; 10 — ОВК и баки ХВО;
11 — маслохозяйство; 12 — центральный материальный склад; 13 — пусковая котельная и мазутонасосная; 14 — проходная и инженерный корпус; 15 — очистные сооружения замазученных
стоков
83
Рис. П.3.5. Генплан газомазутной КЭС 6×300 и 2×800 МВт (прототип — Кармановская ГРЭС):
1 — главный корпус с дымовыми трубами; 2 — открытая установка трансформаторов; 3 — ОРУ —
110 кВ; 4 — ОРУ — 500 кВ; 5 — насосная технического водоснабжения; 6 — отводящий канал;
7 — мазутохозяйство; 8 — ОВК; 9 — химводоочистка; 10 — маслохозяйство; 11 — центральный
материальный склад; 12 — служебно-бытовой корпус; 13 — проходная; 14 — пусковая котельная
Рис. П.3.6. Генплан газомазутной КЭС 2×1200 и 8×300 МВт (прототип — Костромская ГРЭС):
1 — главный корпус с дымовыми трубами; 2 — установка трансформаторов; 3 — ОРУ — 220 кВ;
4 — ОРУ — 500 кВ; 6 — открытый подводящий канал с блочной насосной; 7 — открытый сбросной
канал; 8 — мазутное хозяйство; 9 — химводоочистка; 10 — центральное маслохозяйство; 11 — административно-бытовой комплекс; 12 — центральные ремонтные мастерские; 13 — центральный
материальный склад
84
Рис. П.3.7. Генплан пылеугольной КЭС 6×300 МВт (прототип — Ладыжинская ГРЭС):
1 — главный корпус с дымовыми трубами; 2 – открытая установка трансформаторов; 3 — ОРУ —
110 кВ; 4 — ОРУ — 330 кВ; 5 — открытый подводящий канал с насосной технического водоснабжения; 6 — открытый отводящий канал; 7 — открытый склад топлива; 8 — тракт топливоподачи;
9 — вагоноопрокидыватель; 10 — размораживающее устройство; 11 — химводоочистка; 12 — масломазутохозяйство; 13 — ЦМС; 14 — мастерские; 15 — пусковая котельная; 16 — экипировочноремонтный блок; 17 — инженерно-бытовой корпус с проходной; 18 — установка автотрансформаторов связи
Рис. П.3.8. Генплан газомазутной КЭС 8×300 МВт (прототип — Лукомльская ГРЭС):
1 — главный корпус с дымовыми трубами; 2 — открытая установка трансформаторов; 3 — ОРУ —
330 кВ; 4 — ОРУ — 110 кВ; 5 — открытый подводящий канал с блочными насосными; 6 — береговые водосбросы тёплой воды; 7 — рыбоотводящий канал; 8 — мазутохозяйство; 9 — ОВК;
10 — масломазутохозяйство; 11 — блок сооружений при РСЦ; 12 — проходная
85
Рис. П.3.9. Генплан пылеугольной КЭС 8×300 МВт (прототип — Новочеркасская ГРЭС):
1 — главный корпус и дымовые трубы; 2 — открытая установка трансформаторов; 3 — ОРУ — 330 кВ;
4 — ОРУ — 220 кВ; 5 — открытый подводящий канал с насосными техводоснабжения; 6 — сбросной канал; 7 — склад угля; 8 — вагоноопрокидыватель; 9 — размораживающее устройство;
10 — тракт топливоподачи; 11 — ОВК; 12 — масломазутохозяйство; 13 — ремонтно-строительный
цех, склад; 14 — проходная
86
Приложение 4
Схемы генеральных планов промплощадок АЭС
Рис. П.4.1. Генплан АЭС 2×1170 МВт, вариант 1 (прототип — НВАЭС-2):
1 — санитарно-бытовой корпус; 2 — административный корпус; 3 — столовая с конференцзалом;
4 — центральный контрольно-пропускной пункт; 5 — здание переработки и хранения радиоактивных
отходов; 6 — мастерские зоны контролируемого доступа; 7 — гараж спецавтотранспорта; 8 — здание
турбины; 9 — здание теплофикационной установки; 10 — здание блочной обессоливающей установки; 11 — здание холодильных машин; 12 — брызгальные бассейны; 13 — насосные станции ответственных потребителей; 14 — инженерно-бытовой корпус; 15 — хранилище свежего топлива; 16 —
здание компрессорной; 17 — сооружение блочных трансформаторов; 18 — железнодорожные пути;
19 — галерея (переходной мостик) зоны свободного доступа; 20 — галерея (переходной мостик) зоны
контролируемого доступа; 21 — здание обессоливающей установки; 22 — здание резервных пунктов
управления; 23 — хозяйство масло- и дизельного топлива (насосные, ёмкости); 24 — здание резервной
дизельной электростанции системы аварийного электроснабжения; 25 — здание резервной дизельной
электростанции системы нормальной эксплуатации; 26 — здание реактора; 27 — вспомогательное
реакторное здание; 28 — здание электроснабжения нормальной эксплуатации
87
Рис. П.4.2. Генплан АЭС 2×1170 МВт, вариант 2 (прототип — ЛАЭС-2):
1 — здание реактора; 2 — эстакада транспортного шлюза; 3 — паровая камера; 4 — здание безопасности; 5 — вспомогательный корпус; 6 — здание управления; 7 — блочная дизельная электростанция
аварийного электроснабжения ответственных потребителей; 8 — хранилище свежего ядерного топлива и твёрдых радиоактивных отходов; 9 — насосная пожаротушения; 10 — вентиляционная труба;
11 — здание ядерного обслуживания с бытовыми помещениями зоны контролируемого доступа; 12 —
блочная дизельная электростанция; 13 — здание турбины; 14 — здание электроснабжения нормальной
эксплуатации; 15 — здание теплофикации; 16а — сооружение блочных повышающих трансформаторов; 16б — сооружение блочных трансформаторов собственных нужд; 17 — здание водоподготовки и
баковое хозяйство; 18 — насосные станции ответственных потребителей; 19 — брызгальные бассейны; 20 — служебно-бытовой корпус зоны свободного доступа; 21 — административно-лабораторнобытовой корпус; 22 — мастерские зоны свободного доступа; центральный материальный склад; 23 —
галерея (переходной мостик) зоны свободного доступа; 24 — столовая; 25 — объединённый газовый
корпус; 26 — резервная ёмкость системы водоснабжения ответственных потребителей; 27 — теплоцентр; 28 — открытый склад масла; 29 — открытый склад дизельного топлива; 30 — приёмное сооружение для масла и дизельного топлива; 31 — объединённая насосная станция хозяйственнопитьевого, производственного и противопожарного водоснабжения; 32 — резервуар воды для хозяйственно-питьевого водоснабжения; 33 — резервуар воды для производственного и противопожарного
водоснабжения; 34 — камера фильтров поглотителей; 35 — здание центра физзащиты; 36 — камеры
переключений; 37 — здание очистки предпусковых промывок; 38 — контрольно-пропускной пункт;
39 — железнодорожные пути
88
Рис. П.4.3. Генплан АЭС с реакторами ВВЭР-1000 (4×1000 МВт), унифицированный проект:
1 — главные корпуса; 2 — блочные дизель-электрические станции ответственных потребителей; 3 —
площадки установки трансформаторов; 4 — контрольно-пропускной пункт; 5 – переходные мостики
зоны свободного доступа; 6 — железнодорожные пути; 7 — лабораторно-бытовой корпус; 8 —
брызгальные бассейны; 9 — объединённо-вспомогательный корпус; 10 — спецкорпус (блок спецводоочистки, санитарно-бытовой блок зоны контролируемого доступа, мастерская зоны контролируемого доступа); 11 — хранилище радиоактивных отходов; 12 — склад масла, мазута, дизельного топлива; общестанционная дизель-электрическая станция; 13 — пуско-резервная котельная; 14 — административный корпус; 15 — газовое хозяйство; 16 — переходные мостики зоны контролируемого
доступа
89
Приложение 5
Схемы генеральных планов промплощадок ПГУ
Рис. П.5.1. Схема генерального плана ПГУ с двумя двухвальными блоками мощностью
по 113 МВт: газотурбинная установка (ГТУ) — 77 МВт и паротурбинная установка (ПТУ) —
36 МВт (прототип — Уссурийская ПГУ-ТЭЦ):
1 — главный корпус; 2 — площадка установки трансформаторов; 3 — КРУЭ; 4 — пиковая котельная;
5 — переходной мостик; 6 — склад (резервуары) дизельного топлива; 7 — насосная дизельного топлива; 8 — склад масла; 9 — газовое хозяйство (пункт подготовки газа, дожимная компрессорная, блок
управления, блок арматуры); 10 — вентиляторные градирни; 11 — здание водоподготовки со складом
реагентов и открытое баковое хозяйство; 12 — мастерская и материальный склад; 13 — компрессорная; 14 — склад баллонов газа; 15 — административно-бытовой корпус; 16 — гараж; 17 — насосная
пожаротушения; 18 — противопожарные резервуары; 19 — очистные сооружения; 20 — контрольнопропускной пункт
Рис. П.5.2. Схема генерального плана ПГУ с двумя двухвальными блоками мощностью
по 250 МВт: ГТУ – 162 МВт и ПТУ – 78 МВт (прототип — ПГУ-ТЭЦ Молжаниновка):
1 — главный корпус; 2 — здание общестанционной насосной и водоподготовительных установок
с открытым баковым хозяйством; 3 — газовое хозяйство; 4 — циркуляционная насосная станция; 5 —
испарительные вентиляторные градирни; 6 — резервуары дизельного топлива; 7 — насосная дизельного топлива; 8 — административно-бытовой корпус с центральной проходной и столовой; 9 — противопожарная насосная с резервуарами, 10 — насосная хозяйственно-питьевого водоснабжения;
11 — электрическое распределительное устройство
90
Рис. П.5.3. Схема генерального плана ПГУ с двумя двухвальными блоками мощностью
по 400 МВт: ГТУ – 258 МВт и ПТУ – 142 МВт (прототип — Нижневартовская ПГУ):
1 — главный корпус блока 1; 2 — главный корпус блока 2; 3 — переходной мостик; 4 — административно-бытовой корпус; 5 — площадка установки трансформаторов; 6 — дизель-генераторная; 7 —
склад масла; 8 — компрессорная воздуха; 9 — газодожимная компрессорная; 10 — блочные пункты
подготовки газа; 11 — блочная насосная станция; 12 — камера переключения; 13 — камера арматуры;
14 — циркуляционная насосная станция; 15 — циркуляционные водоводы; 16 — закрытый отводящий
канал; ГТ — газовая турбина; КУ — котёл-утилизатор; Т — труба; ПТ — паровая турбина
91
Рис. П.5.4. Схема генерального плана ПГУ с двумя двухвальными блоками мощностью
по 402 МВт: ГТУ — 290 МВт и ПТУ — 112 МВт (прототип — Ново-Салаватская ПГУ-410Т):
1 — главный корпус: 1.1 — отделение ГТУ, 1.2 — отделение ПТУ, 1.3 — отделение КУ, 1.4 —
воздухозаборное устройство, 1.5 — электротехнические помещения, 1.6 — блочный щит управления, 1.7 — отделение водоподготовительных установок; 2 — башенная градирня; 3 — циркуляционная насосная; 4 — пункт подготовки газа: дожимная компрессорная, блок подготовки и редуцирования, блок очистки и учёта; 5 — площадка установки трансформаторов; 6 — КРУЭ; 7 — хозяйство дизельного топлива: резервуары 2×5000 м3, насосная; 8 — противопожарная насосная;
9 — административно-бытовой корпус; 10 — переходной мостик; 11 — контрольно-пропускной пункт
92
Рис. П.5.5. Схема генерального плана ПГУ с одним одновальным блоком мощностью
426 МВт: ГТУ — 291 МВт и ПТУ — 135 МВт (прототип – Яйвинская ПГУ-400):
1 — главный корпус: 1.1 — турбинное отделение, 1.2 — котельное отделение, 1.3 — отделение электротехнических устройств, 1.4 — отделение конденсатоочистки, 1.5 – дымовая труба; 2 – здание водоподготовительных установок; 3 – административно-вспомогательный корпус; 4 — дожимная компрессорная и пункт подготовки газа; 5 — площадка установки трансформаторов; 6 — переходной мостик;
7 — контрольно-пропускной пункт; 8 — баки запаса воды; 9 — бак слива турбинного и генераторного
масла; 10 — бак аварийного слива трансформаторного масла; 11 — башенная испарительная градирня;
12 — здание насосной станции с аванкамерой; 13 — колодцы арматуры на сливных циркуляционных
водоводах; 14 — склад масла; 15 — склад оборудования; 16 — склад баллонов
Рис. П.5.6. Схема генерального плана ПГУ с одним одновальным блоком мощностью 417 МВт:
ГТУ — 281 МВт и ПТУ — 136 МВт (прототип – Серовская ПГУ-420):
1 — главный корпус: 1.1 — котельное отделение, 1.2 — электротехническое отделение, 1.3 — машинное отделение; 2 — насосная дизельного топлива; 3 — резервуары дизельного топлива; 4 — циркуляционная насосная станция; 5 — вентиляторные испарительные градирни; 6 — очистные сооружения; 7 — пожарная насосная станция; 8 — резервуары; 9 — хозяйственно-вспомогательное отделение;
10 — административно-бытовой корпус; 11 — пристанционный узел; 12 — комплектно-распределительное устройство; 13 — маслохозяйство; 14 — хозяйство газового топлива
93
Рис. П.5.7. Схема генерального плана ПГУ с одним одновальным блоком мощностью 420 МВт:
ГТУ — 283 МВт и ПТУ — 137 МВт (прототип — Череповецкая ПГУ-420):
1 — главный корпус: 1.1 — турбинное отделение, 1.2 — котельное отделение, 1.3 — отделение
электротехнических устройств, 1.4 — дымовая труба; 2 — площадка установки трансформаторов;
3 — переходной мостик; 4 — дизель-генераторная станция; 5 — хозяйство газового топлива; 6 —
административно-бытовой корпус; 7 — контрольно-пропускной пункт; 8 — здание водоподготовительных установок; 9 — материально-технический склад, компрессорная; 10 — электролизная;
11 — объекты технического водоснабжения: 11.1 — многосекционная вентиляторная градирня,
11.2 — циркуляционная насосная станция, 11.3 — водоводы, 11.4 — камеры переключения,
11.5 — насосная станция подачи добавочной воды; 12 — хозяйство дизельного топлива: 12.1 —
насосная станция, 12.2 — резервуары, 12.3 — приёмно-сливное устройство
94
Рис. П.5.8. Схема генерального плана ПГУ с тремя одновальными блоками мощностью по 426
МВт: ГТУ — 296 МВт и ПТУ — 130 МВт (прототип — Няганская ПГУ):
1 — главный корпус; 2 — административный корпус; 3 — площадка установки трансформаторов;
4 — объединённый вспомогательный корпус; 5 — хозяйство азотного топлива; 6 — хозяйство
жидкого топлива; 7 — электросетевое хозяйство; 8 — сооружение очистки ливневых вод; 9 —
электролизная установка; 10 — склад инертных газов; 11 — дизель-генераторная станция; 12 —
сооружения технического водоснабжения; 13 — насосная хозбытовых отходов
95
Приложение 6
Параметры паровых турбин
Таблица П.6.1
Паровые турбины АО «Силовые машины»
Марка
турбины
Номинальная
мощность
(максимальная), МВт
Номинальный
расход свежего
пара, т/ч
К-1200-240
К-1000-60/3000
К-800-240
К-660-247
К-500-240
К-500-166-1(2)
К-330-240
К-300-170
К-255-162
К-225-12.8
К-215-130-1(2)
К-210-130-8
К-200-181
Т-185-12.8-1
Т-180-130-1
К-160-130
Т-150-7.7
К-110-6.5
К-180-8.0
Т-140-145
Т-130/160-12.8
Т-120/140-12.8
Т-120-12.8
Т-115-8.8
КТ-120-12.8
КТ-115-8.8-2
К-110-140
К-110-6.5
К-100-90
ПТ-80-130
ПТР-80-130
К-80-7.0
ПТ-65-130
ПТ65-90
Т-60-112
Р-50-90
Р-50-130
Р-85-8.8
К-55-90
К-55-60
Т-50-8.8
1200(1400)
1030
800(850)
660(686,7)
525(535)
500(525)
330(340)
300(310)
255(282)
225(230)
215(220)
210(210)
200(220)
192(222)
180(210)
168(177)
150(160)
110(114)
180(183)
140(140)
133(162)
120(146)
120(127)
115(117)
120(145)
115(120)
110(122)
110
110(115)
80(100)
80(85)
80
65(75)
64(75)
55(57)
50(52)
52,7(60)
87(89)
55(60)
55(60,6)
50(62)
3660
5870
2450
2023,8
1650
1715
1050
960
700
540
623
640
580
670
670
480
525
308
524
383
500
470
470
450
530
446(435)
325
309,3
420
470
470
224
400
400
270
420
490
450
235
221
243
96
Начальные параметры
пара
Давление,
МПа
Температура, °C
23,5
5,88
23,5
24,2
23,5
16,3
23,5
16,7
16,2
12,8
12,8
12,8
17,7
12,8
12,8
12,8
7,6
6,8
7,95
14,6
12,8
12,8
12,8
8,8
12,8
8,8
13,7
6,83
8,8
12,8
12,8
6,92
12,8
8,8
11
8,8
12,8
8,8
8,8
5,9
8,8
540
274,3
540
537
540
540
540
540
540
540
540
535
535
540
540
540
510
487
493
535
555
555
555
535
535
500(535)
535
496,8
535
555
555
505
555
535
530
535
555
535
535
485
535
Расход
охлаждающей воды
через конденсатор,
м3/ч
108000
170000
73000
64000
51480
68500
36000
26000
27500
27500
25000
27500
25000
22000
22000
20000
20500
18000
27500
14000
16000
8000
8000
8000
16000
16000
11500
21000
16000
8000
—
17500
8000
8000
7000
—
—
—
8000
12200
6500
Окончание табл. П6.1
Марка
турбины
Номинальная
мощность
(максимальная), МВт
Номинальный
расход свежего
пара, т/ч
К-40-62
ПТ-40/50-8.8
ПТ-30-8.8
ПТР-30-2.9
ПР-30-2.9
ПТ-30-3.4
ПТ30-2.9
ПТ-35/55-3.2
Т-30-2.9
Т-25-3.4
П-30-2.9
40(42,5)
40(51,8)
30(50)
30(32)
30(32)
30(40)
30(40)
35(54)
30(31)
23(30)
30(30,5)
162
320
250
250
235
225
220
240
220
160
260
Начальные параметры
пара
Давление,
МПа
Температура, °C
6,1
8,8
8,8
2,9
2,9
3,4
2,9
3,2
2,9
3,4
2,9
505
535
535
400
400
435
400
420
410
435
400
Расход
охлаждающей воды
через конденсатор,
м3/ч
6800
4500
5000
—
—
6500
6500
6500
3500
—
5000
Примечание: Типы турбин: К — конденсационные; КТ — конденсационные с теплофикационным отбором; Т — теплофикационные; ПТ — теплофикационные с производственным отбором;
ПР — Ттеплофикационные с противодавлением и с производственным отбором пара; Р — турбины с противодавлением
Таблица П.6.2
Паровые турбины Уральского турбинного завода
Начальные
параметры пара
Марка
турбины
Номинальная мощность (максимальная),
МВт
Номинальный
(максимальный)
расход свежего
пара, т/ч
Давление
, МПа
Температ
ура, °C
Т-255/305-240-5М
Т-285/335-240
Т-250/305-240-Д
Т-265/305-240-С
Т-250/305-240-ДБ
Т-295/335-23.5
Тп-185/220-130-2М
Тп-185/215-130-4М
Т-110/120-130-5МО
Т-116/125-130-7МО
Т-120/130-130-8МО
ТР-110-130
Т-115/125-130-1М
Тп-115/125-130-2М
Тп-115/125-130-3
Тп-90/100-90-1МО
Тп-90/105-90-2МО
Тп-90/109-90-3МО
Тп-100/110-8.8
Т-95/105-8.8
Т-50-130-6М
Т-60/65-130-2М
260(305)
250(335)
250(305)
265(305)
250(305)
295(335)
185(220)
186(215)
110(120)
116(125)
123(130)
112(114)
115(125)
115(125)
115(125)
90(100)
90(105)
90(109)
100(115)
92(102,5)
50(60)
60(65)
980(1000)
(1050)
980(1000)
980(1000)
980(1000)
1007(1030)
785(810)
785(810)
480(485)
505(510)
520(525)
480(485)
490(500)
490(500)
490(500)
400(405)
400(405)
400(405)
440(460)
405(405)
245(255)
282(300)
23,5
23,5
23,5
23,5
23,5
23,5
12,8
12,8
12,8
12,8
12,8
12,8
12,8
12,8
12,8
8,8
8,8
8,8
8,8
8,8
12,8
12,8
540
560
540
540
540
565
555
555
555
555
555
555
555
555
555
535
535
535
535
535
555
555
97
Расход
охлаждающей воды
через конденсатор,
м3/ч
28500
28500
28500
28500
28500
28000
27000
27000
16000
16000
16000
—
8000
13500
13500
8000
13500
13500
8000
9250
8000
8000
Окончание табл. П6.2
Начальные
параметры пара
Марка
турбины
Номинальная мощность (максимальная),
МВт
Номинальный
(максимальный)
расход свежего
пара, т/ч
Давление
, МПа
Температура,
°C
ПТ-50/60-130/7-2М
Т-50/60-8.8
ПТ-30/35-90/10-5М
ПТ-140/165-130/15-2М
ПТ-140/165-130/15-3М
ПТ-90/120-130/10-1М
ПТ-90/125-130/10-2М
ПТР-90/100-130/10
ПТ-65/95-90/10-1М
ПТ-65/95-90/10-2М
Т-50-130-6М
Т-60/65-130-2М
ПТ-50/60-130/7-2М
Т-50/60-8.8
ПТ-30/35-90/10-5М
ПТ-65/75-130/13
Т-60/6508.8
Т-110/120-130-5МО
Т-116/125-130-7МО
Т-120/130-130-8МО
ТР-110-130
Р-102/107-130/15-2М
Рп-105/125-130/30/8
Рп-80-130/8-3
К-130012.8
50(60)
50(60)
30(35)
142(167)
142(167)
90(120)
90(125)
90(100)
65(95)
65(100)
50(60)
60(65)
50(60)
50(60)
30(35)
65(75)
60(65)
110(120)
116(125)
123(130)
112(114)
102(107)
105(125)
80(90)
130(130)
280(300)
240(255)
190(240)
788(810)
788(810)
490(500)
490(500)
490(500)
400(405)
400(405)
245(255)
282(300)
280(300)
240(255)
190(240)
415(430)
319(345)
480(485)
505(510)
520(525)
480(485)
782(810)
790(810)
520(550)
390(390)
12,8
8,8
8,8
12,8
12,8
12,8
12,8
12,8
8,8
8,8
12,8
12,8
12,8
8,8
8,8
12,8
8,8
12,8
12,8
12,8
12,8
12,8
12,8
12,8
12,8
555
555
535
555
555
555
555
555
535
535
555
555
555
555
535
555
500
555
555
555
555
555
555
555
540
Расход
охлаждающей воды
через конденсатор,
м3/ч
7000
8000
5000
13500
13500
8000
13500
—
8000
13500
8000
8000
7000
8000
5000
8000
8000
16000
16000
16000
—
—
—
—
13500
Примечание: Типы турбин: К – конденсационные; КТ – конденсационные с теплофикационным
отбором; Т – теплофикационные; ПТ – теплофикационные с производственным отбором; ПР –
теплофикационные с противодавлением и с производственным отбором пара; Р – турбины с противодавлением.
98
Пример ситуационного плана КЭС 6 × 800 МВт
Приложение 7