Генеральный план тэц. Выбор и описание компоновки главного корпуса

Поиск в тексте

Действующий

ПРАВИТЕЛЬСТВО МОСКВЫ

ПОСТАНОВЛЕНИЕ

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

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

Мэр Москвы
С.С.Собянин

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

Введение

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Обеспечение надежного энергоснабжения потребителей с учетом повышенных требований столичного мегаполиса;

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

Создание нормативного аварийного и резервного запаса топлива;

Минимизация техногенного воздействия энергетики на окружающую среду;

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

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

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

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

Генеральная схема включает следующие разделы:

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

Фактических и перспективных показателей социально-экономического развития города;

Основных направлений территориального планирования;

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

2. Современное состояние и проблемы энергоснабжения Москвы.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

7. Сводные показатели Генеральной схемы энергоснабжения Москвы.

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

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

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

В работе впервые в практике выполнения описания систем энергоснабжения:

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

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

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

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

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

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

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

1.1. Краткая характеристика социально-экономического состояния города

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

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

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

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

Таблица 1.1. Площадь территории и численность населения

Таблица 1.1

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

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

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

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

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

Таблица 1.2. Структура, количество и площадь зданий

Таблица 1.2

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Рисунок 1.2. Динамика средних ежегодных приростов общей площади жилых зданий

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

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

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

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

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

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

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

Среднегодовые темпы роста объемов промышленной продукции 1214%;

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

Уменьшение доли территорий производственного назначения.

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

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

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

Обеспечение надежности функционирования инженерной и транспортной инфраструктуры.

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

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

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

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

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

Таблица 1.3. Скорректированные приросты общей площади зданий ЖКС

Таблица 1.3

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

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

Таблица 1.4. Общая площадь зданий ЖКС города

Таблица 1.4

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

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

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

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

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

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

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

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

Таблица 1.5. Прогноз динамики ВРП

Таблица 1.5

________________

*Добавленная стоимость в сопоставимых ценах 2009 года.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Развитие внешних связей Московской энергосистемы с ОЭС Центра;

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

Вынос КРП-13 на новую площадку;

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

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

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

2. Современное состояние и проблемы энергоснабжения Москвы

2.1. Характеристика энергоснабжения города

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

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

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

________________

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

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

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

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

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

Основным топливом для энергетики Москвы служит природный газ.

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

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

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

Таблица 2.1

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

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

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

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

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

Рисунок 2.1. Внешние электрические связи энергосистемы Московского региона

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

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

Таблица 2.2

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

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

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

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

Таблица 2.3

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

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

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

Выбор площадки и генплана ТЭС

1 Выбор площадки ТЭС

2 Генплан ТЭС

Выбор основного энергетического оборудования

1 Выбор паровых турбин

2 Выбор структурной технологической схемы

3 Выбор парогенераторов

Компоновка главного корпуса КЭС

1 Плановая компоновка главного корпуса

2 Высотная компоновка главного корпуса

2.1 Турбинное отделение

2.2 Котельное отделение

2.3 Высотная компоновка бункерно-деаэраторного отделения

2.4 Выбор стропильных конструкций и назначение размеров сечений колонн и ригелей каркаса главного корпуса

Крановое оборудование главного корпуса

1 Выбор количества и грузоподъемности кранов в турбинном, котельном и деаэраторном отделениях

Оборудование газовоздушного тракта

1 Дутьевые вентиляторы и дымососы

2 Золоулавливание и золоудаление

3 Дымовые трубы

4 Молниезащита главного корпуса

Сооружения и оборудование топливоподачи и системы пылеприготовления

1 Разгрузочные устройства, дробилки и ленточные конвейеры

2 Топливные склады. Размораживающие устройства

3 Оборудование системы пылеприготовления

1 Сооружения мазутного, масляного и Газового хозяйства

2 Сооружения технического водоснабжения

3 Сооружения электрической части

4 Сооружения угольного топливного хозяйства

5 Подсобно - производственные здания и сооружения

Сооружения угольного склада

1 Общая схема и оборудование топливного хозяйства пылеугольной электростанции

2 Открытые склады твердого топлива. Общие сведения

ЗАДАНИЕ

Для ГРЭС, основные параметры для проектирования которой приведены ниже таблицы, выполнить проектирование технологической части. В проекте следует использовать некоторые данные, которые были получены при проектировании электрической части.

Таблица 1 - Исходные данные

Число и мощность блоков ГРЭС-10U1U2СистемаПотребители на U1ScXcLвлSpез.PmaxPmincosφшт×МВткВкВМВАо.е.км%МВтМВто.е.4x30011033045000,920074002900,89Место сооружения станцииЭнергосис-темаОсновное топливоРезервное топливоСистема водоснабженияQ, ГДж/чУкраинаУкрэнергоВолынский каменный угольМазутОборотная-СпецвопросСооружения угольного склада

Проект должен содержать следующие разделы:

1. Выбор площадки и генплана ГРЭС

2. Выбор основного энергетического оборудования

3. Высотная компоновка главного корпуса

4. Выбор кранового оборудования главного корпуса

Выбор оборудования газовоздушного тракта

Оборудование топливоподачи и системы пылеприготовления

Вспомогательные сооружения тепловой электростанции

1. Выбор площадки и генплана ТЭС

1 Выбор площадки ТЭС

Выбранное место для сооружения КЭС - площадка в 20 километрах от города Луцка. Вблизи от площадки имеются овраги, которые будут использоваться как места для золоотвалов на расчетный срок работы электростанции 25 лет. Станция будет распологаться вблизи Львовско-Волынского бассейна, который расположен на западе Украины,откуда и будет поставлятья уголь для данной КЭС. Такое месторасположение,вблизи добычи заданного Волынского угля, позволит сэкономить дополнительные денежные средства.

Расположение КЭС показано на карте Украины

Рисунок 1.1-Расположение КЭС на карте Украины.

Площадка электростанции находится недалеко от железнодорожных магистралей, по которым предполагается подвоз топлива; автомобильных дорог и жилых поселков. Так же обеспечивается удобный вывод линий электропередачи высокого напряжения и электрических кабелей, трубопроводов пара, горячей воды, санитарной и ливневой канализации.

1.2 Генплан ТЭС

Генеральный план (генплан) электростанции представляет собой план размещения на основной производственной площадке электростанции ее основных и вспомогательных сооружений.

Генплан электростанции включает следующие производственные и подсобные здания, сооружения и устройства: главный корпус, золоуловители, дымососы, фильтры, дымовые трубы, повышающие трансформаторы; устройства водоснабжения, в данном случае пруд - охладитель; топливного хозяйства и золоудаления; химическую очистку добавочной воды; масляное хозяйство; лаборатории и мастерские; служебные помещения.

Главный корпус имеет временную торцевую стену, на случай расширения станции, поэтому рядом с этой стеной ничего не устанавливается.

К помещениям машинного зала и парогенераторов, к ОРУ и повышающим трансформаторам, к приемно-разгрузочному устройству топливоподачи и складу топлива, к сливному устройству мазутного хозяйства, к складам масла и других материалов и оборудования обеспечен подвод железнодорожных путей и автомобильных дорог.

Пруд - охладитель расположен за сооружениями электрической части. Сбросной канал проходит между ОРУ и главным корпусом, и в пределах электростанции выполняется закрытым.

Основной подход к главному корпусу электростанции выполнен со стороны его постоянной торцевой стены. С этой стороны устроен вход через проходную и въезд на территорию электростанции. Со стороны постоянного торца главного корпуса размещают также объединенный вспомогательный корпус (ОВК), инженерный корпус со столовой, соединяемый с главным корпусом закрытой переходной галереей для персонала на уровне основного обслуживания агрегатов электростанции.

С восточной стороны от дымовых труб располагаются: центральный - материальный склад (ЦМС), ацетилено-кислородная станция. На территории ОРУ расположена компрессорная с примыкающими к ней ресиверами кислорода и водорода и цех химводоочистки.

На территории электростанции предусмотрена автостоянка для обслуживающего персонала.

В настоящее время при технико-экономической оценке генпланов согласно СНиП «Генеральный план промышленных предприятий» используется показатель минимальной плотности застройки площади.

Показатель минимальной плотности застройки площади, %

где Sзд. соор. - площадь застройки зданиями и сооружениями, Га;

Sпл. - площадь отведенной земли под электростанцию, Га.

Площадь застройки зданиями и сооружениями, Га;

Площадь ГРЭС в пределах ограды занимает Sпл = 20 Га.

Площадь застройки зданиями и сооружениями по формуле (1.2), Га;

По формуле (1.1) определим показатель минимальной плотности застройки площади, %

Для более полной оценки используем показатель съема продукции, МВт/Га

где Руст.ЭС - установленная мощность ТЭЦ, МВт;

Sпл - площадь отведенной земли под электростанцию, Га.

Удельный показатель общего отвода земель, Га/МВт

где Sоб - общая отведенная площадь, Га.

Общая отведенная площадь, Га

где Sпос. - площадь жилого поселка, Sпос = 100 - 200 Га;

Sзш - площадь золошлакоотвалы, Sзш = 180 Га;

SЛЭП - площадь коридора ЛЭП, Га.

Удельный показатель общего отвода земель по формуле (1.4), Га/МВт

2. Выбор основного энергетического оборудования

Основным энергетическим оборудованием являются парогенераторы, турбины и электрогенераторы.

При проектировании ГРЭС должны быть выбраны:

число и тип паровых турбин;

начальные параметры пара;

число и тип парогенераторов;

структурные технологические схемы.

2.1 Выбор паровых турбин

Тип и мощность устанавливаемых турбин должны обеспечивать необходимое соотношение электрического потребления. Параметры пара из отборов турбин должны соответствовать требованиям потребителей тепла.

Принимаем для данной станции следующие турбины:

Четыре турбины К-300-240 номинальная мощность которых составляет 300 МВт, а начальное давление 24 МПа.

Параметры турбин приведены в таблице 2.1.

Таблица 2.1 - Справочные данные турбин

Тип турбины по ГОСТ 3618-76Техническая характеристикаГабариты, мМасса, тмощность ном/макс, МВтМакс. расход пара, т/чдавление на входе, МПатемпература на входе, ºСдавление в конденсаторе, МПарасход охлаждающей воды, м3/чотметка обслуживаниядлина без генераторадлина с генераторомнаибольшая монтажнаяобщая турбиныв конденсационном режимев режиме регулируемого отбораК-300-240-2300/320950─23,545403,43348009,6223957,5625

В комплект турбины входит вспомогательное оборудование. Справочные данные приведены в таблицах 2.2,2.3,2.4

Таблица 2.2 - Справочные данные конденсатора К-15 240

ХарактеристикиК-15 240Количество на 1 турбину, шт.1Расчетный вакуум, кПа3,43Расчетная температура охлаждающей воды, °С12Расход охлаждающей воды, м3/ч34800х1Гидравлическое сопротивление, кПа39Длина трубок, м8,90Масса без воды, т385

Таблица 2.3 - Теплообменное оборудование для турбин К-200-130

ХарактеристикиПНДПВДИспарительМарка (тип)ПН-550-26ПВ-1 700-380И-250-1Количество на 1 турбину, шт.431Температура, °С400335-Диаметр, м162426802844Высота, м5560886010645Масса без воды, т11,492,130,6Масса с водой, т20,7127-

Таблица 2.4 - Технические данные деаэратора ДП - 1000-4

ХарактеристикиДП-1000-4Количество на 1 турбину, шт.1Номинальная производительность, кг/с278Рабочая температура, °С164Диаметр колонки, м2,40Высота колонки, м4,50Диаметр бака, м3,44Емкость бака, м3120

Для преобразования механической энергии, вырабатываемой турбиной, в электрическую устанавливаем турбогенератор ТГВ-300-2. Справочные данные приведены в таблице 2.5.

Таблица 2.5 - Справочные данные турбогенератора

ХарактеристикиТГВ-300-2Номинальная мощность, МВт300Скорость вращения, об/мин3000Длина по верху, м40,95Длина по подошве, м41,35Ширина по оси ЦНД, м11,00Ширина по подошве, м13,00Полная высота, м13,88Отметка обслуживания, м9,60Масса общая (без возбудителя), т250

2.2 Выбор структурной технологической схемы

При проектировании КЭС применятся следующая схема паропроводов, соединяющих котлы с турбинами.

Блочная схема предусматривает, что котельные агрегаты соединены только с определенной турбиной, которую они и обеспечивают паром. При этом установка резервных котлов исключается. В этом случае электростанция состоит из группы независимых блоков. Блочная схема более проста, имеет минимальную длину паропроводов, минимальное количество арматуры, меньшую металлоемкость и соответственно, меньшую стоимость и повышенную надежность. Она допускает расширение станции с установкой блоков любой мощности на разные параметры пара. Блочная схема предъявляет повышенные требования к надежности работы всех элементов оборудования блока. На блочной ТЭС или в энергосистеме необходимо иметь резерв, равный или больший мощности крупного блока, установленного на станции.

Блочная схема является единственно возможной при наличии промежуточного перегрева пара.

Блочная схема требует соблюдения соответствия между расходом пара на турбину и паропроизводительностью котельных агрегатов, что имеет место на КЭС

2.3 Выбор парогенераторов

Выбор параметров пара и количества парогенераторов определяется сделанным ранее выбором турбин и структурных технологических схем соединения основного энергетического оборудования электростанции.

Расчетная производительность котлоагрегата, т/ч,

где Dтурб - максимальный расход пара на турбину, т/ч.

Расход пара на собственные нужды и утечки.

Учитывая параметры пара и заданное топливо (Волынский каменный уголь) выбираем котлоагрегаты типа ПП-1000-25КЖ

Параметры парогенераторов приведены в таблице 1.2

Таблица 2.6 - Данные парогенератора.

Марка котла по ГОСТ 3619 - 82 ЗаводскаяТопливоКомпоновкаПараметры параГабариты котла, мОбщая масса котла, тВарианты установки с турбинамиПО-изготовительпроизводительность т/чдавление, Мпа (кгс/см2)температура,ºСширинаГлубинаотметка верха котлаПП-1000-25КЖ ТПП-312АКаменный Уголь ГСШПрямоточный однокорпусной10005,0 (255)54518,623,652,04553К-300-240Красный котельщик

3. Компоновка главного корпуса КЭС

1 Плановая компоновка главного корпуса

При разработке плановой компоновки главного корпуса, необходимо решить вопрос о количестве отделений и их взаимном расположении.

Для определения плановых и высотных размеров главного корпуса требуется установить габариты и массу основного и вспомогательного энергетического оборудования, условия их монтажа, эксплуатации и ремонта. Для каждого вида оборудования необходимо определить основные габаритные (установочные) размеры, общую и монтажную массу наиболее тяжелого узла. Размеры пролетов и отделений главного корпуса можно принимать в соответствии с габаритами и компоновкой оборудования.

Принимаем поперечное размещение турбоагрегатов в машинном зале с совмещением бункерного и деаэраторного отделений в одном промежуточном помещении.

Пролет турбинного отделения при поперечном расположении агрегата

где Lта - длина турбоагрегата, м.

Пролет котельного отделения с котлами на пылеугольном топливе

где DК - глубина котла, м.

Все пролеты главного корпуса после их предварительно определения в соответствии с Единой модульной системой (ЕМС) в строительстве следует принять кратными 3 м.

Тогда LТО = 48 м и LКО =48 м

Пролет бункерно-деаэраторного отделения примем равным LБДО = 12 м.

Примем шаг колонн Вк = 12 м.

Длина технологической секции должна быть кратна шагу колонн Вк, а при поперечном расположении турбоагрегата определяется его шириной с учетом вспомогательного оборудования.

Примем LТС = 36 м.

Количество и размеры монтажных площадок на различных ТЭС могут значительно отличаться из-за различного использования свободной площади в турбинном отделении на отметках пола и обслуживания турбоагрегатов.

Длина монтажной площадки на каждые 4 агрегата

Принимаем две монтажные площадки по 12 м.

Общая длина главного корпуса ГРЭС составит:

Рисунок 3.1-Плановая компоновка главного корпуса

3.2 Высотная компоновка главного корпуса

Для каждого отделения главного корпуса высотная компоновка определяется, прежде всего габаритами и размещением оборудования, условием его монтажа и эксплуатации, а также выбором отметки пола по отношению к планировочной отметки.

3.2.1 Турбинное отделение

Краны турбинного отделения должны обеспечить подъем статора генератора.

Масса статора турбогенератора ТГВ-300-2 составляет 266т. В турбинном отделении устанавливаются 2 мостовых крана типа КС - 160/32 с грузоподъемностью основного крана 160т и вспомогательного 32т.

Высота турбинного отделения над отметкой обслуживания определяется условиями монтажа и эксплуатации основного и вспомогательного оборудования: генератора, турбины и конденсатора, подогревателей высокого и низкого давлений. Отметку обслуживания турбоагрегатов Нобс. примем равной 9,6 м.

Определим высоту подъема, отметок головки рельса и подкрановой консоли

где Ноб - максимальное значение из высот ПВД и ПНД

Нстр - принимаем ориентировочно равным диаметру ПВД или ПНД, м;

Нзап = 0,5 м.

Определим высоту подъема, м

Отметка головки рельса Нг.р в первом приближении может быть вычислена

Определим отметку подкрановой консоли, м

Затем окончательно примем отметку подкрановой консоли Нп.к с учетом ЕМС как ближайшее большее значение по высоте кратное 300 мм.

После этого можно уточнить окончательное значение отметки головки рельса, м,

По вышеприведенным формулам (3.6),(3.7) определим отметку головки рельса и отметку подкрановой консоли, м

Примем м.

Определим высоту колонны, м

По найденному значению отметка верха колонны окончательно принимается с учетом ЕМС как ближайшее большее значение, кратное 300 мм (или 150 мм).

Примем м.

Тогда высота верхней части колонны по отношению к отметке подкрановой консоли определяется,

Высота нижней части колонны, м

где = 0,6 - 1,0 м - заглубление базы колонны ниже уровня пола, м.

Полная высота колонны,

Высота сечения верхней части колонны назначается в зависимости от шага колонн и грузоподъемности крана.

При шаге Вк = 12м и Qк = 100т высота сечения верхней части колонны

Привязка колонны к продольной оси а зависит от высоты сечения верхней части колонны

Высота сечения нижней части колонны,

где ml - привязка оси подкрановой балки и рельса к оси колонны, м;

а - привязка колонны к продольной оси, м.

Привязку оси подкрановой балки и рельса к оси колонны, м;

где - вынос моста крана.

Определим привязку оси подкрановой балки и рельса к оси колонны, м;

Высота сечения нижней части колонны, м

Условие жесткости для верхней и нижней частей колонны

Проверим условие жесткости для верхней и нижней частей колонны

Условие жесткости для верхней и нижней частей колонны выполняется.

После окончательного выбора размеров сечения колонны и привязок к ним осей подкрановых балок слева ml и справа m2 можно определить требуемый пролет крана, м,

Рисунок 3.2 - Определения основных габаритных размеров ТО

тепловой электростанция энергетический деаэраторный

3.2.2 Котельное отделение

Исходными размерами для высотной компоновки котельного отделения является высота котлоагрегата и отметки пола.

Схема для определения основных габаритных размеров КО представлена на рисунке 3.2.

В котельном отделении устанавливаются 2 мостовых крана типа КМ - 50/10 с грузоподъемностью основного крана 50т и вспомогательного 10т.

В котельном отделении весь объем ремонтных работ осуществляется во внутреннем пространстве котла и в прилегающих к нему с внешней стороны ремонтных зонах таким образом, что перемещать грузы или элементы над самим котлом не требуется. В соответствии с условиями безопасной эксплуатации грузоподъемных кранов расстояние от отметки площадки обслуживания на верху котла до низа моста крана должно быть не менее 2100 мм, а расстояние от верха любой выступающей части котла до крюка крана в его самом верхнем положении должно быть не менее 400 мм.

Отметка головки рельса,

где - высота обслуживания котла

Отметка подкрановой консоли,

С учетом ЕМС принимаем.

Уточняем окончательное значение отметки головки рельса,

Приму с четом ЕМС

Определяем отметку верха колонн,

Высота верхней части колонны по отношению к отметке подкрановой консоли определяется,

Высота нижней части колонны,

Полная высота колонны,

Высота сечения верхней части колонны назначается в зависимости от шага колонн и грузоподъемности крана QК. При шаге ВК=12 м и QК=50 т принимаем hВ.К=750 мм.

Высота сечения нижней части колонны, м,

где а- привязка колонны к продольной оси, при = 500 мм принимаем; - привязка оси подкрановой балки и рельса к оси колонны.

Принятые сечения колонн проверяются по условию жесткости колонны.

Проверяем выполнение условий жесткости для верхней и частей колонны,

Условие жесткости для верхней и нижней части колонны выполняется.

Требуемый пролет крана, м,

Рисунок 3.3 - Схема для определения основных габаритных размеров КО.

3.2.3 Высотная компоновка бункерно-деаэраторного отделения

Схема бункерно-деаэраторного отделения представлена на рисунке 3.4.

Деаэраторное отделение входит в состав главного корпуса практически каждой электростанции.

Исходными данными для высотной компоновки деаэраторного отделения являются: отметка пола 1-го этажа, количество этажей, отметка перекрытия деаэраторного помещения и габариты деаэратора.

Отметка низа стропильных конструкций или верха колонны, м:

где Нп.д - отметка перекрытия под деаэратор, Нп.д =22,2 м;

Нф.д - высота фундаментной рамы, Нф.д = 0,5 м;

Нд - высота деаэратора, Нд =4,5 м;

Нк - высота крана от верхнего положения крюка до низа подвесных монорельсов, Нк =1 м;

Нстр- высота стропов, принимается равной диаметру колонки деаэратора,

Нстр = 2,4м;

hп.м - высота подвесных балок (монорельсов), hп.м = 0,2 м.

Рисунок 3.4- Компоновка деаэраторного отделения.

3.2.4 Выбор стропильных конструкций и назначение размеров сечений колонн и ригелей каркаса главного корпуса

Главный корпус проектируемой КЭС является зданием каркасного типа. Каркас здания выполняется из сборного железобетона. Стены выполняют функцию ограждения.

Фермы принимаем унифицированные стальные марки ТФ-48. Характеристики ферм приведены в таблице 3.1.

Таблица 3.1 - Фермы стропильные

Характеристика конструкцииРазмеры и масса конструкций, ммНаименование конструкцииТип (марка)Пролет, мДлинаВысота на конькеВысота на опореТол-щинаСтроительный подъемМасса фермы, тФерма стропильная стальнаяТФ - 48484750045002100-20010,35ТФ - 484847500450020010,35

Все элементы колонн выполнены двутаврового сечения

Таблица 3.2 - Паспортные данные колонн

Характеристика колоннРазмеры сечения, ммНаименование сечения и материалКолоннаМаркаВысотаШирина полкиТолщина ПолкиТолщинаСечение железобетонной колонны двутавровоеАК 1561500600200200Б,ВК 2062000600300200ГК 2462400600300200

4. Крановое оборудование главного корпуса

4.1 Выбор количества и грузоподъемности кранов в турбинном, котельном и деаэраторном отделениях

В главном корпусе электростанции краны предусматриваются для монтажа и ремонта оборудования и по характеру работы относятся к кранам легкого режима работы.

Количество и грузоподъемность кранов в турбинном отделении выбираются исходя из максимальной массы монтажных узлов турбоагрегата (ротора и статора), а также общего количества обслуживаемых агрегатов.

В котельном отделении устанавливаются два крана для монтажа и обслуживания котлоагрегатов и другого оборудования. При этом в качестве основного грузоподъемного механизма принимается мостовой кран с грузоподъемностью, соответствующей наибольшей монтажной массе оборудования в котельном отделении.

Устанавливаем два мостов кран типа КС - 160/32 в турбинном отделении и 2 мостовых крана типа КС - 50/10 в котельном отделении.

Параметры кранов приведены в таблице 4.1

Таблица 4.1 - Крановое оборудование главных корпусов

Мостовой кранГабаритные размеры, мМасса, тМаркаГрузоподъемность, т Основного/вспомогательногоНkhkpB2hpТележкиКрана общаяКС - 160/32160/324,51,950,50,1749174КМ - 50/1050/104,50,70,40,1532121

5. Оборудование газовоздушного тракта

5.1 Дутьевые вентиляторы и дымососы

Так как производительность котлов более 500 т/ч, то устанавливаем по два дымососа и вентилятора с подачей каждого по 50 % от общей производительности.

Расход воздуха, засасываемого дутьевым вентилятором, при максимально длительной производительности котлоагрегата, м3/ч

где α - коэффициент избытка воздуха, α = 1,2 - 1,6;

Теоретически необходимый расход воздуха для полного сгорания 1 кг топлива, м3/кг;

Вчас - часовой расход топлива при максимально длительной нагрузке котла, кг/ч;

Температура воздуха на входе в дутьевой вентилятор, .

Теоретически необходимый расход воздуха для сжигания 1 кг твердого топлива определяется по его элементарному составу, м3/кг

где Ср, Sр, Нр, Ор - показатели элементного состава используемого топлива на рабочую массу, %.

Расчетный расход топлива на работу котла, т/ч,

где D - номинальная производительность котла, т/ч;

i пв - теплосодержание питательной воды, /кг;

Qрн - низшая удельная теплота сгорания рабочей массы, ккал/кг;

ηбр - КПД котлоагрегата.

Характеристика основного топлива приведена в таблице 5.1

Таблица 5.1 - Характеристики Волынского каменного угля

Вид топливаТехнические показателиKлоГорючая массаWрАсSгкSгорVгCгHгNгOгМДж\кгКкал\кгВолынский каменнй уголь (ГСШ,ГР)10182,51,23923,1555301,279,55,21,310,3

Определим показатели элементарного состава используемого топлива:

Определим теоретически необходимый расход воздуха по формуле (5.2)

Определим КПД котла по формуле

где - потеря тепла с уходящими газами (4 - 7)%;

Потеря тепла от химической неполноты сгорания топлива (1 - 3)%;

Потеря тепла от механической неполноты сгорания топлива (0,5 - 5)%;

Потеря тепла от наружного охлаждения (0,2 - 1)%;

Потеря тепла с физическим теплом шлаков (0,5 - 3)%.

Определим часовой расход топлива на работу котла, по формуле (5.3)

Выбор дымососов производится исходя из величины расхода уходящих газов при максимально длительной нагрузке котла, м3/ч,

где Vог - теоретическое количество уходящих газов в расчете на 1 кг топлива при его полном сгорании, м3/кг;

αух - коэффициент избытка воздуха в уходящих газах, αух = 1,15 - 1,25;

Вчас - часовой расход топлива на котлоагрегат, кг/ч;

tд - температура дымовых газов перед дымососом, tд = 120 - 150 °С.

Теоретическое количество уходящих газов при сжигании 1 кг топлива, м3/кг

где - коэффициент избытка воздуха в топке, = 1,2 - 1,25;

Низшая удельная теплота сгорания рабочей массы, ккал/кг.

Расход уходящих газов при максимально длительной нагрузке котла, м3/ч,

Номенклатура дутьевых вентиляторов и дымососов приведена в таблице 5.2.

Принимаем 2 дутьевых вентилятора типа ВДН-20 и 2 дымососа типа ДН-24×2-0,62.

Таблица 5.2 - Номенклатура дутьевых вентиляторов и дымососов

Тип оборудованияТипоразмерПроизводи-тельность, м3/чПолное давление, кПаТемпе-ратура газа, °СКПД, %Частота вращения, об/минМощность, кВтДутьевой вентиляторВДН-24х2-II575730867351000ДымососДОД-411080/12203,2/4,2130843751140/1880

5.2 Золоулавливание и золоудаление

При паропроизводительности котлоагрегатами 420 т/ч и выше рекомендуется устанавливать электрофильтры. В основном применяют трех - и четырех горизонтальные электрофильтры степень очистки дымовых газов, КПД в которых может достигать 96 - 98 %.

Расход летучей золы, поступающей в золоуловитель, зависит от расхода, вида и способа сжигания топлива.

Расход летучей золы, кг/ч

где - доля золы в недожоге и уносе принимаем равным 0,85 для пылеугольной топке, с фронтальными горелками %;

Зольность топлива на рабочую массу, %;

Потери тепла с механическим недожогом, = 1 - 2,5%.

Количество летучей золы, выбрасываемой в дымовую трубу каждым котлоагрегатом, кг/ч

где ηзу - полный КПД золоулавливающего аппарата.

Количество летучей золы, кг/ч

где n - число котлов, шт.

На КЭС, как правило, применяется схема совместного гидрозолошлакоудаления на золоотвал с помощью багерных насосов.

В багерной насосной устанавливаем 3 багерных насоса: один рабочий, один резервный, один в ремонте. Для каждой багерной насосной применяется один резервный пульпопровод.

Количество котлов, присоединенных на обслуживание одной багерной насосной, зависит от паропроизводительности котлов и вида топлива.

Часовая производительность системы золошлакоудаления на один котел, кг/ч,

Диаметр шлакозолопровода, м

где Q - расчетный расход пульпы, м3/ч;

υ - расчетная скорость потока пульпы, υ = 1,7 - 1,8, м/с.

Расчетный расход пульпы, м3/ч

где Мшз, Мв - соответственно расход шлака, золы и воды, т/ч;

γшз, γв - удельный вес шлака, золы и воды, т/ч.

Расход шлака и золы, кг/ч;

где n - число котлов, шт.

Расход воды, кг/ч

Производительность системы золошлакоудаления на один котел, по формуле (5.10)

Расход шлака и золы определим по формуле (5.13)

Расход воды по (5.14)

Расчетный расход пульпы

рассчитаем диаметр шлакозолопровода по формуле (5.11)

Технические характеристики багерных насосов приведены в табл. 5.3.

Таблица 5.3 - Технические характеристики багерных насосов

Тип оборудованияТипо размерПроизводительность, м3/чДавление на выходе из насоса, Диаметр рабочего колеса, ммМощность на валу насоса, кВтМощность электродвигателя, кВтЧастота вращения ротора, об/минБагерные насосы12 Гр - 8Г1000-20000,57-0,48840270-432500730

5.3 Дымовые трубы

Дымовые трубы предназначаются для отвода дымовых газов в атмосферу. Выбор высоты и количества, устанавливаемых на ТЭС труб производится таким образом, чтобы концентрация вредных примесей у поверхности земли не превышала допустимых санитарных норм загрязнения атмосферного воздуха.

Минимально допустимая высота дымовой трубы при учете выбросов золы и окислов серы, м

где Спдк - предельно допустимая концентрация золы или сернистых газов,

Спдк = 0,5 мг/ м3;

А - коэффициент, учитывающий условия вертикального и горизонтального рассеивания примеси в воздухе, А = 160;

М - суммарный выброс золы и окислов серы из всех труб ТЭС, г/с;

F - безразмерный коэффициент, для, для золы = 2,0

m - безразмерный коэффициент, учитывающий влияние скорости газа на выходе из трубы, m= 0,6 при wг = 45 - 55 м/с и Н= 250-320 м;

z - число дымовых труб, шт.;

Vг - секундный объем дымовых газов, выбрасываемых из всех труб, м3/с;

Δt - разность температур газов на выходе из трубы и окружающего воздуха, Δt = 90°С.

Так как данная электростанция имеет 5 блоков, то принимаем 2 дымовых трубы.

Для расчета концентрации SO2 примем безразмерный коэффициент F = 1,0, для расчета концентрации золы равным F = 2,0.

Суммарный выброс золы и окислов серы после золоуловителей из всех труб, г/с

где n - число котлов, шт;

Sр - процентное содержание органической и колчеданной серы в рабочей массе топлива, %.

Минимально допустимая высота дымовой трубы при учете выбросов золы и окислов серы по формуле (5.15), м

Принимаем 1 дымовую трубу с высотой Н = 150 м.

Определим диаметр устья, м

Определим диаметр устья по формуле (5.18), м

5.4 Молниезащита главного корпуса

При расчете грозозащиты следует проверить нахождение защищаемых объектов (отделений главного корпуса) в зоне защиты молниеотвода, роль которого играет дымовая труба.

Рисунок 5.1 - Эскиз зоны защиты молниеотвода, установленного на дымовой трубе станции

Размеры зоны защищенной молниеотводами установленными на дымовой трубе:

где h - высота дымовой трубы;х - высота защищиаемых объектов;х1 - высота турбинного отделения;х2 - высота котельного отделения.

Определим радиус защищаемой зоны на высоте турбинного отделения по формуле (5.19):

Определим радиус защищаемой зоны на высоте котельного отделения по формуле (5.19):

Сравниваем радиусы rх1 и rх2 с расстояниями l1 и l2 соответственно:х1=74<178=l1,=44,6<118=l2;

Отсюда видно, что ни один из защищаемых объектов не попадает в зону защиты дымовой трубы, поэтому необходимо принять дополнительные меры грозозащиты, например, укладку на крыши и верхнюю часть стен зданий металлической сетки с приваренными к ней заземленными токоотводами.

На территории мазутного и маслянного хозяйств целесообразно установить стержневые молниеотводы.

6. Сооружения и оборудование топливоподачи и системы пылеприготовления

6.1 Разгрузочные устройства, дробилки и ленточные конвейеры

Разгрузка железнодорожных составов, прибывающих на электростанцию, производится роторными вагоноопрокидывателями, т.к они применяются на станциях с расходом топлива более 150 т/ч. Количество вагоноопрокидывателей для электростанций с производительностью топливоподачи свыше 400 т/ч определяется, исходя из 12 опрокидываний в час полувагонов средневзвешенной грузоподъемности 60 тонн в час. Выбираем на электростанции два вагоноопрокидывателя, так как потребление топлива на станции составляет 459 т/ч. Выбираем боковой вагоноопрокидыватель, т.к они уменьшают на 7 - 9 м заглубление подземной части, что важно при высоком уровне грунтовых вод.

Определим расход топлива на станции, т/ч:

Выбираем два вагоноопрокидывателя ВРС-125.

Технические характеристики вагоноопрокидывателей приведены в табл. 6.1

Таблица 6.1 - Технические характеристики вагоноопрокидывателя

ТипЧисло рабочих циклов в 1 часПроизводительность, т/ч при вагонах с грузоподъемностьюУгол поворотаn ротора, об/минМощность двигателя, кВтГабариты, мМасса, т60 т93 т125 тРоторный ВРС-1252515002325362517001,38142,423,2х9,4х8,4227

Из приемного разгрузочного устройства твердое топливо подается в КО двумя параллельными линиями (нитками) ленточных конвейеров, одна из которых рабочая, вторая резервная. Каждая лента конвейера обслуживается одной дробилкой с производительностью 850-1000 т/ч.

Технические характеристики молотковых дробилок приведены в таблице. 6.2

Таблица 6.2 - Технические характеристики дробилок

ТипоразмерПроизводительность, м3/чНаибольший размер загружаемых кусков, ммЧастота вращения ротора, об/минДиаметр ротора, ммМощность эл. двигателя, кВтМасса с эл. двигателем, тМ 20 × 20200 - 660600600200080066,2

Расчетная часовая производительность конвейера, т/ч

где Всут - суточный расход топлива при полной проектной мощности электростанции, т/сут;

Т - число часов работы топливоподачи в течение суток, Т =21, ч.

Производительность ленты конвейера, т/ч

Производительность ленты конвейера по формуле (6.3), т/ч

Примем конвейер с желобчатой лентой, так как ее производительность в 1,5 - 2 раза больше плоской.

Требуемая ширина ленты, м

где υ- скорость ленты, υ = 2 м/с;

jт - насыпной вес топлива, jт = 0,85 т/м3;

Ка -коэффициент, учитывающий угол естественного откоса α топлива на ленте.

Угол откоса принимаем равным α = 40°.

Примем стандартную ширину ленты b= 1600 мм.

Мощность на валу приводного барабана, кВт

где L - длина конвейера между центрами приводного и концевого барабана, м;

Н - высота подъема по вертикали между центрами приводного и концевого барабанов, м;

К1, К2 - коэффициенты, зависящие соответственно от ширины ленты и длины конвейера.

где β - угол наклона конвейера.

Мощность, потребляемая электродвигателем приводной станции конвейера, кВт

где Кз - коэффициент запаса, Кз = 1,25;

Рсб - мощность потребляемая сбросным устройством, кВт;

ηэд - КПД электродвигателя, ηэд = 0,93 - 0,97;

ηр - КПД редуктора, ηр = 0,95 - 0,97.

Мощность потребляемая сбросным устройством, кВт

Определим емкость бункера сырого угля, м3

где t- число часов работы парогенератора на топливе, ч;

Кз - коэффициент заполнения бункера, Кз = 0,8.

6.2 Топливные склады. Размораживающие устройства

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

Для приема, укладки угля в штабеля и выдачи его со склада примем следующий способ механизации: с удлиненными наземными конвейерами, бульдозерами и колесными скреперами на тракторной тяге.

Площадь, непосредственно занятую штабелями, м2

где Вчас - часовой расход топлива всей станции, т/ч;

n - число суток запаса топлива на складе;

jт - насыпной вес топлива, т/м3;

h - высота штабеля, м;

k - коэффициент, учитывающий угол естественного откоса (сползания) топлива в штабеле, k = 0,8 - 0,9.

Бульдозеры

формулы 6.11 6.12

6.3 Оборудование системы пылеприготовления

Пылеприготовительные установки выполняются с замкнутой схемой сушки топлива.

Для каменных углей применяется система с тихоходными шаровыми барабанными мельницами с промежуточным бункером пыли. Благодаря пылевому бункеру угольные мельницы можно загружать полностью, независимо от нагрузки парогенератора.

Мельницы выбираются по наибольшей имеющейся производительности. На парогенератор производительностью 420 т/ч и более устанавливают 2-3 ШБМ общей производительностью, обеспечивающей 110% номинальной нагрузки парогенератора; при выходе одной из них оставшиеся должны обеспечить не менее 90% нагрузки парогенератора. Расчетная производительность одной барабанной мельницы составляет, т/ч,

где n - количество устанавливаемых мельниц, шт;

р - коэффициент запаса по производительности, принимаем равным 1,2.

Кло - коэффициент размолоспособности.

Технические характеристики шаровой барабанной мельницы приведены в таблице 6.4

Таблица 6.4 - Технические характеристики мельниц

Тип мельницыПроизводи-тельность по АШ, т/чДиаметр барабана, ммДлинна барабана, ммЧастота вращения, об/минМощность эл. двигателя, кВтВес мельницы без эл. двигателя, тШБМ 400/10007040001000017,12460246,5

На угольном складе предусматривают резервную разгрузочную эстакаду, предназначенную для разгрузки неисправных вагонов, которые не могут быть разгружены в вагоноопрокидывателе.

7. Вспомогательные сооружения тепловой электростанции

7.1 Сооружения мазутного, масляного и Газового хозяйства

На данной электростанции мазут является растопочным топливом.

Мазутное хозяйство электростанций включает следующие основные элементы: приемно-сливного устройства, состоящего из разгрузочной железнодорожной эстакады, сливного лотка и промежуточной емкости; склада, на котором расположены резервуары для хранения мазута; мазутной насосной.

Для хранения мазута применяем металлические баки.

Запас мазута на электростанции, м3

где n - число растопочных котлов, шт;

m - число суток на растопку, 1,5 суток;

Вм.час - часовой расход мазута, кг/ч

r - плотность мазута марки 100, r = 990 кг/м3.

Для блоков КЭС мощностью 300 МВт одновременно растапливаются 3 котла.

Часовой расход мазута основными котлами, т/ч

где Qнр - низшая теплота сгорания мазута, кДж/кг. Для мазута марки 100 равна 9560 ккал/кг.

Запас мазута на электростанции по формуле (7.1), м3

Принимаем два бака емкостью 2000 м3.

Масляное хозяйство имеет четыре бака турбинного и четыре бака изоляционного масла. Емкость каждого бака - не менее емкости железнодорожной цистерны - 70 м3. Для бульдозеров и скреперов угольного топливного хозяйства устанавливают подземный резервуар дизельного топлива емкостью 75 м3.

7.2 Сооружения технического водоснабжения

На проектируемой электростанции согласно заданию применим оборотную систему водоснабжения с прудом охладителем. Пополнение воды происходит из реки Стир.

В этой системе главный корпус электростанции располагают близ берега пруда; насосы размещают в береговой насосной, так как годичные колебания горизонта воды в водохранилище могут быть значительными составляя несколько метров.

Водоприемное устройство и насосную размещают у более глубокого места пруда, вблизи плотины.

Плотину выполняют бетонной до 3-4 км, шириной по гребню 10 м, высотой до 30-40 м. Предусматриваются специальные водосбросные устройства при плотине для пропуска паводка и постоянных сбросов.

Нагретая в конденсаторах турбин вода сливается в водохранилище на некотором расстоянии от места приема, обеспечивающем необходимое ее охлаждение на пути от места забора до места слива.

Требуемая для охлаждения воды площадь водохранилища зависит от мощности КЭС, климатических условий, тепловой нагрузки и формы пруда.

Вода охлаждается в пруде, в основном за счёт её испарения с поверхности.

Насосная станция состоит из отдельных камер, число которых соответствует количеству насосов. Каждая из камер насосной станции состоит из водоприемной части, камеры всасывания и насосного помещения.

Выбор циркуляционных насосов.

Расчетная производительность ЦН, м3/ч

где - величина летнего режима охлаждения, м3/ч;

n - число турбин, шт.

Определим расчетную производительность ЦН по формуле (7.3), м3/ч

Напор ЦН принимаем 200 кПа.

Принимаем два рабочих циркуляционных насоса на один блок, производительностью каждый по 50%, установленных в машзале.

Технические характеристики ЦН приведены в табл. 7.1

Таблица 7.1 - Характеристика циркуляционного насоса

ТипНапор, м вод. ст.Производительность, м3/чКПД, %Потребляемая мощность, кВтЧастота вращения, об/минОПII-18515,5 -12,859920 - 79000843000333

7.3 Сооружения электрической части

На проектируемой станции открытые распределительные устройства на напряжения 330 и 110 кВ размещаются перед фасадом главного корпуса.

Так как на станции используются два повышенных напряжения, то автотрансформаторы связи устанавливаются около РУ 330 кВ. На территории ОРУ предусматриваются помещения для панелей релейной защиты, аккумуляторных батарей и компрессорной.

Распределительные устройства С.Н. 6 и 0.4 кВ размещаются в главном корпусе вдоль фасадной стены.

Вспомогательными устройствами на КЭС, относящимися к электрической части, являются: трансформаторно-масляное хозяйство (ТМХ), электротехническая лаборатория и электротехнические мастерские.

7.4 Сооружения угольного топливного хозяйства

Топливом на проектируемой станции служит Волынский каменный уголь. Топливное хозяйство электростанции состоит из угольного склада, системы ленточных транспортеров, расположенных в подземных эстакадах, узлов пересыпки и вагоноопрокидователь.

Для дробления твёрдого топлива используются дробильные установки. Дробилки грубого дробления размещаются под вагоноопрокидывателями, а дробилки тонкого дробления в тракте топливоподачи. Перед ними установлены электромагнитные сепараторы для улавливания металла и наклонные колосниковые решётки для отсева мелочи (и тем самым для снижения загрузки дробилок). Каждая нитка конвейера обслуживается двумя дробилками грубого дробления и одной дробилкой тонкого дробления.

Узлы пересыпки размещают по тракту топливоподачи в местах пересечения и изменения направления конвейеров, а также на прямых участках через каждые 200 м. В узлах пересыпки размещают натяжные и концевые станции конвейеров, а также рукава для пересыпки угля.

7.5 Подсобно - производственные здания и сооружения

Количество подсобно-производственных зданий и сооружений на площадке ТЭС зависит от вида топлива, степени блокировки зданий, возможности кооперирования вспомогательных цехов с другими предприятиями.

Для проектируемой электростанции требуются следующие подсобно - производственные здания и сооружения: объединенный вспомогательный корпус (ОВК); склад реагентов химводоочистки; общестанционная компрессорная; ацетиленокислородная станция; экипировочноремонтный блок; служебно-техническое здание железнодорожного транспорта; пожарное депо; проходная.

8. Сооружения угольного склада

1 Общая схема и оборудование топливного хозяйства пылеугольной электростанции

Схема топливного хозяйства ТЭС предопределяется последовательностью технологических операций с топливом, предшествующих его поступлению в пыле-приготовительную установку. Компоновка объектов топливного хозяйства зависит от характеристик топлива, вида используемых механизмов и машин, мощности станции.

Типовая технологическая схема топливоподачи ТЭС показана на рис. 8.1. Разгрузочное устройство оборудовано вагоноопрокидывателями, разгружающими вагоны с углем в приемные бункера. Смерзшееся топливо перед разгрузкой размораживают в тепляках. Если производительность топливоподачи менее 400 т/ч, устанавливают один вагоноопрокидыватель, от 400 до 1000 т/ч - два вагоноопрокидывателя. Для электростанций с производительностью топливоподачи свыше 1000 т/ч количество вагоноопрокидывателей выбирается исходя из 12 опрокидываний в час вагонов средневзвешенной грузоподъемности плюс один резервный вагоноопрокидыватель. Топливо доставляется на ТЭС в полувагонах грузоподъемностью 60-125 т.

Для электростанции на фрезерном торфе тип раз-грузочного устройства (безъемкостное, траншейное, с многоковшовыми перегружателями и пр.) определяется в каждом конкретном случае с учетом расхода торфа и типа вагонов.

Приемные бункера вагоноопрокидывателей перекрывают решетками с размерами ячеек не более 350´350 мм, расширяющимися книзу. Крупные куски топлива измельчаются и проталкиваются перемещающимися над решетками дробильно-фрезерными машинами. В соответствии с нормами технологического проектирования тепловых электрических станций при соответствующем обосновании допускаются размеры решеток под вагоноопрокидывателем с ячейками более 350´350 м. В этом случае топливо после приемных бункеров должно пройти через дробилки грубого дробления. Установка этих дробилок приводит к увеличению заглубления здания вагоноопрокидывателей, что связано с дополнительными капитальными затратами. Из-под бункеров разгрузочного устройства топливо выдается ленточными питателями, оснащенными шкивными магнитными сепараторами для извлечения из топлива поддающихся намагничиванию металлических предметов.

От каждого вагоноопрокидывателя отходит один ленточный конвейер с производительностью, равной производительности вагоноопрокидывателя. Нумерация конвейеров топливного хозяйства ведется по ходу топлива от разгрузочного устройства в главный корпус, на склад и со склада. Параллельным конвейерам одинакового порядкового номера присваивают буквенные индексы «а», «б».

Топливо в котельную подается двухниточной системой ленточных конвейеров, рассчитанных на трехсменную работу. Обычно одна из ниток работает, а вторая находится в резерве. Однако могут одновременно работать обе нитки системы. Такая необходимость может быть вызвана ухудшением качества и увеличением нестабильности качественных характеристик топлива, а также недостаточной надежностью некоторых узлов топливоподачи.

В узле пересыпки №1 топливо с конвейеров №1 с помощью распределителей, в качестве которых обычно используются перекидные шиберы, направляется на одну из ниток конвейера №2, которым транспортируется в дробильный корпус. Здесь топливо либо поступает в молотковые дробилки, либо сбрасывается плужковыми сбрасывателями на конвейер подачи топлива на склад. Дробилки измельчают топливо до размера 25 мм. При работе на торфе и другом мелком топливе (0-25 мм) топливо может подаваться, минуя дробилки. Перед дробилками для отсева мелких фракций устанавливается грохот или стационарная колосниковая решетка. Производительность всех установленных дробилок тонкого дробления должна быть не меньше производительности всех ниток топливоподачи в котельное отделение. Каждая нитка конвейера №2 работает со своей парой дробилок, причем в работе могут находиться одна из дробилок данной пары либо обе дробилки одновременно.

Перед дробилками устанавливают подвесной саморазгружающийся электромагнитный металлоискатель и металлоотделитель. При шаровых барабанных мельницах металлоуловители устанавливают только до дробилок.

Конвейерами №3 топливо подается в башню пересыпки бункерной галереи главного корпуса. На этих конвейерах установлены ленточные весы для текущего учета топлива, израсходованного за сутки.

На топливоподающем тракте после дробилок в узле пересыпки располагаются механические пробоотборные устройства, с помощью которых отбирают топливо при сбросе его с конвейеров и приготовляют усредненные пробы топлива для физико-химических анализов.

На конвейерах №4 в бункерной галерее на каждый бункер сырого угля установлены два двусторонних плужковых сбрасывателя. На резервный склад уголь подается конвейером и роторной погрузочной машиной-штабелером (РПМ). Послойная укатка угля на складе производится бульдозерами. Топливо со склада выдается в узел пересыпки конвейером непосредственно от РПМ.

Вместимость складов угля и сланцев принимается (без учета госрезерва), как правило, равной 30-суточ-ному расходу топлива. При небольших расстояниях между ТЭС и местом добычи топлива (41-100 км) вместимость склада может быть уменьшена до 15-суточного расхода, а при расстояниях до 40 км - до 7-суточного расхода.

Система и уровень механизации угольных складов определяются на базе технико-экономического обоснования и должны обеспечивать выполнение складских работ и ремонт механизмов с минимальной численностью персонала. На угольных складах должны применяться механизмы непрерывного действия (роторные погрузчики, штабелеукладчики), мощные бульдозеры.

Ленточные конвейеры, как правило, размещаются в закрытых галереях, размеры которых выбирают, исходя из обеспечения необходимых проходов. Галереи ленточных конвейеров, помещения узлов пересылок, а также подземная часть разгрузочных устройств отапливаются. В них температура составляет +10°C, а в помещениях дробильных устройств +15°С.

На электростанциях в районах с расчетной температурой наружного воздуха -20°С и ниже галереи конвейеров подачи топлива на склад выполняют отапливаемыми, в них поддерживается температура не ниже +10°С. В остальных районах они не отапливаются, а на конвейерах используется морозостойкая лента.

Расстояние между объектами топливоподачи определяется перепадом высот при подаче топлива и допустимым углом наклона ленточных конвейеров, который не превышает 18°.

Наиболее трудоемка по условиям строительства заглубленная подземная часть зданий и сооружений, поэтому важна оптимизация компоновки оборудования и объемно-планировочных решений, позволяющая сократить количество объектов, располагаемых ниже уровня земли, а также уменьшить глубину сооружений с подземной частью. Поперечные сечения подземных и надземных транспортных галерей следует выполнять унифицированными, чтобы исключить сложные и трудоемкие переходные участки в местах выхода галерей из земли. Для надземных эстакад целесообразно применение легких металлоконструкций, что позволяет вести монтаж индустриальными блочными методами.

Здания и сооружения тракта топливоподачи относятся к категории пожароопасных помещений. По требованиям пожаробезопасности внутри конвейерных галерей не допускается прокладывать транзитные электрические коммуникации. В связи с этим с наружной стороны наземных конвейерных галерей устраивают мостики, на которых устанавливают металлические кабельные короба. В строительных конструкциях внутри зданий и сооружений топливоподачи должны быть исключены горизонтальные полки, на которых могут появиться отложения пыли.

8.2 Открытые склады твердого топлива. Общие сведения

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

Открытые склады мелкого древесного топлива представляют собой площадки с твердым покрытием, оборудованные электрическим освещением и пожарным водопроводом. Топливо на такие склады подвозится автосамосвалами, подается пневмотранспортными установками или другими средствами непрерывного транспорта. Формирование штабелей топлива при этом осуществляется бульдозерами. Запрещается осуществлять разгрузки, хранить на складах твердого топлива и сжигать топливо с неизвестными или неизученными характеристиками по взрывопожаробезопасности. Площадка для хранения твердого топлива (угля, сланца, торфа) должна быть очищена от растительного мусора и прочих материалов, выровнена и плотно утрамбована. Запрещается укладка углей, торфа и горючих сланцев на грунте, содержащем органические вещества и колчеданы. Под вновь закладываемыми штабелями твердого топлива не рекомендуется располагать водосточные каналы, дренажные устройства, отдельные трубы и кабели, а также теплофикационные, кабельные и другие тоннели. На складе должна быть предусмотрена специальная площадка для тушения самовозгоревшегося топлива и его остывания после удаления из штабеля, помещение для обогрева рабочих, помещение для хранения сорбентов (присадок к топливу для подавления выбросов SO2). Открытые склады целесообразно устраивать в районах с теплым и сухим климатом.

Штабелирование топлива и его загрузка в приемные бункера топливоподачи предусматривается бульдозером.

Все топливо, поступающее на склад для длительного хранения, должно укладываться в штабеля по мере выгрузки его из вагонов в возможно короткие сроки. Запрещается хранение выгруженного топлива в бесформенных кучах и навалом более суток. Закладка штабелей торфа на хранение, а также укладка штабелей других видов твердого топлива должны выполняться в соответствии с требованиями "Инструкции по хранению ископаемых углей, горючих сланцев и фрезерного торфа на открытых складах электростанций. Запрещается засыпать проезды твердым топливом и загромождать их оборудованием. В зимнее время указанные проезды должны регулярно очищаться от снега.

На рисунке 8.2 показан открытый склад угля Красноярской ТЭЦ-2.

Рис.8.2-Открытый склад угля Красноярской ТЭЦ-2

Подштабельное основание устраивается различного типа: от бетонного основания до простой планировки с уплотнением грунта катком. При больших площадях угольных складов практикуется устройство оснований под штабель путем укатки спланированной площадки смесью штыба или шлака с глиной.

При условии поступления угля преимущественно водным транспортом и лишь частично по железной дороге схема механизации угольного склада резко изменяется. Так, например, сохраняя тип приемных устройств по схеме с портальными кранами, можно разместить их вдоль причальной линии для должного ее оснащения мощными и подвижными средствами механизации, а самый склад оборудовать пролетными типами подъемно-транспортных машин в виде мостового перегружателя, кабель-крана или скреперной установкой.

Основным видом топлива ГГС и ТЭЦ на металлургических заводах является уголь (редко - торф). Расходные открытые склады угля ГГС и ТЭЦ располагаются или обособленно от центрального угольного склада по возможности ближе к месту потребления, или территориально совмещаются с центральным складом угля. Оперативная часть склада угля ГГС и ТЭЦ в виде развитых приемных устройств бункерного или траншейного типа вблизи потребителя является основной частью системы топливоподачи ГГС и ТЭЦ.

Список используемых источников

1 Смирнов, А.Д. Справочная книжка энергетика: Учеб.пособие / А.Д. Смирнов, К.М. Антипов. - М.: Энергоатомиздат, 1984. - 440с.

Неклепаев Б.Н. Электрическая часть станций и подстанций:Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб.пособие для вузов /Б.Н. Неклепаев, И.П. Крючков. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 608с.

Нормы технологического проектирования тепловых электрических станций:/ВНТП 81. - М.:Теплоэлектропроект.,1981.

Рожкова, Л.Д. Электрооборудование станций и подстанций: Учебник для техникумов / Л.Д. Рожкова, В.С. Козулин. - М.: Энергоатомиздат, 1987. - 648с.

Правила устройства электроустановок. /Утверждено: Министром топлива и энергетики Российской Федерации, 1999 г.

Гук, Ю.Б. Проектирование электрической части станций и подстанций: Учебное пособие для вузов/Ю.Б. Гук, и др. - Л.:Энергоатомиздат. Ленингр. отд-ние, 1985. - 312с.

Купцов, И.П. Проектирование и строительство тепловых электростанций: Учебник для вузов / И.П. Купцов И.П. Ю.Р. Иоффе - М.: Энергоамтомиздат, 1985. - 408 с. с ил.

Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции: / Учебник для вузов В.Я. Рыжкин - М.: Энергоатомиздат, 1987. - 328 с. с ил.

Тремясов В.А. Проектирование технологической части тепловой электростанции: Метод. указания по курсовому и дипломному проектированию / В. А. Тремясов - Красноярск.: КГТУ, 1998. - 52 с.

Цыганок А.П. Проект ТЭС: Метод. указания по курсовому и дипломному проектированию / А.П. Цыганок Н.А. Сеулин - Красноярск.: КГТУ, 1981. - 59 с.

СНиП II-58-75

СТРОИТЕЛЬНЫЕ НОРМЫ И ПРАВИЛА

НОРМЫ ПРОЕКТИРОВАНИЯ

ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ ТЕПЛОВЫЕ

Дата введения 1976-07-01

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

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

ВНЕСЕНЫ Минэнерго СССР.

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

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

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

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

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

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

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

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

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

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

2. ГЕНЕРАЛЬНЫЙ ПЛАН

Размещение тепловой электростанции

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Таблица 1

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

св. 10000 до 20000 - 0,35;

св. 20000 до 40000 - 0,5;

св. 40000 до 55000 - 0,7.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Размещение зданий и сооружений

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Примечания: 1. Емкость ресивера следует определять по его геометрическому

2. Группа ресиверов должна состоять из ресиверов с одинаковым

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

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

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

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

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

Размещение инженерных сетей

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Вертикальная планировка

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

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

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

Применение закрытой системы водоотвода допускается при соответствующем обосновании.

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

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

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

2.42. Площадка ТЭС должна быть благоустроена и озеленена.

3. ТРАНСПОРТ

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

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

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

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

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

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

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

в котельные и машинные отделения ТЭЦ и ГРЭС;

на дымососные площадки ГРЭС.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

4. ОБЪЕМНО-ПЛАНИРОВОЧНЫЕ

И КОНСТРУКТИВНЫЕ РЕШЕНИЯ

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

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

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

Размеры пролетов многоэтажных зданий следует назначать кратными 3 м.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

На площадке ТЭС следует предусматривать не менее трех глубинных реперов.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

При наклонных участках указанные размеры должны приниматься по наклону.

Ширина плит перекрытий должна быть кратна 1,5 м.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

помещения должны быть расположены у наружных стен здания;

входы в эти помещения должны предусматриваться через тамбуры;

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

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

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

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

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

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

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

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

5. ОТОПЛЕНИЕ И ВЕНТИЛЯЦИЯ

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Примечание. Использование аэрации для вентиляции главного корпуса при

энергоблоках мощностью свыше 300 МВт допускается лишь при соответствующем

технико-экономическом обосновании.

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

5.12. Подачу приточного воздуха в машинное отделение следует предусматривать:

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

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

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

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

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

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

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

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

5.17. Подачу приточного воздуха в котельное отделение следует предусматривать:

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

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

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

5.19. Производительность по воздуху калориферных установок следует определять:

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

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

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

5.20. Удаление воздуха из котельного отделения следует предусматривать:

а) дутьевыми вентиляторами из верхней зоны;

б) аэрационными устройствами котельного отделения.

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

воздуха котлами.

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

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

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

Примечание. При вентиляции главного корпуса без аэрации количество воздуха,

забираемого дутьевыми вентиляторами из котельного отделения, следует принимать

круглогодично в размере рабочей производительности дутьевых вентиляторов.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

В кабельных тоннелях через 50 м следует предусматривать люки.

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

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

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

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

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

Рециркуляцию в помещениях аккумуляторных батарей и кислотных предусматривать не допускается.

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

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

Примечание. Прокладку металлических вентиляционных воздуховодов над

аккумуляторными батареями предусматривать не допускается.

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

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

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

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

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

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

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

Предельная температура на поверхности нагревательных приборов не должна превышать:

для угля 130 град.С;

для торфа и сланца 110 град.С.

Примечания: 1. При расчете системы отопления помещений топливоподачи

следует учитывать тепло, расходуемое на обогрев железнодорожных составов

и топлива (кроме торфа).

2. В помещениях надземной части закрытых разгрузочных устройств для

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

при средних расчетных температурах наружного воздуха наиболее холодной

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

рассчитанное на поддержание температуры внутреннего воздуха в помещении

3. В разгрузочных устройствах воздушное отопление предусматривать не

допускается.

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

Для кабин машинистов должны быть предусмотрены отопление и вентиляция.

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

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

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

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

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

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

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

Примечание. Допускается не компенсировать организованным притоком воздух,

удаляемый аспирационными системами, обслуживающими кратковременно работающие

узлы пересыпки для подачи топлива на склад и со склада.

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

5.52. В проектах отопления и вентиляции ТЭС надлежит предусматривать:

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

б) автоматизацию установок кондиционирования воздуха;

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

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

6. ВОДОСНАБЖЕНИЕ, КАНАЛИЗАЦИЯ И ВНЕШНЕЕ

ГИДРОЗОЛОШЛАКОУДАЛЕНИЕ

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Прочность сварных швов должна быть равна прочности основного металла.

Для подземных стальных трубопроводов должна быть предусмотрена защита от коррозии.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Таблица 2

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

Допускается деление золошлакоотвалов на секции при соответствующем обосновании.

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

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

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

6.35. В золошлакоотвалах должны предусматриваться дренажные устройства.

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

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

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

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

Применение каменного или другого крепления верховых откосов должно быть обосновано.

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

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

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

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

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

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

В необходимых случаях допускается применение сальниковых компенсаторов.

6.40. Конструкция золошлакопроводов должна допускать возможность периодического их поворота.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Для складов торфа надлежит принимать расходы воды на пожаротушение:

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

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

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

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

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

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

6.54. Внутренний противопожарный водопровод надлежит предусматривать в следующих помещениях:

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

пылезаводе;

сушильном заводе;

корпусе дробления топлива;

разгрузочном устройстве;

отапливаемых узлов пересыпки.

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

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

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

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

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

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

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

6.60. На площадке ТЭС следует предусматривать раздельные системы канализации:

производственных незагрязненных сточных вод, как правило, объединяемых с дождевой;

производственных сточных вод, загрязненных нефтепродуктами;

производственных сточных вод, загрязненных угольной осыпью и пылью.

Примечание. Допускается при технико-экономическом обосновании устройство

раздельных систем канализаций производственных незагрязненных сточных вод

и дождевых.

6.61. Отвод дождевых и талых вод с кровли главного корпуса, как правило, следует предусматривать в систему производственного водоснабжения ТЭС.

6.62. Отвод дождевых и талых вод с территорий складов масла, мазута, от ям под трансформаторами, а также от участков территории ТЭС, которые в процессе эксплуатации могут загрязняться нефтепродуктами, надлежит предусматривать в производственную канализацию сточных вод, загрязненных нефтепродуктами. На канализационных выпусках, выходящих из обвалованных территорий складов масла и жидкого топлива, следует предусматривать колодцы с запорными задвижками. На выпусках аварийных маслостоков от трансформаторных ям надлежит устанавливать маслоуловители емкостью не менее объема масла наибольшего трансформатора.

3. Общая часть.

3.1. Генеральный план электростанции.

Генеральный план – план размещения на выбранной производственной площадке электростанции, ее основных и вспомогательных сооружений. Генеральный план данной электростанции включает следующие производст-венные и подсобные здания и сооружения: главный корпус, включающий в себя турбинное и котельное отделение, электрический шит управления, обору-дование пылеприготовления, бункера угля и пыли; топливоподача, состоящая из разгрузочного устройства, дробильного помещения, склады топлива; распре-делительное устройство открытого типа; дымовые трубы; химводоочистку, систему технического водоснабжения; систему золо- и шлакоудаления; масля-ное хозяйство, служебные помещения; здания и сооружения подсобного назна-чения – мастерские, гараж, пожарную охрану, а так же железнодорожные пути, автомобильные дороги, устройства водоснабжения, канализации и т.д. Все здания и сооружения размещаются в пределах основной ограды электростан-ции. Вне основной ограды размещается золоотвал.

Основным требованием при выборе генплана ТЭЦ 540 МВт является наиболее компактное расположение сооружений на площадке, благодаря чему снижается стоимость строительства и протяженность коммуникаций. При составлении генплана ТЭЦ необходимо руководствоваться принципом распо-ложения сооружений и объектов в соответствии с последовательностью техно-логического процесса. С учетом розы ветров открытый угольный склад разме-щен с подветренной стороны по отношению к главному корпусу, открытому распределительному устройству, линиями электропередачи, градирням. Со стороны турбинного отделения параллельно главному зданию размещается главное распределительное устройство. Градирни располагаются со стороны постоянной торцевой стороны по отношению к ОРУ и линиям электропередач в избежание капель влаги на изоляторах и перекрытия их электрическим током. Кроме того, на территории станции зарезервировано место для строительства одной градирни, на перспективу расширения ТЭЦ.

Генплан проектируемой ТЭЦ предусматривает возможность расширения станции. Для чего со стороны главного здания и прочих основных сооружений со стороны временного торца нет объектов, препятствующих расширению. Между зданиями, сооружениями и установками в генплане предусмотрены необходимые пожарные разрывы и проезды. На территории электростанции высаживаются зеленые насаждения.

К помещениям машинного зала и парогенератора, к открытому распределительному устройству и повышающим трансформаторам, к приемно-разгрузочному устройству топливоподачи и складу топлива, к складам

При разработке генеральных планов электростанций необходимо предусматривать:

• функциональное зонирование территории с учетом технологических связей, санитарно-гигиенических и противопожарных требований, видов транспорта, грузооборота и очередности строительства;
• рациональное устройство производственных, транспортных и инженерных связей на промышленной площадке, а также с населенным пунктом;
• оптимальный выбор подъездных и пешеходных путей, обеспечивающих безопасное и с наименьшими затратами времени передвижение персонала между строительством и жилпоселком;
• возможность расширения и реконструкции электростанции;
• организацию единой системы обслуживания: культурно-бытового, коммунального, медицинского и др.;
• создание единого архитектурного комплекса.

Площадка электростанции по ее функциональному назначению должна быть разделена на четыре зоны: предстанционную, расположенную перед проходной и предназначенную для приема работающих и стоянки автомашин; производственную; подсобную и складскую. Если по технологическим, санитарно-гигиеническим условиям и противопожарным правилам представляется возможным, то промышленную, подсобную и складскую зоны следует объединять блокировкой промышленных объектов основного и производственного назначения с подсобно-вспомогательными и складскими.

Компоновка генплана КЭС. Приближение главного корпуса к источнику водоснабжения и снижение нулевой отметки главного корпуса для сокращения длины циркуляционных водоводов и сокращения расхода электроэнергии на техническое водоснабжение являются одними из основных требований при разработке плана застройки КЭС.

Объединенный вспомогательный корпус и другие подсобные производственные здания и сооружения располагаются со стороны постоянного торца главного корпуса, что позволяет сократить длину коммуникаций, которые подводятся к главному корпусу только со стороны постоянного торца. Такое размещение зданий позволяет расположить железнодорожные и автодорожные подъезды как к главному корпусу, так и к другим сооружениям.

Расположение ОРУ с фасадной стороны машинного зала, обеспечивающее минимальную длину электрических связей, противоречит требованию максимального приближения машинного зала к водохранилищу. Приближение главного корпуса к водохранилищу сужает площадку ОРУ и усложняет выводы линий электропередачи. Однако и такое решение не обеспечивает существенных снижения напора циркуляционных насосов и укорочения водоводов. В последних проектах КЭС главный корпус приближен к водохранилищу, а ОРУ перенесены за угольный склад или за постоянный торец главного корпуса. При этом электрические связи удлиняются, но резко сокращается длина циркуляционных водоводов и уменьшается разность отметок между конденсационным помещением и водохранилищем.

На примерах компоновки промплощадки КЭС, предназначенной для работы на угольном топливе, рассмотрим ряд вариантов взаимного расположения главного корпуса, угольного склада, водохранилища и ОРУ.

Вариант 1 (рис. 2.10) - ОРУ расположены между главным корпусом и водохранилищем; для выводов ЛЭП вправо и влево от электростанции предусмотрены коридоры. Между фасадной стеной машинного зала и берегом водохранилища необходима площадка шириной около 300 м. Этот вариант размещения ОРУ может оказаться целесообразным в тех случаях, когда площадка, отведенная для электростанции, имеет незначительные уклоны и удаление главного корпуса от водохранилища не приводит к значительному повышению отметки конденсационного пола и существенному увеличению расхода электроэнергии на циркуляционное водоснабжение, а также при условии сооружения между главным корпусом и ОРУ подводящего канала. Такое расположение канала удовлетворяет требованию сокращения длины водоводов и высоты подъема циркуляционной воды, а также облегчает связь трансформаторов, установленных у стены машинного зала, с ОРУ.

Наблюдения, проведенные на водоотводящих открытых каналах, расположенных между ОРУ и главным корпусом, показали, что парение воды канала не приводит к образованию гололеда на проводах и сооружениях. Обслуживание ОРУ не вызывает неудобств для эксплуатационного персонала, так как через канал перебрасывают легкие переходные мостки.

Этот вариант применяется во всех случаях, когда возможен подвод воды по каналу, проложенному параллельно машинному залу.

Вариант 2 (рис. 2.11) - ОРУ размешены со стороны постоянного торца главного корпуса. Для соединительных перемычек между повысительными трансформаторами, устанавливаемыми возле главного корпуса, и их ячейками на ОРУ между водохранилищем и трансформаторами предусмотрена полоса шириной около 50 м, а между фасадом машинного отделения и водохранилищем - около 60 м.

Такая компоновка сокращает расстояние от пруда охладителя до главного корпуса с 300 до 50 м. Очевидно, второй вариант целесообразен, если рельеф площадки имеет значительный уклон к водохранилищу. Но этот вариант требует площадей нужных размеров для размещения высокоразвитого ОРУ со стороны постоянного торца главного корпуса и дополнительных затрат на выполнение перемычки между трансформаторами и ОРУ, что компенсируется сокращением затрат на циркуляционные трубопроводы и земляные работы, а также снижением эксплуатационных расходов за счет уменьшения напора циркуляционных насосов.

Вариант 3 (рис. 2.12) - ОРУ размещены за угольным складом. Соединения повысительных трансформаторов с их ячейками на ОРУ выполняют с помощью перемычек, проходящих над главным корпусом. Перемычки подвешиваются на специальных опорах, установленных около повысительных трансформаторов и около порталов ОРУ, и на кронштейнах, укрепленных на дымовых трубах. Вместо дымовых труб могут быть использованы опоры, установленные на покрытии главного корпуса. Этот вариант целесообразен, если для электростанции отведена площадка, имеющая сильно выраженный рельеф, при котором оказывается существенным размещение главного корпуса возможно ближе к водохранилищу. Недостатком этого варианта является удаление ОРУ от центрального щита управления, расположенного в главном корпусе (около 360 м), что помимо удлинения и удорожания связей приводит к неудобству и усложнению обслуживания ОРУ из-за пересечения персоналом железнодорожных путей, достаточно интенсивно загруженных составами с углем.

Поэтому вариант не рекомендуется для КЭС, работающих на угольном топливе, применение его возможно для КЭС, работающих на газе или мазуте (например, Конаковская ГРЭС мощностью 2400 МВт), где нет разветвленных железнодорожных путей и угольного склада.

Вариант 4 (рис. 2.13) отличается от предыдущего варианта смещением угольного склада в сторону постоянного торца главного корпуса. При таком расположении угольного склада можно уменьшить расстояние от главного корпуса до ОРУ. Вариант 4 в эксплуатационном отношении имеет то преимущество, что под проводами перехода нет угольного склада, что позволяет снизить высоту опор со стороны ОРУ.

Выбор того или иного варианта размещения основных сооружений тепловой электростанции должен определяться на основе технико-экономических расчетов в соответствии с местными условиями и учетом капитальных затрат и эксплуатационных расходов.

Примеры использования приведенных вариантов компоновок для конкретных электростанций приведены ниже.

Генеральный и ситуационный планы Экибастузской ГРЭС-1. Топливное хозяйство и схема блокировки вспомогательных зданий, сооружений и служб позволили сократить количество зданий и сооружений, расположенных на генеральном плане (рис. 2.14). Вспомогательные службы объединены в одном корпусе (ОВК), с едиными бытовыми помещениями и с закрытой площадкой для центральных ремонтных мастерских. Отдельно, вне объединенного корпуса, запроектированы только те сооружения, блокировка которых нецелесообразна или недопустима по санитарным и противопожарным условиям эксплуатации электростанции.

Компоновка основной площадки Экибастузской ГРЭС-1 принята по варианту 2 взаиморасположения. Вынос за ограду промплощадки и расположение рядом с угольным складом мазутно-масляного хозяйства улучшает санитарные и противопожарные условия эксплуатации электростанции. К недостатку такого расположения можно отнести необходимость туннельной прокладки мазутомаслопроводов под железнодорожными путями и удлинение их трасс.

В итоге рациональной блокировки и компоновки зданий и сооружений Экибастузской ГРЭС-1 генеральный план имеет коэффициент застройки основной площадки 20% и четкое разделение зон промплощадки, ОРУ и топливного хозяйства. Все сооружения Экибастузской ГРЭС-1 потребовали общей площади отчуждения земель в 5,5 тыс. га. Жилищный и культурно-бытовой комплексы располагаются на территории города, там же располагается база ОРС ГРЭС-1 и база Главснаба. Связь ГРЭС-1 с городом осуществлена железнодорожным и автомобильным транспортом по специально построенным шоссейной и железной дорогам.

Генеральный план Березовской ГРЭС-1 (рис. 2.15) предусматривает разделение всей площади строящейся Березовской ГРЭС-1 на зоны, в которых располагаются сооружения одинакового функционального назначения. В первой зоне располагаются основные сооружения: главный корпус, обращенный машинным залом к водохранилищу, между ними - открытая установка трансформаторов 230 и 500 кВ, открытый отводящий канал и открытый подводящий канал технического водоснабжения с блочными насосными; инженерно-лабораторный корпус; объединенно-производственный корпус - с химводоочисткой, ЦРМ; материальный склад; во второй зоне - пускоотопительная котельная с дымовой трубой, масло-мазутохозяйство и пожарное депо; в третьей зоне - угольный склад с трактом топливоподачи и экипировочный транспортный блок.

Топливо с Березовского карьера открытой разработки до угольного склада электростанции подается конвейерными лентами длиной 14,5 км.

Технико-экономические показатели основной площадки и площади отчуждения земли для строительства электростанции даны в табл. 2.8 и 2.9. Общая площадь отчуждаемых земель 5184 га.

Генеральный план Костромской ГРЭС (блок 1200 МВт) (рис. 2.16). Первая очередь Костромской ГРЭС имеет мощность 2400 МВт (8 блоков по 300 МВт). Расширение осуществлено одним блоком мощностью 1200 МВт, расположенным на территории первой очереди электростанции.

Главный корпус блока 1200 МВт расположен параллельно главному корпусу первой очереди. В разрыве главных корпусов расположено здание административно-бытового комплекса, около дымовых труб блока 1200 МВт и первой очереди расположена химводоочн-стка. Параллельно машинным залам блока 1200 МВт и первой очереди проходит открытый подводящий канал технического водоснабжения с блочной насосной для блока 1200 МВт и двумя насосными первой очереди. За открытым каналом расположены ОРУ 500 и 220 кВ. За железнодорожными путями расположены очистные сооружения, мазутное хозяйство и маслохозяйство с насосными и железнодорожными путями фронта слива мазута и масла, а также площади для шламоотвалов. В общем осуществлен принцип зонирования территории основной площадки по функциональному назначению. Генплан соответствует 1 варианту расположения основных сооружений для КЭС.

Схема объектов электростанции приведена на рис. 2.17. Общая площадь отчуждения земель для блока 1200 МВт составляет 718,4 га, из них количество отчуждаемых земель, пригодных для сельскохозяйственных нужд, составляет: пашни - 267,4 га, выгоны - 14,3 га, луга - 204 га, леса - 83 га.

Как видно из табл. 2.8, до 50 % и более отведенной земли для сооружения конденсационных электростанций, работающих на твердом топливе, занимается под золоотва-лы и водохранилища. На третьем месте находится жилпоселок и на четвертом - основная промплощадка и примерно наравне с ней стройбаза. Дальнейшее сокращение площадей под жилье и стройбазу может быть обеспечено повышением этажности застройки жилпо-селка и переходом на районные производственные комплектовочные базы. Эти мероприятия по расчету должны уменьшить отвод земли для жилпоселка и стройбазы не менее чем на 50 % (пример стройбазы Экибастузских ГРЭС-2, -3, -4 и Березовской ГРЭС).

Генеральный план ТЭЦ

Строительно-монтажная база, как и для КЭС, располагается со стороны временного торца главного корпуса и включает в себя административно-бытовой корпус, бетонно-растворный завод, складское хозяйство со строительно-монтажными площадками, мастерские строительного управления и субподрядных организаций, а в некоторых случаях и автохозяйство со стоянкой машин и заправочной станцией, складом горючих и смазочных материалов.

Обычно ТЭЦ сооружают на территории промышленного предприятия или города, в непосредственной близости от цехов, потребляющих теплоту, или жилых массивов. Основной задачей при размещении зданий и сооружений ТЭЦ является выбор наиболее экономичных линий электропередачи и тепловых сетей, железных и автомобильных дорог, а также обеспечение возможности выделения в дальнейшем ТЭЦ в самостоятельное предприятие (при первоначальном размещении ТЭЦ на общей площадке с предприятием - потребителем тепловой энергии).

При разработке плана застройки площадки ТЭЦ необходимо предусматривать максимальное кооперирование с близлежащими предприятиями объектов железнодорожного транспорта, автомобильных дорог, жилого поселка, надземных и подземных коммуникаций, золоотвала, очистных сооружений. В связи с тем что на ТЭЦ циркуляционная вода в конденсаторы турбин подается обычно из градирен, вопрос о приближении ТЭЦ к берегу реки или пруда-охладителя не стоит так остро, как при проектировании площадки КЭС.

В качестве примера застройки промплощадки ТЭЦ, работающей на мазуте, рассмотрена компоновка генерального плана Ростовской ТЭЦ-2 (рис. 2.18).

В проекте в достаточной мере использованы блокировка отдельных зданий и широкое кооперирование с другими близлежащими объектами города. Так, на территории ТЭЦ нет распределительного устройства, для этой дели использовано распределительное устройство, расположенное в городе. Принятое расположение зданий и сооружений обеспечивает хорошую технологическую связь между ними и компоновку основной площадки с коэффициентом застройки 25 %. Однако блокировка зданий осталась недостаточной, что характеризуется наличием на основной площадке 23 зданий. Кроме того, из общего отвода земли на основную площадку, равную 59 га, количество отчуждаемых земель, пригодных для сельского хозяйства, составляет 23,97 га пашни и 6,86 га выгонов. Данные, характеризующие генеральный план Ростовской ТЭЦ-2 и генпланы других ТЭС, приведены в табл. 2.9.

Широкая блокировка, являющаяся примером для применения, выполнена при проектировании газомазутной ТЭЦ. На рис. 2.19 приведены варианты общего вида газомазутной ТЭЦ до и после блокировки. После блокировки площадь застройки уменьшена на 15,5-9,6=5,9 га, количество зданий уменьшено с 13 до 5.

При сопоставлении показателей отечественных и зарубежных ТЭС необходимо иметь в виду, что принципы формирования промпло-щадок зарубежных ТЭС отличаются набором зданий и сооружений вспомогательных и ремонтных служб. Так, в состав промплощадок зарубежных ТЭС входят только здания и сооружения основного производства, что резко сокращает территорию промплощадки в ограде, количество зданий и сооружений (отсутствуют ремонтно-механические мастерские, складское хозяйство, азотно-кислородная установка, ацетиленовая станция со складом карбида и т. д.). При включении в состав промплощадок зарубежных ТЭС вспомогательных зданий и сооружений показатели по генеральному плану будут мало отличаться от показателей отечественных ТЭС.

Отличие в показателях может также объясняться климатическими условиями, применением низкокалорийного и многозольного топлива, требующего больших площадей под склад топлива, наличием ремонтных площадок в главном корпусе и т. п.