ТЭЦ (теплоэлектроцентраль) — предприятие, основная функция которого заключается в выпуске электричества и тепловой энергии , а также снабжении ими населения и прилегающих объектов промышленности.

Специфической особенностью теплоэлектростанции является теплофикация — использование тепла двигателей электрогенераторов.

Оборудование ТЭЦ составляют теплофикационные турбины, предназначенных для единовременного получения тепловой и электрической энергии. Теплофикационные турбины, используемые на ТЭЦ, бывают нескольких типов:

• Типа Т, теплофикационные с отопительным отбором пара;
• Типа Р, с противодавлением, без регулируемого отбора пара;
• Типа ПТ, теплофикационные с производственным и отопительным отборами пара.

Более современное смешанное производство минимизирует потери топлива при производстве энергии. Это выгодно отличает ТЭЦ от предприятий, в которых выработка электричества происходит раздельно, например ГРЭС, а также и от котельных установок, применяющих только тепловую энергию.

На ранних этапах строительства ТЭЦ топливом для выработки энергии служил уголь. Реконструкции ТЭЦ , проведенные впоследствии, позволили использовать природный газ, в качестве наиболее экологического вида топлива.

В ходе эксплуатации ТЭЦ проявляется ярко выраженная сезонность. Период подачи отопления станции используется по тепловому графику. Их основная задача – удерживать температуру воды при любых погодных условиях. В период, когда отборы для теплофикации отключены, например, в теплое время года, ТЭЦ эксплуатируются для выработки электроэнергии.

Строительство любого предприятия, в том числе и теплоэлектростанции должно быть финансово обосновано. В крупных населенных пунктах, в которых проживает не менее ста тысяч человек или в моногородах, основанных на базе крупного промышленного предприятия, возведение ТЭЦ имеет смысл.

Проектирование ТЭЦ

Проектирование любой ТЭЦ осуществляется в соответствии с утвержденными нормами технологического проектирования тепловых электрических станций.

Особое значение при создании проекта имеет разработка компонентов главного корпуса теплоэлектростанции.

Проект строительства ТЭЦ включает в себя следующие этапы:

1. Всесторонний анализ объекта, требований заказчика и разработка наиболее оптимального технико-экономического решения;
2. Разработка монтажных и пусконаладочных работ;
3. Разработка охранных систем (сигнализация и автоматическое пожаротушение);
4. Организация сдачи объектов в эксплуатацию;
5. Согласование документации с надзорными органами;
6. Подбор технологического оборудования в соответствии с техзаданием;
7. Разработка систем автоматизации;
8. Реконструкция или модернизация уже существующих ТЭЦ.

Отдельно стоит отметить проектирование канала охлаждения ТЭЦ . Система охлаждения может работать с помощью естественных или искусственных водоемов.

При использовании природных резервуаров процесс охлаждения воды происходит в озере или системе озер естественного происхождения. При выводе огромного количества тепла к уже существующему водоему пристраивается несколько рукотворных, соединяющихся каналами и водосливами, для последовательного прохождения воды.

Иногда для создания канала охлаждения сооружаются специальные бассейны или запруды. Их используют, когда требуется вывод тепла в небольшом количестве. Искусственные бассейны представляют собой резервуары состоящие из железобетона прямоугольной или круглой формы. При проектировании каналов охлаждения всегда учитывается необходимость разместить резервуары в углублении. При строительстве бассейнов большое внимание уделяется их стойкости, безопасности и абсолютной водонепроницаемости.

Искусственные водоемы нечасто используются при проектировании каналов охлаждения из-за их значительной стоимости и большой площади размещения.

Комбинированные каналы охлаждения, состоящие из искусственных водохранилищ на реках, совмещают в себе функции регулятора стока и охладителя.

Принципы реконструкции и модернизации ТЭЦ

Реконструкция ТЭЦ необходима для усовершенствования цикла термодинамики и снижения расхода топливных ресурсов. Она всегда ориентирована на улучшение производительности, повышение мощности и на разработку максимально эффективных способов эксплуатации оборудования. Для этого необходим анализ рентабельности вложений в покупку нового, более современного оборудования. Приобретенное и установленное в ходе реконструкции оборудование должно быть не менее экономичным, чем существующие современные энергоблоки.

Необходима тщательная оценка рынка потребления электро- и тепловой энергии для правильного подбора технологии реконструкции на основе всех существующих новейших разработок.

Наилучший вариант как модернизации, так и реконструкции всегда определяется с учетом реалий существующего предприятия с обязательным обоснованием финансовой эффективности вложенных инвестиций.

Мини-ТЭЦ

Проблема энергоснабжения давно уже стала основной не только в России, но и во всем мире. В настоящее время принята концепция разработки и возведения Мини-ТЭЦ. Мини-ТЭЦ выполняют те же функции выработки энергии, что и ТЭЦ к которым мы уже давно привыкли.

К неоспоримым достоинствам Мини-ТЭЦ можно отнести:

1. Возможность расположения Мини-ТЭЦ в непосредственной близости от энергопотребителей, а значит уменьшение потерь и сокращение расходов на доставку энергии;
2. Создание альтернативы электроснабжающим организациям;
3. Возможность обеспечить электроэнергией удаленные предприятия;
4. Выше проектный срок службы и интервалы техобслуживания;
5. Капитальные затраты на возведение и срок окупаемости Мини-ТЭЦ значительно ниже обычной ТЭЦ.

Таким образом, проектирование небольших станций дает возможность подключить объекты к энергосети в обход энергетических монополий, а также в том случае когда электросети в месте установки отсутствуют.

Также нужно учесть тот факт, что цена полученной электроэнергии для конечного потребителя не будет зависеть от непрерывного повышения тарифов энергогигантов.

При сравнении Мини-ТЭЦ с котельными можно отметить, что станции обладают на порядок большей продуктивностью, а также наличием дополнительных функций. Автоматизация Мини-ТЭЦ превосходит даже современные котельные, построенные с учетом всех новейших конструкторских разработок.

Модификации Мини-ТЭЦ

• Отличия в видах Мини-ТЭЦ заключается в используемом для выработки энергии топливе.
• Станции, сконструированные на основе дизельных двигателей внутреннего сгорания;
• Производительные станции, оснащенные газопоршневым или газотурбинным оборудованием;
• Станции, использующие в качестве топлива древесные отходы;
• Многочисленные разновидности станций, работающих на биотопливе.

Отдельно можно отметить новейшую разработку в сфере конструирования теплоэлектростанций на основе двигателя Стирлинга — Микро ТЭЦ. Такие ТЭЦ служат для потребителей, не нуждающихся в большом количестве энергии. Топливом для Микро ТЭЦ служат пеллеты — гранулы, состоящие из древесных отходов, торфа или лузги подсолнечника.

Проектирование Мини-ТЭЦ

На начальном этапе разработки и конструирования Мини-ТЭЦ определяются цели строительства и исследуются существующие ограничения для их достижения. На основе целей производится выбор электрогенерирующего оборудования.

В проектной документации к Мини-ТЭЦ подробно описывается разработка всех необходимых систем, таких как:

• Системы автоматизации централизованного оперативного контроля и мониторинга за функционированием Мини-ТЭЦ;
• Системы программных и аппаратных средства для контроля инженерного оборудования;
• Интегрированные охранные системы и системы пожарной безопасности.

В технической документации к типовому проекту станции устанавливаются правила организации подключения к электросетям. Подготавливается установка резервных источников бесперебойного питания.

Большое внимание уделяется разработке раздела по охране окружающей среды. Планируются возможные совместные мероприятия с комитетом по гражданской обороне и чрезвычайным ситуациям.

В настоящий момент ведется разработка проектов Мини-ТЭЦ, использующих для выпуска энергии бытовые отходы. Ведутся исследования по возможности использования в качестве топлива отходов жизнедеятельности.

Как мы видим, Мини-ТЭЦ имеют множество преимуществ . Они выгодны с инвестиционной точки зрения, так как вложения в разработку и строительство окупаются в течение нескольких лет. Они расширяют возможности производства энергии вблизи небольших городов и промышленных объектов.

Нельзя не отметить, что использование альтернативных источников топлива значительно экономит топливно-энергетические ресурсы и снижает экологическую нагрузку.

Таким образом, появление Мини-ТЭЦ не заменяет, но гармонично дополняет и расширяет возможности применения теплоэлектростанций.

Обзор ТЭЦ Екатеринбурга и Свердловской области

Тепло Екатеринбургу обеспечивают три ТЭЦ: Свердловская ТЭЦ, Ново-Свердловская ТЭЦ и недавно построенная Академическая ТЭЦ.

1. Академическая ТЭЦ

Академическая ТЭЦ в Екатеринбурге является проектом КЭС – Холдинга и одним из самых значимых инвестиционных проектов в энергетике Екатеринбурга. Первый камень при строительстве ТЭЦ был заложен в феврале 2014 года. Расчетный период ввода в эксплуатацию был намечен на конец 2017 года, но состоялся в 2016 году.

По проекту мощность тепловой энергии – 393 гигакаллорий в час, мощность по электроэнергии – 230 МВт.

Благодаря значительным инвестициям (12 миллиардов рублей) были применены новейшие парогазовые технологии в производстве электроэнергии. Это позволит обеспечить максимальную эффективность при незначительном воздействии на экологию прилегающих районов города.

Проект строительства можно назвать социальным, так как причиной постройки ТЭЦ явилось значительное расширение районов города, в частности при строительстве района «Академический». ТЭЦ способна обеспечить энергией несколько районов Екатеринбурга, в том числе более двухсот школ и трех сотен детских садов.

1. Свердловская ТЭЦ

Старейшей теплоэлектростанцией в Свердловской области по праву считается Свердловская ТЭЦ. Ее возведение в 1930 году позволило обеспечить Уралмаш необходимой энергией. От скорости строительства ТЭЦ напрямую зависела скорость возведения Уралмаша. Сборка оборудования была абсолютно невозможна без тепла и света.

Свердловская ТЭЦ по сей день располагается в пределах территории завода и является самой крупной по вырабатываемой тепловой мощности в Свердловском филиале. Территория ТЭЦ занимает 28 гектар, на которых вырабатывается 1430 гигакаллорий в час, а также 36 МВт электроэнергии.

Весь центр Екатеринбурга, в том числе и районы Заречный, Сортировка, обеспечиваются теплом от Свердловской ТЭЦ.

1. Новосвердловская ТЭЦ

Новосвердловская ТЭЦ, также называемая ТЭЦ-2, находится в 12 километрах от города Екатеринбург. До постройки Академической ТЭЦ она была мощнейшей и, в то же время, самой молодой станцией в области. Запуск и введение в эксплуатацию в 1982 году и дальнейшая реконструкция в 2001 и 2005 годах позволила добиться мощности в 560 МВт и 886 Гкал/час.

Подача электричества и тепловой энергии, вырабатываемой на основе природного газа, осуществляется как в Екатеринбург, так и в находящийся рядом город Березовский.

В районе промзоны Новосвердловской ТЭЦ находится оздоровительный комплекс «Чистые пруды ». Это турбаза, расположенная неподалеку от нескольких озер, пользуется популярностью у жителей Екатеринбурга.

На территории Свердловской области введено в эксплуатацию и действует и поныне несколько ТЭЦ. Это новая Синарская ТЭЦ, расположенная в Каменск-Уральске, а также старейшие Красногорская, Первоуральская и Богословская теплоэлектростанции, запущенные на волне подъема промышленности в предвоенные годы.

1. Красногорская ТЭЦ

Грандиозная индустриализация, проходящая в СССР в 30-х годах привела к появлению многих промышленных предприятий, в том числе и Красногорской ТЭЦ. К концу Великой Отечественной войны она стала самой мощной ТЭЦ в стране и во многом поспособствовала победе над гитлеровской Германией. ТЭЦ была спроектирована для работы с углем, но реконструкция, проведенная в 1966 году, позволила перевести станцию на использование природного газа.

На данный момент Красногорская ТЭЦ обслуживает население в 100 тысяч человек, а также промышленные предприятия города Каменск-Уральский. Название произошло от деревни, находящейся вблизи начинающегося строительства.

Показатели мощности Красногорской ТЭЦ: электрическая мощность – 121 МВт, тепловая мощность — 1006 гигакаллорий в час.

1. Первоуральская ТЭЦ

В проекте станция возникла в пятидесятых годах прошлого века. Изначально Первоуральская ТЭЦ планировалась к использованию в качестве котельной для Новотрубного завода. В настоящий период она выделилась в самостоятельную единицу, и гарантирует подачу отопления и горячей воды в жилые дома города Первоуральска, а также поселков Талица и Магнитка.

Первоуральская ТЭЦ всегда была в числе предприятий, внедряющих передовые достижения науки. В ходе модернизации оборудования в 1967 году было произведено переоборудование котлов для использования природного газа. В девяностые годы станция вновь стала лидером инновации в энергетической сфере и впервые в стране внедрила противоточное умягчения воды, работающее полностью автономно. Это позволило освободить работников от трудозатратных видов работ и значительно улучшило состав воды.

1. Богословская ТЭЦ

Богословская ТЭЦ занимает важную нишу в энергетике Свердловской области. Она обеспечивает энергией и теплом город Краснотурьинск, а также Богословский алюминиевый завод, являющийся одним из крупнейших в данной отрасли.

ТЭЦ бесперебойно снабжает энергией город и население с 1951 года. В двухтысячных годах была проведена значительная модернизация оборудования и реконструкция здания ТЭЦ .

Жизнь, как и электроэнергетика не стоит на месте. Зарождаются новые проекты современных, высокотехнологичных ТЭЦ. Лучшим примером для этого может быть Северо-Западная ТЭЦ , построенная в Санкт-Петербурге. Станция первая в стране использует оборудование нового поколения с парогазовым бинарным циклом. Такая технология отличается высокой экономичностью и низкими экологическими издержками.

Модернизируются и возводятся новые энергоблоки на уже запущенных станциях. Два новых энергоблока вскоре будут запущены на Казанской ТЭЦ -1. Тендер на строительство выиграл екатеринбургский «Уралэнергострой». Строительство и пусконаладочные работы по объекту должны быть завершены к концу 2017 года.

Услуги проектирования ТЭЦ

Наша компания выполняет работы по проектированию ТЭЦ любых видов и уровней сложности. Специалисты нашей компании выполняют работы генерального проектирования и генерального подряда.

Также наша компания разрабатывает комплект необходимой строительной документации, как для всего проекта, так и для отдельной его части, в зависимости от пожеланий заказчика.

Все работы выполняются работниками нашей компании, а именно большим штатом специалистов всех строительных специальностей.

Это позволяет нам в сжатые сроки и с наивысшим уровнем качества осуществлять все необходимые строительные работы по проектированию, изготовлению и монтажу ТЭЦ.

В связи с этим наша компания успешно завершила сотни проектов не только в Российской Федерации, а и в странах ближнего зарубежья.

Более подробную информацию Вы можете узнать либо по телефону горячей линии, либо через Интернет, заполнив заявку на проектирование ТЭЦ на нашем сайте.

Для формирования заказа на проектирование ТЭЦ либо заказа на полный комплекс услуг по проектированию, изготовлению и монтажу любых металлических конструкций в формате генерального подряда достаточно воспользоваться одним из трех методов, описанных ниже.

І. Формирование заявки на официальном сайте нашей компании путем заполнения соответствующей формы. Для этого нужно заполнить каждое поле необходимой информацией и прикрепить к заявке файлы по проектированию (если таковые есть в наличие). Важно отметить, что наша компания гарантирует конфиденциальность всей переданной информации. Для удобства заказчиков исходная информация может быть представлена как комплект строительной документации по проектированию ТЭЦ, так и текстовое описание проекта с необходимыми эксплуатационными характеристиками. В случае необходимости уточнения информации, менеджер нашей компании свяжется с Вами для получения дополнительных данных по проекту.

ІІІ. Формирование заявки в телефонном режиме с менеджером нашей компании. Данный метод формирования заказа является наиболее распространенным, удобным и оперативным. Опытные менеджеры нашей компании всегда готовы принять всю информацию от заказчиков, сформировать перечень необходимых работ по проекту, ответить на все Ваши вопросы, а также предложить различные варианты конструктивных решений по проекту, которые позволят рационально распределить ресурсы и произвести расчет стоимости изготовления и монтажа ТЭЦ.

Данные по проектированию ТЭЦ можно передать либо нашей компании в печатном, либо в электронном виде. Все работы, связанные с оценкой и выдачей коммерческого предложения, а также с указанием сроков и цен на все типы работ осуществляется на бесплатной основе.

Наша компания обладает рядом преимуществ, которые отличают нас от прочих компаний. Среди основных преимуществ можно обозначить следующие.

3.1. Трудовые кадры. Большой и стабильный штат сотрудников позволяет гарантировать выполнение всех поставленных задач по проектированию, изготовлению и монтажу ТЭЦ в указанные сроки, а также обеспечить высокое качество работ. Коллектив нашей компании включает в себя всех необходимых специалистов от проектировщиков до монтажников.

3.2. Отсутствие необходимости использовать сторонние компании. Все работы по проекту выполняются специалистами нашей компании, не прибегая к услугам субподряда. Такой подход упрощает организацию бизнес-процесса, а также позволяет ускорить работу над проектом за счет отсутствия третьих лиц и сторонних компаний. Данный подход характеризуется удобством заказчика, так как все работы заказываются в одной компании.

3.3. Высокое качество работы, в основе которого лежит
применение современных методов и подходов к работе над проектами ТЭЦ. За счет успешного внедрения современных программных комплексов сокращается время, необходимое для реализации проекта и, в значительной степени, повышается качество самой работы.

3.4. Положительные отзывы и рекомендации наших заказчиков. Множество клиентов, воспользовавшись услугами нашей компании, остались довольны работой и предоставляют рекомендации о сотрудничестве с нами. Полный перечень наших клиентов и рекомендаций Вы можете увидеть в соответствующем разделе официального сайта нашей компании, а также получить дополнительную информацию по телефону горячей линии работы с клиентами.

3.5. Надежность, стабильность и большой опыт работы. Наша компания является лидером рынка проектирования ТЭЦ и за годы своей работы реализовала огромное количество разнообразных проектов. Накопленный опыт является гарантией высокого качества работы и четкого соблюдения установленных сроков.

3.6. Сжатые сроки проектировании ТЭЦ. Так как наша компания много лет занимается проектированием ТЭЦ, а весь процесс для нас полностью изучен и отработан, то проектирование осуществляется очень быстро. Применение современных комплексов, специализированных для проектирования ТЭЦ, позволяет еще сократить сроки выполнения работ.

3.7. Осуществление контроля качества. Наша компания разработала систему многоступенчатого контроля качества на все типы работ от проектирования до изготовления и монтажа. Специалисты отдела контроля качества проводят постоянные инспекции проекта, что позволяет вовремя обнаружить и решить возникающие вопросы и обеспечить высокое качество выполнения проекта.

Стоимость работ над проектом ТЭЦ формируется в зависимости от перечня работ по проектированию, необходимости изготовления и монтажа. Также на стоимость работ оказывают влияние различные факторы (сложность проекта, текущая загруженность отдела и т.д.).

Условно стоимость проектирования ТЭЦ можно разделить на такие ценовые категории:

- уникальные, к которым можно отнести все конструкции со сложной геометрией и/или сложной структурой. Процесс формирования стоимости таких ТЭЦ самый сложный за счет технических особенностей проекта;

Сложные, которые характеризуются высокой трудоемкостью и крайне большим количеством чертежей. Повторяемость в таких конструкциях либо низкая, либо отсутствует, из-за этого процесс, как проектирования, так и изготовления, и монтажа составляет довольно трудоемкую задачу;

Простые, к которым можно отнести наиболее часто проектируемые категории строений, их конструкции достаточно просты. Также простые ТЭЦ характеризуются высокой повторяемостью конструкций, имеют достаточно простое строение, их проектирование не требует больших трудовых затрат. Характерной особенностью таких конструкций является наличие большого количества одинаковых ферм из прокатного профиля либо рам переменного сечения на основе сварной балки. Стоимость проектирования данных ТЭЦ самая низкая среди всех категорий.

Важно отметить, что рассмотренное ранее разделение стоимости проектирования ТЭЦ условное, так как могут понадобиться дополнительные работы, которые приведут к изменениям требований к оформлению документации и к удорожанию проекта в целом. Так же следует принимать во внимание то, что, помимо сложности проекта, при оценке стоимости учитывается множество факторов. Повторяемость в таких конструкциях, как правило, отсутствует, что приводит значительной трудоемкости при проектировании. Также возрастает уровень сложности таких ТЭЦ в изготовлении и монтаже. Поэтому оценка таких проектов производиться отдельно для каждой ТЭЦ, так как конструкции могут быть разнообразными.

Сроки проектирования определяются в зависимости от сложности конструкции и от объёма проектирования. Также существенное влияние на сроки проектирования ТЭЦ оказывает состав проектной документации, которую требуется разработать. Расчет сроков, необходимых на проектирование для каждого проекта делается отдельно. Результатом этого расчета является выдача коммерческого предложения от имени нашей компании с подробным календарным планом-графиком. В календарном плане-графике подробно расписаны сроки начала работы над каждой частью проекта и этапы оплаты за уже выполненные работы, что позволяет заказчику четко распределить свои затраты. Так же стоит отметить, что срок начала работы над проектом, определяемый договором, в большинстве случаев привязан к дате оплаты авансового платежа.

Минимальные сроки проектирования в нашей компании не менее 3 дней. Для оценки переданного задания на проектирование ТЭЦ нам требуется не более 15 минут на оценку для пречистых проектов. Для сложных и уникальных проектов оценка сроков разработки проекта ТЭЦ займет дополнительное времени.

;Данные, необходимые для начала проектирования ТЭЦ могут быть представлены в различном, удобном для Вас, виде в зависимости от готовности проекта. Так заявка на проектирование может содержать следующие типы документации и описания:

- устное описание проекта ТЭЦ. Такие данные предоставляются в случае если заказчик только начал проектирование ТЭЦ и еще не определился с конструктивных особенностей, то на руках у него нет ни одного комплекта оформленных чертежей. В лучшем случае есть наброски от руки или планы, не имеющие подробного описания и детальной проработки. В случае отсутствия каких-либо документов или наработок по проекту необходимо посетить офис нашей компании для определения основных параметров ТЭЦ. Результатом проработки устного задания является создание грамотного задания на проектирование;

- задание на проектирование, которое представляет собой оформленные требования к строению с указанием габаритов и типовых планов, текстовое описание основных применяемых конструктивных решений. На основе такого задания можно разрабатывать комплект необходимых чертежей (чертежей архитектуры);

Комплект чертежей архитектуры АР (архитектурные решения) или АС –(архитектурно-строительные решения). Чертежи архитектуры, как правило, передаются заказчиком для разработки расчетной схемы строения. По переданному комплекту чертежей архитектуры разрабатывается комплект чертежей ТЭЦ, который проходит экспертизу;

- комплект чертежей ТЭЦ. Данный комплект документации необходим заводам-изготовителям конструкций (ТЭЦ) для того, чтобы приступить к непосредственно процессу производства.

Жизненный цикл проектирования ТЭЦ включает в себя четыре обязательные стадии.

7.1. Проектирование. Эта стадия включает в себя предпроектную разработку, эскизное проектирование, техническое задание на проектирование, непосредственно сам проект, экспертизу проекта и рабочую документацию. При этом обязательными для выполнения являются техническое задание на проектирование и рабочая документация, остальные виды работ могут отсутствовать.

7.2. Согласование. Эта стадия включает в себя согласование условий ГПЗУ, получение технических условий, прохождение экспертизы, получение разрешения на строительство. При этом процедура прохождения экспертизы может отсутствовать.

7.3. Строительство. Эта стадия включает в себя выполнение нулевого цикла, монтаж каркаса и ограждающих конструкций. При этом все виды работ являются обязательными для выполнения.

7.4. Ввод в эксплуатацию. Эта стадия включает в себя подготовку актов выполненных работ, приемку объекта комиссией, разработку технического паспорта объекта, ввод в эксплуатацию, получение свидетельств о собственности. Также как и на предыдущем этапе, все виды работ данного этапа являются обязательными для выполнения.

Порядок оплаты проекта определен в договоре, с подробным описанием типов и объемов необходимых работ, а также этапов обязательных платежей. Как правило, порядок оплаты формируется следующим образом.

8.1. Предварительный платеж и начало работы над проектом. Без данного платежа наша компания не может начать проектирование ни при каких обстоятельствах. Объем предварительного платежа, как правило, составляет не значительную часть и не превышает 20-30 % стоимости проекта. После оплаты

инженеры нашей компании приступают к непосредственно проектированию ТЭЦ.

8.2. Промежуточная выдача проекта. Количество промежуточных выдач подробно оговорено в договоре. При проектировании небольших ТЭЦ промежуточные выдачи могут отсутствовать, так как вес проект будет выдаваться сразу в готовом виде.

8.3. Прохождение экспертизы (может отсутствовать). В случае если проекту требуется прохождение экспертизы, порядок оплаты привязывается к этой процедуре, так как положительное заключение означает, что проект сделан без ошибок и сроки проектирования не требуют корректировки из-за переделанных работ.

8.4. Промежуточные платежи. Данные платежи привязываться к промежуточным выдачам проекта. Соответственно после каждой промежуточной выдачи следует следующий платеж.

8.5. Выдача проекта без монтажных схем. Проект ТЭЦ выдается в полном объеме, исключение составляют несколько чертежей проекта монтажных схем. Данные чертежи не требуются для изготовления ТЭЦ, а необходимы исключительно при монтаже. Таким образом, у заказчика остаётся запас времени чтобы полностью оплатить проект ТЭЦ, а у исполнителя есть гарантии оплаты в виде схем.

8.6. Последний платеж, после осуществления которого подписываются акты выполненных работ.

Сама процедура оплаты может меняться. При работе с зарубежными заказчиками, как правило, принимается оплата из расчета стоимости работы одного часа рабочего времени. То есть оплата осуществляется за фактически затраченное время на проектирование ТЭЦ. Такая схема широко используется в мировой практике и является наиболее привычной для зарубежных партнёров.

Методика выбора конструктивных особенностей и различные тонкости проекта, которые учитывали бы сложность проектирования, себестоимость монтажа и производства заказчика, как правило, тоже не интересуют. Для заказчика важен только результат. Для того чтобы оптимально подобрать необходимые материалы, выбрать наиболее эффективные технологии и прочие конструктивные особенности Вы можете воспользоваться бесплатной консультацией нашего специалиста. Главный инженер нашей компании подробно объяснит преимущества и недостатки различных конструктивных решений и подберет наиболее оптимальные и экономически целесообразные варианты.

В основе методики подбора конструктивных решений при проектировании ТЭЦ лежит расчет нескольких конструктивных схем на основе принятия различных решений и выбора наиболее оптимальной схемы.
Вся сложность данной методики состоит в том, что заранее неизвестно какая схема будет наиболее экономически целесообразной, так как это зависит от множества факторов. Для этого осуществляется расчет стоимости конструкции (ТЭЦ) сразу по трем схемам и выбирается наиболее оптимальная из них. За счет применения этого подхода достигается сокращение стоимости проекта на 5 %, что составляет довольно существенную сумму и позволяет достичь эффекта экономии денежных ресурсов заказчика.

Методика расчета технических характеристик ТЭЦ является наиболее важной и существенной стадией проектирования любого сооружения. От правильности расчета зависит в первую очередь безопасность использования ТЭЦ по предназначению.

В основе методики расчета технических характеристик ТЭЦ лежит определение нагрузок на каждый элемент конструкции и подбор сечения, достаточного для обеспечения такой нагрузки, согласно нормам, действующим в Российской Федерации. При расчете технических характеристик ТЭЦ учитывается регион строительства, так как в зависимости от региона рассчитываются соответствующие ему нагрузки от воздействия внешних факторов, например, снега и ветра, а также учитывается сейсмичность данного региона.

Методика расчета технических характеристик ТЭЦ включает в себя следующие обязательные разделы.

10.1. Расчет прочности. Определяются нагрузки на каждый элемент, осуществляется подбор сечения всех элементов с учетом данной нагрузки.

10.2. Расчет жесткости. Определяются предельные перемещения конструкции (деформация), осуществляется проверка всех критических перемещений в конструкции таким образом, чтобы конструкция имела необходимые эксплуатационные характеристики.

10.3. Расчет устойчивости. Расчет данной характеристики ТЭЦ очень важен и крайне необходим для любой конструкций, так как потеря устойчивости может происходить еще до потери прочности.

10.4. Расчет прогрессирующего разрушения. Данный расчет предполагает исключение из расчетной схемы части конструкции как имитация внезапного разрушения колонны, балки и т.д. Цель данного расчета состоит в изучении поведения ТЭЦ в случае прогрессирующего разрушения. Если исключение части конструкции приводит к дальнейшему обрушению, то данный расчет необходимо пересмотреть и откорректировать.

10.5. Расчеты узлов. Данный расчет производится на стадии расчета технических характеристик ТЭЦ и уточняется на стадии разработки соответствующих чертежей.

Расчет осуществляется как с применением расчетного комплекса, так и ручной.

В нашей компании работают высококвалифицированные специалисты, которые могут рассчитать все необходимые технические характеристики ТЭЦ быстро и точно. Все проекты ТЭЦ рассчитываются в двух программных пакетах, а результаты этих расчетов сравниваются между собой. В результате чего расчеты разных программных пакетов должны сходиться с небольшой погрешностью.

На нашем сайте Вы представлены проекты, расчет которых осуществлялся нашими инженерами, что позволяет подтвердить целесообразность данной методики расчета. Расчет производится с помощью программ SCAD и Robot Structural Analysis. Полный список проектов Вы можете уточнить по телефону у менеджеров нашей компании либо ознакомится с ним при личном посещении нашего офиса.

Этап прохождения экспертизы, как было указано выше, является не обязательным и может отсутствовать.

Проект ТЭЦ может выдаваться как в печатном виде, так и в электронном виде. Печатная версия передается заказчику в удобное для него время и в заранее оговоренном количестве экземпляров. В случае если количество печатных экземпляров необходимо увеличить, то Вам достаточно связаться с менеджером проекта и уточнить все моменты.

Электронная версия проекта ТЭЦ может выдаваться на CD-диске или FLASH-накопителе после выбора формата файлов проекта ТЭЦ. Как показывает наша практика, наибольшее распространение получили следующие форматы выдачи проекта:

- DWG - общепринятый формат файлов для большинства инженерных программ. Данный формат файлов Autodesk Auto CAD позволяет хранить как двухмерные чертежи, так и трехмерные объекты;

- DXF - аналог файла в формате DWG. Данный формат так же наиболее часто востребован заказчиками, так как позволяет хранить как плоские чертежи, так и 3D-модели;

- PDF - формат файлов Adobe. Получил большое распространение благодаря удобству использования и быстроте просмотра. В формате PDF, используя для просмотра программу Adobe PDF, возможно передать не только чертежи, но и 3D-модели. Так же весомым преимуществом использование такого формата является возможность формирования многостраничного файла, что позволяет сделать процесс печати проекта на принтере значительно проще и быстрее;

- IFC (Industry Foundation Classes) – специальный формат файлов, разработанный для обеспечения взаимодействия и обмена данными между различными программами. Данный формат файла не принадлежит ни одной компании, что позволяет применять его на бесплатной основе в коммерческих целях.

В электронной версии проекта ТЭЦ выдаются как чертежи, так и полная 3D-модель конструкции. В случае если заказчик будет изготавливать конструкции самостоятельно или сторонними фирмами, а на производстве имеется оборудование с ЧПУ, выдаются файлы для управления такими станками. В данном случае файлы проекта будут предоставлены в формате NC (DSTV).

Проектное бюро нашей компании ориентируется на два типа конструкций: из стали и железобетона. Стальные конструкции как правило применяются в промышленном строительстве, а железобетонные – в гражданском. Исходя из этого, каждый тип конструкций имеет ряд своих особенностей. Для проектирования каждого типа конструкций у нас существуют соответствующие специалисты, которыми были разработаны сотни подобных конструкций, что позволяет значительно сокращать как сроки проектирования, так и повысить качество работ.

Стоит отметить, что наша компания не осуществляет проектирования в области машиностроения.

Самый простой и быстрый способ проектирования – это приобретение готового проекта ТЭЦ из каталога проектов нашей компании.
Такой вариант позволяет воспользоваться уже готовыми решениями и в кротчайшие сроки внести необходимые Вам изменения в случае необходимости. При этом затрачивается минимальное время на разработку проекта и существенно сокращается стоимость проектных работ (более чем на 50 %).

Разнообразная проектная база с огромном количество готовых проектов для типовых объектов строительства, в том числе и для ТЭЦ позволит Вам выбрать наиболее оптимальный вариант проектирования.

В любом случае главный инженер нашего проектного отдела проводит консультирование в выборе оптимального проекта, а также раскрывает все плюсы и минусы любого готового проекта. Таким образом, покупка готового проекта позволит сэкономить время на проектирование, а значит даст возможность перераспределить временные затраты на изготовление и монтаж ТЭЦ.
Покупая готовый проект, Вы сможете сразу же получить смету на изготовление и монтаж силами нашей организации.

Технологии проектирования ТЭЦ постоянно усовершенствуются. Поэтому для обеспечения высокого качества проектирования ТЭЦ требуется поиск, анализ и дальнейшее внедрение современных технологий проектирования и повышение уровня владения уже существующими методиками.
Специалисты нашей компании освоили и внедрили в постоянное пользование множество современных технологий трехмерного проектирования. Мы постоянно изучаем все появившиеся инновации и внедряем их в процесс производства.

На базе нашего конструкторского отдела было создано учебное подразделение нашей компании, главное назначение которого состоит в постоянном повышении квалификации наших сотрудников и внедрении современных технологий.

Применяемая нами базисная технология проектирования позволяет одновременно находиться в модели множеству инженеров и осуществлять проектирование, наблюдая изменения друг друга. Главным преимуществом такого метода проектирования является сокращение сроков разработки.

Использование современных программных комплексов позволяют в значительной степени автоматизировать сам процесс, особенно разработку КМД (конструкции металлические деталировочные).

Немало важно, что благодаря процессу автоматизации проектирования стало возможно минимизировать рутинную работу нашим специалистам по подсчету всевозможных ведомостей и отчётов.

Автоматизация процесса проектирования позволяет делать карты раскроя как листового, так и прокатного материала в автоматическом режиме. Ранее эта задача делалась исключительно вручную и занимала много времени.

Технологические карты представляют собой ведомости, необходимые для производства ТЭЦ, которые являются частью внутризаводской документации и разрабатываются непосредственно работниками завода-изготовителя. Так как проектирование ведется в современных программных комплексах, у нас есть возможность составлять такие карты за короткий промежуток времени (несколько минут), не прибегая к трудоемкому процессу описания технологий производства. Внешний вид таких технологических карт может быть разнообразным, зачастую мы разрабатываем карту, исходя из требований заказчика.

Карта раскроя прокатного профиля предназначена для сбора подробной информации о том, как разместить все детали из проката на 12-ти метровом хлысте. При этом оптимизация за счет использования программных методов позволяет сэкономить материал. Карта раскроя прокатных профилей оформляется полностью автоматически, поэтому за эту часть работы мы не взимаем дополнительные средства. Главным преимуществом выдачи карты раскроя прокатных профилей является возможность точного указания процента раскроя. Указав массу проекта с процентом раскроя, заказчик получает более точную цену проекта на изготовление.

Карта раскроя листового материала представлена в виде схемы с подробным указанием того, как оптимально разложить все детали из листовой стали на конкретные листы с учетом сокращения объема отходов. Специальная программа перебирает тысячи вариантов расположения деталей для поиска оптимального варианта. За счет такой карты раскроя можно снизить металлоемкость на 5-7 %. Такая карта является заданием на раскрой для плазмы.

Для того чтобы обеспечить высокое качество проектной документации необходим тотальный контроль за качество на каждом этапе проектирования ТЭЦ. Для достижения такого контроля в нашей компании предусмотрены несколько стадий.

17.1. Контроль качества, который осуществляется инженером. Данная стадия отображает первый уровень контроля качества и включает в себя выявление, изучение и устранение ошибок инженером-разработчиком. Так как инженеры нашей компании являются высококвалифицированными специалистами, то большинство проблем устраняется именно на данном этапе. Так как над одним проектом работает сразу несколько инженеров, то они совместно контролируют правильность работы друг друга, что в значительной степени превышает качество работы в целом.

17.2. Нормативный контроль. Специфика данной стадии состоит в том, что контроль представлен несколькими инженерами, главной задачей которых является обеспечения нормативного контроля всей документации, выпускаемой проектным отделом. Под их контроль попадает вся проектная документации нашей компании. На данной стадии устранятся ошибки различного характера. Также на стадии нормативного контроля большинство доработок связанно непосредственно с оформлением необходимой документации и не влияет на конструктивные решения.

17.3. Контроль главного инженера проекта, который является юридически ответственным за достижение высокого качества и соответствия проекта. Поэтому главный инженер заинтересован в выполнении этих задач и контролирует проектирование на всех стадиях, а особый контроль уделяется перед выдачей проекта. В этой связи основные конструктивные решения в проекте согласовываются и утверждаются непосредственно главным инженером.

17.4. Автоматический контроль качества программного комплекса. Современные программные комплексы, предназначенные для проектирования ТЭЦ в автоматическом режиме, решают большинство проблем, связанных с контролем качества. Применение современного программного обеспечения позволяет не допустить ошибочных данных и гарантировать собираемость разрабатываемых конструкций в целостный и функциональный объект.

17.5. Шефмонтаж, авторский надзор. Инженеры нашей компании контролируют правильность монтажа ТЭЦ на всех стадиях (от производства до строительства и сдачи проекта в эксплуатацию). Такой подход гарантирует хороший результат - высокое качество и функциональность готовых ТЭЦ.

17.6. Неразрушающий контроль качества ТЭЦ, который может осуществляться по запросу заказчика специалистами нашей компании.

В связи с тем, что довольно часто ТЭЦ имеют сложную структуру и непростую последовательность монтажа появляется необходимость в проведении авторского надзора или сопровождения проекта на строительной площадке. Данная услуга предполагает присутствие инженера, работающего над проектом ТЭЦ непосредственно на месте монтажа. Таким образом, инженер знающий проект, проверяет и контролирует правильность работ по монтажу ТЭЦ. Как правило, время присутствия инженера ограничено т 1-2 неделями на наиболее ответственном этапе работ по монтажу ТЭЦ. Однако по требованию заказчика наши инженеры могут сопровождать проект на всех этапам (производства и монтажа ТЭЦ). Как показывает практика, авторский надзор является наилучшим гарантом качества конструкций (ТЭЦ). Сроки пребывания и условия оплаты авторского надзора, а также период сопровождения проекта оговариваются дополнительно, на стадии заключения договора.

Для большинства проектов массой более 2 тысяч тонн или проектов со сложной структурной компоновкой авторский надзор и сопровождение проекта на строительной площадке является необходимым, так как монтаж таких конструкций – это задача с повышенным уровнем сложности.

Наша компания предлагает полный комплекс услуг по изготовлению ТЭЦ. Специалистами нашей компании было реализовано множество различных проектов, произведено большое количество разнообразных ТЭЦ и накоплен бесценный опыт в сфере производства. Заказывая проектирование, изготовление и монтаж у нашей компании, Вы не только экономите время и силы на работе со смежниками, а я финансовые ресурсы, особенно если выбираете готовый проект. Наше производство оборудовано современными станками, а ссотрудники нашего производства постоянно проходят курсы повышения квалификации и всевозможного рода аттестации.

Наличие в нашей компании собственного монтажного отделения и бригад монтажников позволяет нам быстро и качественно осуществлять монтаж ТЭЦ. Постоянный коллектив сотрудников нашей компании гарантирует высокое качество работ на строительной площадке. Все специалисты проходят внутреннюю сертификацию и работают в единой системе документооборота. На строительной площадке всегда присутствует инженер авторского надзора, который контролирует все этапы монтажа.

Для проектирования, изготовления и монтажа ТЭЦ необходимо, чтобы организация был членом СРО – саморегулируемой организации. Наша компания соответствует этому требованию, так как является членом СРО уже более 6 лет. Вся необходимая документация, подтверждающая членство нашей компании, может быть представлена заказчику как в электронном виде по почте, так и в виде оригинала при личном посещении нашего офиса.

Если исходная документация по проектированию ТЭЦ была разработана рубежными компаниями, то прохождение экспертизы в РФ будет усложнено, так как оформление и расчет производился без учета российских нормативов. В данном случае такая проектная документация будет подлежать перепроектированию. Необходимо заново составлять расчетные схемы, задавать нагрузки, проводить полный перерасчет всех конструкций и полное переоформление под требования РФ. Таким образом, исходная документация является, по сути, заданием на проектирование ТЭЦ. Данный тип работ не является типовой задачей, поэтому каждый такой проект обсуждается отдельно. Как правило, перепроектирование происходит значительно быстрее, нежели проектирование с нуля, так как большинство конструктивных решений уже принято и согласованно, а также решены иные вопросы конструктивного характера. Также перепроектирование может потребоваться в том случае, если проект ТЭЦ был сделан сторонней организацией и все или некоторые конструкций или принятые конструктивные решения были не оправданы или ошибочны. Таким образом, проведя повторное проектирование ТЭЦ, можно уменьшить массу строения и существенно сэкономить финансовые средства.

ООО «ПриволжскНИПИнефть» ведущий проектный институт, выполняющий полный комплекс изыскательских, проектных и экспертных работ в области теплоэнергетике, проектов строительства тепловых электрических централей ТЭЦ и тепловых электрических станций ТЭС.

ООО «ПриволжскНИПИнефть» выполняет широкий спектр проектных, изыскательских и научно-методических работ. Использование современных и авторских программных продуктов, методик, приборов и оборудования дают возможность разрабатывать и успешно согласовывать многовариантные проекты любой сложности.

Многолетний опыт работы ООО «ПриволжскНИПИнефть» позволяет разрабатывать проектные решения, учитывающие экологические и экономические аспекты при строительстве наземной инфраструктуры ТЭЦ (мини-ТЭЦ) и ТЭС.

Наши заказчики высоко оценивают качество выполненных работ и высокий профессионализм сотрудников института.

Основные направления проектно-изыскательских работ в области теплоэнегетического проектирования являются:
Проектирование тепловых электрических централей ТЭЦ и тепловых электрических станций ТЭС, в том числе и газотурбинных мини-ТЭЦ на месторождениях нефти и газа.

ТЭЦ предназначены для автономного и бесперебойного энергоснабжения предприятий различных отраслей промышленности и объектов ЖКХ.

Наибольшей эффективностью, надежностью и универсальностью отличаются установки на основе газовых (газопоршневых) двигателей. Это вызвано, прежде всего, современными требованиями к экологической чистоте окружающей среды, а также к снижению эксплуатационных расходов на органическое топливо и доступностью его использования. Газовые двигатели используются для работы в составе генераторных установок, предназначенных для постоянной и периодической работы (снятие пиковых нагрузок) с комбинированной выработкой электроэнергии и тепла (когенерация). Кроме того, они могут использоваться для обеспечения работы абсорбционных холодильных установок (тригенерация) в системах кондиционирования. Подробнее…

Основными достоинствами мини-ТЭЦ являются:
комбинирование процесса производства электроэнергии и тепла;
низкая стоимость единицы тепловой и электрической мощности;
качество и бесперебойность энергоснабжения;
соответствие европейским экологическим стандартам;
максимальная заводская готовность при поставке в контейнерном исполнении;
отсутствие необходимости строительства специального здания;
мобильность (возможен демонтаж энергоблока и перевозка его на другой объект);
интеграция генерирующего оборудования в энергосистему Заказчика;
модульная схема и наличие специальной автоматики позволяют реализовать поэтапное увеличение генерируемых мощностей;
низкий срок окупаемости и большой ресурс энергоблока.

Выполняем комплексное проектирование объектов тепловой энергетики (ТЭС), электросетевого хозяйства, автономных источников тепло- и электроснабжения при новом строительстве, модернизации и реконструкции энергоблоков действующих энергообъектов.

Основные этапы работ:
Сбор исходных данных
технические условия и подключение к сетям
инженерно-геологические изыскания
инженерно-топографическая съемка
технические условия на оборудование
обследование и обмерные работы (при расширении и реконструкции объекта)
технические условия на авто и ж/д дороги

Выбор и компоновка оборудования
, ГРЭС, электрических сетей и подстанций - разработка предложений и рабочей документации
генплан и транспорт
сводный план инженерных коммуникаций
планы, фасады и разрезы зданий и сооружений с поузловой разбивкой
конструкторская документация
расстановка и обвязка оборудования
тепловые схемы, схемы газоснабжения и химводоподготовки;
инженерные коммуникации (водоснабжение/водоотведение, отопление/вентиляция, электротехническое и гидротехническое хозяйство, АСУТП)
разработка локальных, объектных смет и сводно-сметного расчета
Согласование и экспертиза проектной документации
Получение разрешения на строительство
Авторский надзор
_______________________________________

1.1.4. Правила распространяются на:
наружные газопроводы поселений, включая межпоселковые;
наружные (внутриплощадочные), внутренние газопроводы и газовое оборудование (технические устройства), промышленных, сельскохозяйственных и других производств;
наружные и внутренние газопроводы и газовое оборудование (технические устройства) тепловых электрических станций (ТЭС), в том числе внутриплощадочные газопроводы с давлением газа свыше 1,2 МПа к газотурбинным и парогазовым установкам, пункты подготовки газа, включая блоки редуцирования и компремирования, очистки, осушки, подогрева и дожимающие компрессорные станции;

2.1.6. Требования настоящих Правил распространяются на газопроводы и сооружения на них:

высокого давления I-а категории свыше 1,2 МПа на территории тепловых электрических станций к газотурбинным и парогазовым установкам;

высокого давления II категории свыше 0,3 МПа до 0,6 МПа включительно;

среднего давления III категории свыше 0,005 МПа до 0,3 МПа включительно;

2.1.14. Экспертизе промышленной безопасности подлежат проекты:
схем газоснабжения республик, краев, областей, районов, городских и сельских поселений;
газораспределительных газопроводов, в том числе защиты газопроводов от электрохимической коррозии;
автоматизации технологических процессов распределения газа в поселениях;
систем газопотребления промышленных, сельскохозяйственных и других производств, тепловых электрических станций (ТЭС), районных тепловых станций (РТС), производственных, отопительно-производственных и отопительных котельных, включая системы автоматики безопасности и регулирования процессами горения газа.

3.1.6. Утвержденная и согласованная проектная документация до начала строительства, реконструкции и технического перевооружения систем газораспределения и газопотребления, а также заключение экспертизы промышленной безопасности представляется в территориальный орган Госгортехнадзора России.

Заключения экспертизы промышленной безопасности рассматриваются и утверждаются территориальным органом Госгортехнадзора России в установленном порядке на:

городские наружные и межпоселковые газопроводы;

схемы (системы) газораспределения поселений;

наружные и внутренние газопроводы промышленных, сельскохозяйственных и других производств, тепловых электрических станций (ТЭС), районных тепловых станций (РТС), производственных, отопительно-производственных и отопительных котельных (систем газопотребления).

4.3. К опасным производственным объектам относятся газораспределительная сеть поселений, сеть распределительная межпоселковая, в том числе здания и сооружения, эксплуатация которых осуществляется одной газораспределительной организацией, а также объекты газопотребления промышленных, сельскохозяйственных и других производств, ТЭЦ, РТС, а также котельные, эксплуатируемые одной организацией за исключением отмеченных в п. 1.1.4., использующие газ в виде топлива.

4.6. Регистрация опасного производственного объекта системы газопотребления промышленных производств, тепловых электрических станций, районных тепловых станций и котельных в территориальных органах Госгортехнадзора России осуществляется на основании их идентификации после окончания строительно-монтажных работ и приемки объекта в эксплуатацию.

7. Особые требования взрывобезопасности при эксплуатации систем газоснабжения тепловых электрических станций (ТЭС) и котельных

7.1. Требования раздела распространяются на газопроводы и газовое оборудование котельных агрегатов тепловых электрических станций с единичной тепловой мощностью более 420 ГДж/ч.

7.2. На каждой тепловой электрической станции, имеющей объекты газового хозяйства, должна быть создана газовая служба (участок) по эксплуатации и ремонту газопроводов и газового оборудования (технических устройств).

7.3. Объем эксплуатационной документации должен соответствовать требованиям настоящих Правил, а также нормативно-техническим документам, учитывающим условия и требования эксплуатации тепловых электрических станций, согласованным Госгортехнадзором России и утвержденным в установленном порядке.

Технологические схемы газопроводов должны быть вывешены в помещениях ГРП и щитов управления или воспроизводиться на дисплее автоматического управления.

7.4. При эксплуатации газопроводов и газового оборудования должны выполняться:

осмотр технического состояния (обход);

проверка параметров срабатывания предохранительных запорных клапанов (ПЗК) и предохранительных сбросных клапанов (ПСК), установленных в ГРП (ГРУ);

проверка срабатывания ПЗК, включенных в схемы защит и блокировок котлов;

проверка герметичности фланцевых, резьбовых и сварных соединений газопроводов, сальниковых набивок арматуры с помощью приборов или мыльной эмульсии;

контроль загазованности воздуха в помещениях ГРП и котельном зале (котельной);

проверка работоспособности автоматических сигнализаторов загазованности в помещениях ГРП и котельного зала (котельной);

проверка срабатывания устройств технологических защит, блокировок и действия сигнализации;

очистка фильтров;

техническое обслуживание газопроводов и газового оборудования;

техническое обслуживание средств защиты газопроводов от коррозии;

включение и отключение газопроводов и газового оборудования в режимы резерва, ремонта и консервации;

текущий ремонт;

проведение режимно-наладочных работ на газоиспользующем оборудовании с пересмотром режимных карт;

техническое обследование (техническая диагностика) газопроводов и газового оборудования;

капитальный ремонт;

отключение недействующих газопроводов и газового оборудования (обрезка с установкой постоянных заглушек на сварке).

7.5. Осмотр технического состояния (обход) должен производиться в сроки, обеспечивающие безопасность и надежность эксплуатации систем газоснабжения, но не реже 1 раза в смену для ГРП, внутренних газопроводов котельной и котлов, 1 раза в мес. для надземных газопроводов и в соответствии с настоящими Правилами для подземных газопроводов.

При обходе подтягивание сальников на арматуре и откачка конденсата из дренажных устройств газопроводов с давлением более 0,3 МПа не допускается.

7.6. Проверка параметров срабатывания ПЗК и ПСК должна проводиться не реже 1 раза в 6 мес., а также после ремонта оборудования.

Предохранительные сбросные клапаны в ГРП должны быть настроены на параметры, обеспечивающие начало их открывания при превышении величины максимального рабочего давления на выходе из ГРП на 15%, а предохранительные запорные клапаны, в том числе встроенные в регулирующие клапаны, при превышении рабочего давления не более чем на 25%.

При настройке и проверке параметров срабатывания ПЗК и ПСК не должно изменяться рабочее давление газа после регулирующих клапанов на выходе из ГРП.

7.7. Проверка срабатывания ПЗК котлов и горелок должна проводиться перед растопкой котла на газе после простоя более 3 суток, перед плановым переводом котла на сжигание газа, а также после ремонта газопроводов котла.

7.8. Очистку фильтра необходимо проводить при достижении допустимого значения перепада давления, указанного в паспорте завода-изготовителя.

7.9. Контроль загазованности в помещениях ГРП и котельной должен проводиться стационарными сигнализаторами загазованности или переносным прибором из верхней зоны помещений не реже 1 раза в смену.

При обнаружении концентрации газа необходимо организовать дополнительную вентиляцию и незамедлительные работы по обнаружению и устранению утечки газа.

7.10. Проверка срабатывания устройств технологических защит и действия сигнализации по максимальному и минимальному давлению газа в газопроводах проводится в сроки, указанные в инструкциях заводов-изготовителей, но не реже 1 раза в 6 мес.

При проверке не должно изменяться рабочее давление газа в газопроводах.

Проверка блокировок производится перед пуском котла или переводом его на газообразное топливо.

7.11. Техническое обслуживание газопроводов и газооборудования должно проводиться не реже 1 раза в 6 мес.

К проведению технического обслуживания могут привлекаться сторонние организации, имеющие опыт и возможности выполнения этих работ.

7.12. До начала работ по техническому обслуживанию следует провести проверку рабочей зоны помещения (котельного зала, ГРП) на загазованность с отметкой в наряде-допуске.

7.13. При техническом обслуживании ГРП должны выполняться:

проверка хода и герметичности отключающих устройств (задвижек, кранов), а также герметичности ПЗК и ПСК прибором или мыльной эмульсией;

проверка герметичности мест прохода сочленений приводов механизмов с регулирующими клапанами;

проверка герметичности фланцевых и сварных соединений газопроводов, прибором или мыльной эмульсией;

осмотр, при необходимости очистка фильтра;

проверка сочленений приводов механизмов с регулирующими клапанами, устранение люфта и других неисправностей в кинематической передаче;

продувка импульсных линий приборов средств измерений, предохранительно-запорных и регулирующих клапанов;

проверка параметров настройки ПЗК и ПСК;

смазка трущихся частей, подтяжка сальников арматуры, при необходимости их очистка.

7.14. При техническом обслуживании внутренних газопроводов должны выполняться:

проверка герметичности фланцевых и сварных соединений газопроводов, сальниковых набивок арматуры приборами или мыльной эмульсией;

подтяжка сальников арматуры, при необходимости очистка;

продувка импульсных линий приборов средств измерений.

7.15. При отключении газового оборудования сезонного действия должны устанавливаться заглушки на газопроводах-отводах к ним.

7.16. Текущий ремонт газопроводов и газового оборудования должен проводиться не реже 1 раза в 12 мес. на отключенном оборудовании и газопроводах с установкой заглушек на границах отключаемого участка со стороны подачи газа.

7.17. До начала и в процессе выполнения работ по техническому обслуживанию и ремонту должен осуществляться контроль рабочей зоны на загазованность.

При концентрации газа в помещении, превышающей 20% нижнего концентрационного предела распространения пламени, работы должны быть приостановлены.

После окончания работ газопроводы должны быть испытаны на герметичность, а после сварочных работ - на прочность и герметичность в соответствии с действующими нормами.

Испытания должны проводиться персоналом, выполнившим ремонтные работы, в присутствии оперативного персонала станции. Результаты испытаний оформляются актом.

7.18. Текущий ремонт газооборудования ГРП должен выполняться в соответствии с требованиями настоящих Правил.

7.19. При текущем ремонте надземных газопроводов производится:

устранение прогиба, выпучивания, замена и восстановление креплений, опор;

разборка и ремонт отключающих устройств (запорной арматуры) не обеспечивающей герметичность закрытия с притиркой уплотняющих поверхностей;

восстановление противошумового и теплоизоляционного покрытий;

окраска газопроводов и арматуры (не реже 1 раза в 5 лет);

проверка герметичности соединений и устранение дефектов, выявленных при осмотре технического состояния (обходе).

7.20. При текущем ремонте запорной арматуры должны выполняться:

очистка арматуры, разгон червяка и его смазка, набивка сальника;

разборка запорной арматуры, не обеспечивающей плотность закрытия затворов с притиркой уплотняющих поверхностей;

проверка наличия смазки в редукторах электроприводов, плотности их корпусов;

проверка затяжки (крепеж) фланцевых соединений, смена износившихся и поврежденных болтов и прокладок;

проверка исправности и ремонт приводного устройства;

при сервисном обслуживании газовой арматуры заводом-изготовителем сроки и объемы работ определяются техническими условиями на изготовление арматуры.

7.21. Пересмотр режимных карт на газовых котлах должен осуществляться с периодичностью не реже 1 раза в 2 года, а также после капитального ремонта котла, замены газогорелочных устройств.

7.22. Техническая диагностика газопроводов и газового оборудования должна проводиться в соответствии с требованиями настоящих Правил.

7.23. Капитальный ремонт газопровода и газового оборудования может быть назначен по результатам технической диагностики.

Для газопроводов, подлежащих капитальному ремонту (замене), должна быть составлена проектная документация в соответствии с требованиями, предъявляемыми к новому строительству.

Капитальный ремонт внутренних газопроводов, газового и котлового оборудования следует совмещать.

Сведения о капитальном ремонте должны заноситься в паспорт газопровода (ГРП).

7.24. В системах газоснабжения ТЭС не допускается прокладка газопроводов по территории трансформаторных подстанций и открытых электрораспределительных устройств, складов резервного топлива, галереям подачи резервного топлива, ниже нулевой отметки зданий, а также использование газопроводов в качестве опорных конструкций и заземлений.

Прокладка внутренних газопроводов должна быть открытой. Места установки запорной и регулирующей арматуры должны иметь искусственное освещение.

7.25. В системах газоснабжения следует применять стальную арматуру не ниже класса «В» по герметичности.

Способ присоединения арматуры (сварка, фланцы) определяется проектом.

Горелки, имеющие перемещения в процессе работы котла, допускается присоединять к газопроводу при помощи металлорукавов или резинотканевых рукавов, рассчитанных на рабочее давление газа и имеющих соответствующие разрешение на применение и сертификат.

7.26. В системах газоснабжения (газораспределения) запорная арматура (отключающие устройства) должны оснащаться электроприводом во взрывозащищенном исполнении:

на вводе в ГРП;

на вводе в регуляторный зал и на выходе из него (при наличии двух и более залов);

на входе и выходе линии редуцирования газа, при оснащении регулирующего клапана (РК) электроприводом;

на выходе из ГРП (при наличии двух ГРП и более).

7.27. Управление электроприводом запорной и регулирующей арматуры в ГРП, должно осуществляться с местного щита управления (МЩУ), а также:

для котлов с поперечными связями со щита управления одного из котлов (МЩУ) или группы котлов (ГрЩУ);

для энергоблоков мощностью менее 800 МВт - с одного из блочных щитов управления (БЩУ);

для энергоблоков мощностью 800 МВт и выше - с блочных щитов управления (БЩУ).

7.28. В помещениях отдельно стоящих зданий на ТЭС с газовым оборудованием (регуляторный зал ГРП, места размещения узлов учета расхода и очистки газа, МЩУ ГРП) должны устанавливаться сигнализаторы загазованности с выводом светозвукового сигнала на щит управления котлов ГрЩУ, БЩУ; МЩУ ГРП и на входе в помещения.

7.29. В ГРП станций должно обеспечиваться измерение:

давления газа на входе и выходе ГРП, а также после каждого регулирующего клапана (РК);

перепада давления на фильтрах очистки газа;

температуры и расхода газа;

температуры воздуха и загазованности в помещениях регуляторных залов и МЩУ ГРП.

7.30. На панелях МЩУ, ГрЩУ и БЩУ, относящихся к ГРП, должны находиться:

ключ управления и указатели положения запорной и регулирующей арматуры;

ключ-переключатель выбора места управления запорной и регулирующей арматурой;

светозвуковая сигнализация о работе оборудования и загазованности помещений;

приборы, показывающие давление газа на входе и выходе ГРП и на выходе каждой ступени редуцирования газа;

приборы, показывающие температуру газа на входе и выходе ГРП;

приборы, показывающие расход газа в каждой точке измерения.

7.31. На отводе газопровода к котлу внутри здания должна предусматриваться установка двух отключающих устройств. Первое по ходу газа может выполняться с ручным приводом; второе с электроприводом должно быть задействовано в схему защиты котла.

7.32. На газопроводе-отводе к котлу после отключающих устройств должны предусматриваться: фланцевое соединение для установки поворотной или листовой заглушки с приспособлением для разжима фланцев и токопроводящей перемычкой; штуцер для подключения продувочного агента; общекотловой ПЗК; врезка газопровода к ЗЗУ горелок (только для газовых котлов); регулирующие клапаны (основной, растопочный).

При устройстве индивидуального регулирующего клапана перед каждой горелкой растопочный клапан не обязателен.

7.33. На газопроводе перед каждой горелкой котла последовательно должны устанавливаться два ПЗК.

При использовании в качестве запорной арматуры двух быстродействующих запорных клапанов и индивидуального регулирующего клапана перед каждой горелкой установка общекотлового предохранительного запорного клапана не обязательна.

Допускается установка одного ПЗК и отключающего устройства с электроприводом (очередность определяется проектом) и трубопровода безопасности между ними, при условии установки общекотлового предохранительного запорного клапана.

Управление отключающими устройствами должно быть дистанционным со щита управления котлом, с площадки обслуживания управления горелок, а также вручную по месту.

7.34. Питание электромагнита ПЗК на постоянном или переменном токе выбирается в проекте исходя из технико-экономического обоснования.

Питание на постоянном токе должно осуществляться от шин аккумуляторной батареи или от батареи предварительно заряженных конденсаторов, при условии оснащения схемы управления устройством непрерывного контроля за исправностью цепей.

Питание на переменном токе должно осуществляться от двух независимых источников, при условии установки блока непрерывного питания.

7.35. Каждая горелка котла должна быть оснащена защитно-запальным устройством (ЗЗУ), обеспечивающим факел у горелки в режиме розжига, и селективный контроль факела горелки во всех режимах работы котла, включая режим розжига.

Управление ЗЗУ должно быть дистанционным со щита управления котлом, а также с площадки обслуживания управления горелок.

Розжиг факела каждой горелки котла, работающей на газе, должен осуществляться от стационарно установленного индивидуального защитно-запального устройства (ЗЗУ).

7.36. На газопроводе перед последним отключающим устройством каждой горелки должен предусматриваться трубопровод безопасности диаметром не менее 20 мм, оснащенный отключающим устройством с электроприводом.

7.37. Газопроводы котла должны иметь систему продувочных газопроводов с отключающими устройствами и штуцерами для отбора проб, а также растопочный сбросной газопровод (при необходимости).

Продувочные газопроводы должны быть предусмотрены:

в конце каждого тупикового участка газопровода, включая запальный газопровод;

перед вторым отключающим устройством на отводе к котлу;

перед местом установки заглушек на газопроводе котла;

перед ПЗК котла;

перед первым отключающим устройством у горелки (если длина газопровода превышает 2 м);

с обеих сторон секционного отключающего устройства при кольцевой схеме подвода газа к котельной.

Диаметр продувочного газопровода должен определяться расчетом с учетом обеспечения 15-кратного обмена объема продуваемого участка газопровода в течение 1 ч, но быть не менее 20 мм.

7.38. Объединение продувочных газопроводов с трубопроводами безопасности, а также продувочных газопроводов от участков, разделенных заглушками или регулирующими клапанами, не допускается.

7.39. На котле должно предусматриваться измерение:

давления газа в газопроводе котла до и после регулирующего клапана;

давления газа перед каждой горелкой за последним по ходу газа отключающим устройством;

перепада давления воздуха перед горелками и дымовых газов на уровне горелок или в верхней части топки (для котлов, работающих под наддувом);

перепада давления между воздухом в «теплом ящике» и дымовыми газами топки (для котлов, работающих под наддувом);

давления воздуха в общем коробе или воздуховодах по сторонам котла (кроме котлов, работающих под наддувом);

разрежения или давления дымовых газов вверху топки;

давления воздуха перед горелкой за последним отключающим устройством.

7.40. Газифицированный котел должен оснащаться системами (устройствами) технологической защиты:

7.40.1. На отключение подачи газа в случаях:

невоспламенение факела первой растапливаемой горелки;

погасание факелов всех горелок в топке (общего факела в топке);

отключение всех дымососов (для котлов с уравновешенной тягой);

отключение всех дутьевых вентиляторов;

отключение всех регенеративных воздухоподогревателей;

понижение давления газа после РК ниже заданного значения (при использовании газа в качестве основного вида топлива).

7.40.2. На снижение нагрузки котла до 50% при отключении:

одного из двух дымососов;

одного из двух дутьевых вентиляторов;

одного из двух регенеративных воздухоподогревателей.

7.40.3. На отключение подачи газа на горелку при ее невоспламенении или погасании ее факела.

7.41. Газифицированный котел должен быть оснащен блокировками, не допускающими:

открытие отключающего устройства на газопроводе-отводе к котлу при открытом положении хотя бы одного отключающего устройства перед горелками;

включение ЗЗУ и подачу газа к горелкам без предварительной вентиляции топки, газоходов (в том числе рециркуляционных), «теплого ящика» и воздуховодов в течение не менее 10 мин.;

открытие общего запорного устройства на запальном газопроводе к ЗЗУ при открытом положении хотя бы одного первого по ходу газа запорного устройства с электроприводом перед любым ЗЗУ;

подачу газа в горелку в случае закрытия воздушного шибера (клапана) перед горелкой (группой горелок) или при отключении индивидуального дутьевого вентилятора;

подачу газа в горелку при отсутствии факела на ЗЗУ;

открытие (закрытие) запорного устройства на трубопроводе безопасности при открытом (закрытом) положении обоих запорных устройств перед горелкой.

7.42. В системе газоснабжения (газораспределения) котла должна быть предусмотрена сигнализация на:

понижение или повышение заданного давления газа перед ГРП;

понижение или повышение заданного давления газа после ГРП;

понижение или повышение заданного давления газа после РК котла;

понижение заданного давления воздуха в общем коробе или в воздуховодах перед горелками (кроме котлов, работающих под наддувом);

понижение перепада давления между воздухом перед горелками и дымовыми газами в верхней части топки или на уровне горелок (для котлов, работающих под наддувом);

понижение перепада давления между воздухом в «теплом ящике» и дымовыми газами топки (для котлов, работающих под наддувом);

наличие факела на горелке котла;

наличие факела ЗЗУ горелки;

наличие общего факела в топке котла;

срабатывание защит, предусмотренных настоящими Правилами;

загазованность помещений регуляторных залов и МЩУ ГРП.

7.43. Выполнение блокировок и защит действующих на останов котла или перевод его на пониженную нагрузку должно осуществляться по техническим условиям, согласованным с заводом-изготовителем или по нормативно-технической документации, утвержденной для ТЭС.

7.44. Аварийное отключение газопроводов (вплоть до ГРП) должно производиться в случаях разрыва сварных стыков, коррозионных и механических повреждений газопровода и арматуры с выходом газа, а также при взрыве, пожаре, непосредственно угрожающих газопроводам и газовому оборудованию.

7.45. При обнаружении загазованности работы должны быть приостановлены, приняты меры по устранению утечки газа и выполнению мероприятий в соответствии с Планом локализации и ликвидации аварийных ситуаций, при необходимости Планом взаимодействия служб различных ведомств.

Лица, не участвующие в аварийно-восстановительных работах, должны быть удалены из опасной зоны.

7.46. Газоопасные работы должны выполняться в соответствии с требованиями настоящих Правил.

Форма нарядов-допусков на производство газоопасных работ может соответствовать требованиям нормативных документов для ТЭС, с учетом специфики проводимых работ.

7.47. Установка заглушек на газопроводах должна производиться на отключенном участке после его предварительной продувки воздухом или инертным газом и взятии пробы для анализа на содержание горючего газа.

Снятие заглушек на газопроводе должно производиться после проведения контрольной опрессовки в соответствии с требованиями настоящих Правил.

7.48. Заглушки на газопроводах ГРП при пуске газа после консервации или ремонта должны сниматься после осмотра технического состояния (обхода) газопроводов, проведения технического обслуживания и контрольной опрессовке, а после капитального ремонта на газопроводе (сварочных работ) после испытания на прочность и герметичность в соответствии с требованиями настоящих Правил.

7.49. Снятие заглушек на газопроводах котла при его выводе из режима консервации или ремонта должно выполняться после осмотра технического состояния котла, проведения технического обслуживания и контрольной опрессовке, проверки работоспособности технологических защит, блокировок и сигнализации, а также записи ответственного лица в оперативном журнале о готовности котла к растопке.

7.50. До начала работ, связанных с разборкой газовой арматуры, присоединением или ремонтом внутренних газопроводов, работой внутри котлов, а также при выводе котлов в режим консервации и ремонта отключающие устройства, установленные на ответвлениях газопровода к котлу и на газопроводе к защитно-запальным устройствам горелок, должны быть закрыты с установкой заглушек.

Газопроводы должны быть освобождены от газа продувкой воздухом или инертным газом.

7.51. До начала и в период проведения работ по установке и снятию заглушек должна проводиться проверка рабочей зоны на загазованность. При предельно допустимой концентрации газа в воздухе рабочей зоне, превышающей 300 мг/м куб., работы должны выполняться в шланговых противогазах.

7.52. При сжигании на ТЭС газа с повышенным содержанием серы продувка газопроводов сжатым воздухом не допускается.

7.53. Технологические защиты, блокировки и сигнализация, введенные в постоянную эксплуатацию, должны быть включены в течение всего времени работы оборудования.

7.54. Вывод из работы технологических защит, блокировок и сигнализации на работающем оборудовании допускается в случаях:

необходимости отключения, обусловленной производственной инструкцией;

неисправности или отказе;

периодической проверки по графику.

Отключение должно выполняться по письменному распоряжению начальника смены в оперативном журнале с уведомлением технического руководителя станции или лица, его заменяющего.

7.55. Проведение ремонтных и наладочных работ в цепях защит, блокировок и сигнализации на действующем оборудовании без оформления наряда-допуска не допускается.

7.56. Перед пуском котла (ремонт, резерв более 3 суток) проверяются исправность тягодутьевых машин, вспомогательного оборудования, средств измерений и дистанционного управления, регуляторов, а также работоспособность защит, блокировок, сигнализации, средств оповещения и оперативной связи, проведена проверка срабатывания ПЗК котла и горелок с возведением на исполнительные механизмы.

При простое котла менее 3 суток проверке подлежат только средства измерения, оборудование, механизмы, устройства защиты, блокировок и сигнализации, на которых производился ремонт.

Выявленные неисправности до розжига котла должны быть устранены. При обнаружении неисправности средств защиты и блокировок, действующих на останов котла, розжиг котла не допускается.

7.57. Пуск газа в газопровод котла после консервации или ремонта должен производиться при включенных в работу дымососах, дутьевых вентиляторах, дымососах рециркуляции в последовательности, указанной в производственной инструкции по эксплуатации котла.

7.58. Продувать газопроводы котла через трубопроводы безопасности или через газогорелочные устройства котла не допускается.

7.59. Перед растопкой котла из холодного состояния должна быть проведена при включенных в работу тягодутьевых механизмах предпусковая проверка плотности закрытия отключающих устройств перед горелками котла, включая ПЗК котла и горелок.

При обнаружении негерметичности затворов отключающих устройств растопка котла не допускается.

7.60. Непосредственно перед растопкой котла и после его останова топка, газоходы отвода продуктов сгорания котла, системы рециркуляции, а также закрытые объемы, в которых размещены коллекторы («теплый ящик»), должны быть провентилированы с включением всех дымососов, дутьевых вентиляторов и дымососов рециркуляции в течение не менее 10 мин при открытых шиберах (клапанах) газовоздушного тракта и расходе воздуха не менее 25% от номинального.

7.61. Вентиляция котлов работающих под наддувом, а также водогрейных котлов при отсутствии дымососа должна осуществляться при включенных дутьевых вентиляторах и дымососах рециркуляции.

7.62. Растопка котлов должна производиться при работающих дутьевых вентиляторах и дымососах (где предусмотрены).

7.63. Перед растопкой котла, если газопроводы находились не под избыточным давлением, следует определить содержание кислорода в газопроводах котла.

7.64. Растопка котлов, все горелки которых оснащены ПЗК и ЗЗУ, может начинаться с розжига любой горелки в последовательности, указанной в инструкции по эксплуатации котла.

При невоспламенении (погасании) первой растапливаемой горелки должна быть прекращена подача газа на котел и горелку, отключено ее ЗЗУ и провентилированы горелка, топка и газоходы согласно требованиям настоящих Правил, после чего растопка котла может быть возобновлена на другой горелке.

Повторный розжиг первой растапливаемой горелки должен производиться после устранения причин ее невоспламенения (погасания).

В случае невоспламенения (погасания) факела второй или последующих растапливаемых горелок (при устойчивом горении первой) должна быть прекращена подача газа только на эту горелку, отключено ее ЗЗУ и проведена ее вентиляция при полностью открытом запорном устройстве на воздуховоде к этой горелке.

Повторный ее розжиг возможен после устранения причин ее невоспламенения (погасания).

7.65. При погасании во время растопки всех включенных горелок должна быть немедленно прекращена подача газа на котел, отключены их ЗЗУ и проведена вентиляция горелок, топки, газоходов согласно требованиям настоящих Правил.

Повторная растопка котла должна производиться после выяснения и устранения причин погасания факелов горелок.

7.66. Порядок перевода котла с пылеугольного или жидкого топлива на природный газ должен определяться производственной инструкцией по эксплуатации котла, утвержденной главным инженером (техническим директором) организации.

При многоярусной компоновке горелок первыми должны переводиться на газ горелки нижних ярусов.

Перед плановым переводом котла на сжигание газа должна быть проведена проверка срабатывания ПЗК и работоспособности технологических защит, блокировок и сигнализации систем газоснабжения котла с воздействием на исполнительные механизмы или на сигнал в объеме, не препятствующим работе котла.

7.67. Подача газа в газопроводы котла должна быть немедленно прекращена оперативным персоналом в случаях:

несрабатывания технологических защит;

взрыва в топке, газоходах, разогрева (визуально) несущих балок каркаса или колонн котла, обрушении обмуровки;

пожара, угрожающего персоналу, оборудованию или цепям дистанционного управления, входящих в схему защиты котла;

исчезновения напряжения на устройствах дистанционного и автоматического управления или на всех контольно-измерительных приборах;

разрушения газопровода котла.

7.68. При аварийной остановке котла необходимо прекратить подачу газа на котел и все горелки котла, их ЗЗУ, открыть отключающие устройства на трубопроводах безопасности.

При необходимости следует открыть отключающие устройства на продувочных газопроводах и провентилировать топку и газоходы согласно требований Правил.

7.69. При плановой остановке котла для перевода в режим резерва должна быть прекращена подача газа к котлу, горелкам, ЗЗУ с последующим их отключением; открыты отключающие устройства на трубопроводах безопасности, а при необходимости и на продувочных газопроводах, проведена вентиляция топки и газоходов.

По окончании вентиляции тягодутьевые машины должны быть отключены, закрыты лазы, лючки, шибера (клапана) газовоздушного тракта и направляющие аппараты тягодутьевых машин.

7.70. Если котел находится в резерве или работает на другом виде топлива, заглушки после запорной арматуры на газопроводах котла могут не устанавливаться.

Допускается избыточное давление газа в газопроводах котла при работе на другом топливе, при условии обеспечения плотности закрытия отключающих устройств перед горелками котла.

7.71. Наблюдение за оборудованием ГРП, показаниями средств измерений, а также автоматическими сигнализаторами контроля загазованности должен проводиться с помощью приборов со щитов управления котло-турбинного цеха (КТЦ) и водогрейной котельной, с местного щита управления ГРП и визуально по месту, при обходах.

7.72. Отключающее устройство перед ПСК в ГРП должно находиться в открытом положении и быть опломбировано.

7.73. Резервная редуцирующая нитка в ГРП должна быть в постоянной готовности к работе.

Подача газа к котлам по обводному газопроводу (байпасу) ГРП, не имеющему автоматического регулирующего клапана, запрещается.

8.1.1. При проектировании систем газоснабжения ГТУ или ПГУ, средств технологического контроля, автоматизации, сигнализации, защит и блокировок должны учитываться требования настоящих Правил, а также нормативно-технических документов, учитывающих, условия и требования эксплуатации тепловых электрических станций, обеспечивающих их промышленную безопасность, согласованных с Госгортехнадзором России и утвержденных в установленном порядке.

8.1.3. Система газоснабжения ГТУ и ПГУ, как правило, включает:
подводящий газопровод (ПГП) от ГРС до пункта подготовки газа (ППГ) на территории ТЭС;

пункт подготовки газа (ППГ), включая блоки: редуцирования (компримирования) давления газа, в том числе ГРП, узел стабилизации давления (УСД), дожимную компрессорную станцию (ДКС), газотурбинную редукционную станцию (ГТРС), очистки, осушки, подогрева, измерения расхода;

наружные газопроводы от пункта подготовки газа (ППГ) до зданий и сооружений, в которых размещены ГТУ и ПГУ;

блоки отключающей арматуры газовых турбин;

внутренние газопроводы ГТУ и ПГУ.

8.1.4. На подводящем газопроводе от ГРС должно быть предусмотрено отключающее устройство с электроприводом, управляемым из главного корпуса ТЭС, располагаемое как на территории электростанции, так и вне ее на расстоянии от 5 м до 20 м от ограды ТЭС.

Схемы газоснабжения ГТУ и ПГУ от ГРС могут предусматриваться как совместные (с энергетическими котлами), так и раздельные в зависимости от места расположения ТЭС и давления газа в месте подключения к магистральному газопроводу.

8.1.20. При выборе схемы газоснабжения за расчетное давление газа в ПГП принимается минимальное давление на границе ТЭС с учетом сезонных и суточных колебаний, но не ниже 0,3 МПа.

8.1.22. Подводящие газопроводы от ГРС или от магистральных газопроводов до площадки ТЭС, независимо от давления транспортируемого газа, следует прокладывать, как правило, подземно.

8.1.23. Подачу газа от магистральных газопроводов (или ГРС) на ТЭС, как правило, следует предусматривать по одному трубопроводу без резерва. При эксплуатации газотурбинных и парогазовых установок в базовом режиме подача газа на ТЭС от магистральных газопроводов должна предусматриваться по двум трубопроводам от одной ГРС. В случае отсутствия хозяйства жидкого топлива в системе ГТУ и ПГУ и работы ГТУ или ПГУ в базовом режиме подачу газа на ТЭС следует предусматривать по двум трубопроводам от одной ГРС, подключенной к двум независимым магистральным газопроводам.

Прокладка газопроводов в селитебной зоне городских и сельских поселений с давлением свыше 1,2 МПа не допускается.

8.1.24. На территории ТЭС, как правило, следует предусматривать комплексный общестанционный пункт подготовки газа (ППГ).

8.1.34. Наружный газопровод в пределах ТЭС должен быть надземным, исключая участок его, отстоящий на 15 м от ограды внутрь площадки электростанции, который может быть как надземным, так и подземным.

8.1.52. Блоки запорной арматуры следует размещать в специальном здании или в пристройке к главному корпусу здания ТЭС в обогреваемых помещениях, укрытиях (шкафах).

8.1.57. При разработке генерального плана ТЭС следует располагать ППГ как можно ближе к ограждению площадки электростанции и месту ввода ПГП.

8.3.16. В проектах ГТУ и ПГУ должна определяться оценка воздействия на окружающую среду концентраций вредных веществ (выбросов), производимых при эксплуатации оборудования ТЭС в целом с учетом организованных и неорганизованных выбросов, включая внутристанционное газовое хозяйство.

На ТЭС с ГТУ должна быть предусмотрена защита от шума (шумоглушители, противошумовая изоляция) в целях обеспечения уровня шумового воздействия на окружающую среду в пределах, соответствующих нормативным документам, утвержденным в установленном порядке.
8.4. Строительство и приемка в эксплуатацию

8.4.1. Строительство систем газоснабжения ТЭС с ГТУ и ПГУ должно осуществляться в соответствии с требованиями, установленными настоящими Правилами.

8.4.2. При размещении ТЭС в районах с сейсмичностью 8 баллов и более дополнительно должны быть выполнены требования:

8.4.3. При строительстве газопроводов на ТЭС в сейсмических районах должны учитываться требования соответствующих строительных норм и правил, утвержденных в установленном порядке.

8.4.4. При размещении ТЭС в районах вечномерзлых грунтов дополнительно должны быть выполнены требования:

8.4.5. При приемке в эксплуатацию законченных строительством объектов ТЭС с ПГУ и ПГУ должно быть обеспечено соблюдение требований, установленных настоящими Правилами.

8.5.1. На системах газоснабжения ТЭС с ГТУ И ПГУ по графикам, утвержденным техническим руководителем, должны выполняться:
осмотр технического состояния оборудования (обход);
проверка параметров срабатывания ПСК и ПЗК, установленных на ППГ;
проверка работоспособности ПЗК, включенных в схемы защит и блокировок ГТУ и ПГУ;
контроль загазованности воздуха в помещениях ППГ, котельном и машинном залах, а также в помещениях, в которых размещены блоки системы газоснабжения;
проверка действия автоматических сигнализаторов загазованности воздуха в помещениях ГРП, машинном зале и котельной;
проверка срабатывания устройств технологической защиты, блокировок и действия сигнализации;
очистка фильтров;
проверка плотности фланцевых, резьбовых и сварных соединений газопроводов и сальниковых набивок арматуры с помощью приборов или мыльной эмульсии;
включение и отключение газопроводов и газового оборудования в режимы резерва, ремонта и консервации;
техническое обслуживание;
текущий ремонт;
проведение режимно-наладочных работ на газоиспользующем оборудовании с пересмотром режимных карт;
техническое обследование (техническая диагностика) газопроводов и газового оборудования;
капитальный ремонт.

8.5.5. Техническое обслуживание, текущий и капитальный ремонт газопроводов, арматуры и технологического оборудования должны производиться в соответствии с требованиями настоящих Правил, инструкций заводов-изготовителей по монтажу и эксплуатации оборудования, а также нормативно-технических документов, учитывающих, условия и требования эксплуатации тепловых электрических станций, обеспечивающих их промышленную безопасность, согласованных с Госгортехнадзором России и утвержденных в установленном порядке.

8.6.3. В системе газоснабжения газовой турбины, работающей в составе ГТУ или ПГУ с котлами-утилизаторами и теплообменными аппаратами, должно быть обеспечено измерение:
общего расхода газа на ТЭС;
расхода газа на каждую ГТУ или ПГУ;
давления газа на входе в ППГ;
температуры газа на входе в ППГ;
перепада давления газа на каждом фильтре;
давления газа на входе в узел стабилизации давления (УСД) и выходе из него;
давления газа на выходе из каждой редуцирующей нитки УСД (ГРП);
давления газа до и после каждого дожимающего компрессора (ступени);
уровня жидкости в аппарате блоков очистки газа;
загазованности воздуха в помещениях ППГ, в застойных зонах машинного зала, где размещены ГТУ, и помещениях, в котором установлены котлы-утилизаторы или теплообменные аппараты;
давления газа перед стопорным клапаном и за регулирующим клапаном газовой турбины, а также за регулирующим клапаном и перед горелками котла-утилизатора;
температуры газа после холодильника;

Отключение должно выполняться по письменному распоряжению начальника смены в оперативном журнале с обязательным уведомлением технического руководителя ТЭС.

11.4. Аварийные работы на ТЭС выполняются собственным персоналом.

РЕФЕРАТ

Проект ТЭЦ с разработкой инвариантных САР

Объектом строительства является Минская ТЭЦ

Целью проекта является изучение всех аспектов строительства станции: экономическое обоснование реконструкции электростанции, выбор основного и вспомогательного оборудования тепловой и электрической частей станции, вопросы охраны труда и охраны окружающей среды, выбор топливного хозяйства и системы технического водоснабжения, выбор и обоснование водно-химического режима.

В процессе проектирования выполнены следующие разработки: применение на станции энергосберегающей технологии комбинированного производства электрической и тепловой энергии с оборудованием, соответствующим современному уровню энергетического машиностроения.

Элементами практической значимости полученных результатов являются экономия топлива в энергосистеме на обеспечение требуемых объемов производства тепловой и электрической энергии, соответствующее значительное снижение выбросов вредных веществ в атмосферу и оздоровление экологической обстановки в регионе.

Приведенный в дипломном проекте расчетно-аналитический материал объективно отражает состояние разрабатываемого объекта, все заимствованные из литературных и других источников теоретические и методологические положения и концепции сопровождаются ссылками на их авторов.

Введение

Обоснование строительства электростанции и выбор основного оборудования

1 Величины тепловых нагрузок

2 Обоснование тепловых нагрузок

3 Выбор основного оборудования ТЭЦ

4 Выбор пиковых водогрейных котлов

5 Расчёт комбинированной схемы отпуска тепла и электроэнергии

6 Расчёт раздельной схемы выработки тепла и электроэнергии

7 Выбор оптимального состава оборудования

8 Расчёт NPV

Расчет принципиальной тепловой схемы блока

1 Исходные данные

2 Cоставление сводной таблицы параметров пара и воды в основных элементах тепловой схемы

3 Баланс пара и воды

4 Тепловой расчет расширителя непрерывной продувки

5 Тепловой расчет сетевых подогревателей

6 Расчёт подогревателей высокого давления

7 Тепловой расчет атмосферного деаэратора

8 Тепловой расчет вакуумного деаэратора

9 Тепловой расчёт деаэратора питательной вод

10 Расчёт подогревателей низкого давления

11 Определение расхода пара на турбину

Укрупненный расчет теплогенерирующей установки

3.1 Исходные данные

2 Расчёт котлоагрегата при сжигании мазута

3.3 Расчёт котлоагрегата при сжигании газа

Выбор вспомогательного оборудования

Топливное хозяйство

1 Газавое хозяйство

2 Мазутное хозяйство

Система технического водоснабжения

Водно-химический комплекс ТЭЦ

1 Проект ВПУ ТЭЦ

2 Выбор и обоснование ВХР ТЭЦ

Электрическая часть

1 Описание электрической схемы станции

2 Расчёт токов короткого замыкания

3 Выбор электрических аппаратов

4 Описание конструкции ЗРУ-110 кВ

Автоматизированная система управления технологическим процессом ТЭС

9.1 Функции и основные подсистемы АСУ ТП

2 Автоматическое регулирование барабанного парогенератора

3 Автоматические защиты теплоэнергетических установок

9.4 Организация управления теплоэнергетическими установками на

9.5 Технический, экономический, экологический и социальный эффект внедрения АСУ ТП ТЭС

5 Контроллер многоканальный микропроцессорный Ремиконт КР 3ОО/131

10. Охрана окружающей среды

10.1 Выбросы оксидов серы

2 Выбросы оксидов азота

10.3 Выбросы оксида ванадия

4 Выбросы оксида углерода

10.5 Расчет и выбор дымовой трубы

11. Охрана труда

1 Производственная санитария и техника безопасности

2 Пожарная безопасность

Компоновка главного корпуса

Генеральный план электростанции

Технико-экономические показатели

Спецвопрос.

Заключение

Список используемых источников

ВВЕДЕНИЕ

В настоящее время в большинстве промышленно развитых стран выработка электроэнергии в основном производится на электрических станциях с паротурбинными установками, работающими на органическом топливе. Рабочей средой на установках тепловых электростанций является вода.

В связи с повышением единичной мощности энергетических блоков и электрических станций, увеличением неравномерности графиков электрических нагрузок и усложнением режимов эксплуатации оборудования ТЭС, удорожанием органического топлива возрастает актуальность задач обеспечения экономичной, надежной и маневренной работы электрических станций.

Одновременно предусматривается дальнейшее развитие теплофикации и централизованного теплоснабжения потребителей за счет ликвидации мелких низкоэкономичных котельных, использующих дефицитные виды топлива, что обеспечивает как экономию топлива, так и значительное высвобождение рабочей силы. Большое внимание необходимо уделять реконструкции электрических станций, демонтажу и модернизации морально устаревшего оборудования и повышению на этой основе его технико-экономической эффективности.

Развитие вычислительной техники позволяет применять на станциях различные автоматизированные системы, построенные на базе ЭВМ, что значительно упрощает обслуживание ТЭЦ, получение информации и управление технологическими процессами, хоть и требует повышения квалификации персонала. С помощью ЭВМ можно в значительной мере усилить контроль за текущим состоянием энергетического оборудования, и в результате чего своевременно выявлять неполадки и дефекты, что в конечном итоге ведет к уменьшению эксплуатационных затрат.

В данном дипломном проекте предлагается проект ТЭЦ для города Минска (1-я очередь), с оборудованием станции являются турбоагрегат ПТ-80/100-240 и парогенератор Е-500.

1. Обоснование строительства ТЭЦ

1 Величины тепловых нагрузок

Номинальная тепловая нагрузка теплофикационных и технологических отборов для турбин составляет:

для ПТ-80/100-130- Qтфо=294 ГДж/час, Qтхо=777 ГДж/час;

777 ГДж/час

294 ГДж/час

Задаемся часовыми коэффициентами теплофикации =0,52; =0,86. Тогда расчетный отпуск тепла:

ГДж/час;

2 Обоснование тепловых нагрузок

Определим число жителей, снабжаемых теплом. Для этого примем hтс=0,93. Удельный расход тепла на одного жителя и число часов использования максимума нагрузки составляет:

для отопления и вентиляции =11,3 , =2500 час;

для горячего водоснабжения =8,2 , =3500 час.

тогда число жителей определяем как:

жителей.

отопление и вентиляция

ГДж/год;

горячее водоснабжение

ГДж/год.

ГДж/год.

ГДж/час.

3 Выбор основного оборудования ТЭЦ

В соответствии с величиной и структурой тепловых нагрузок с учетом блочной схемы ТЭЦ принимаем следующий состав основного оборудования: 1´ПТ-80/100-130. За конкурирующий вариант строительства ТЭЦ принимаем ПТ-60-130

4 Выбор пиковых водогрейных котлов

Исходя из теплофикационной нагрузки в номинальном режиме и суммарного номинального отпуска тепла из теплофикационных отборов турбин часовой отпуск тепла от ПВК определяется:

Номинальная производительность ПВК для котла типа КВГМ-100-150: ГДж/час. Тогда количество ПВК:

т.е. принимаем к установке 1 котел.

1.5 Расчёт комбинированной схемы отпуска тепла и электроэнергии

Рассмотрим и сравним два варианта состава основного оборудования ТЭЦ:

вариант I -ПТ-80/100-130;

вариант II -ПТ-60-130.

Расчёт капиталовложений в ТЭЦ

Капиталовложения в основное оборудование ТЭЦ приведены в таблице 1.1.

Таблица 1.1

Капиталовложения в основное оборудование (вариант 1)

ТипЗатраты на 1 оборудования(млн. $)оборудованияголовнойпоследующийПТ-80/100-130+500 т/ч81,9463,75КВГМ-100-2,89

Тогда общие капиталовложения в ТЭЦ:

КТЭЦ=К1ПТ-80/100+500 т/ч +КПВК=81,94+2,89=84,83 млн. $

млн.$/МВт.

Произведем аналогичный расчет для второго варианта. Состав основного оборудования ТЭЦ для второго варианта приведен в таблице.

Таблица 1.2

Состав основного оборудования (вариант 2)

Тип турбоагрегатаКоличествоQТФО, ГДж/чПТ-60-1301210

Номинальный часовой отпуск тепла от турбин:ТФОТ-60=210 ГДж/ч ,

Часовой отпуск тепла от ТЭЦ:

ТФ=åQТФО/aТФ=210/0,52= 403,8 ГДж/ч.

Определим число жителей, снабжаемых теплом. Для этого примем hтс=0,93. Удельный расход тепла на одного жителя и число часов использования максимума нагрузки составляет:

Для отопления и вентиляции =11,3 , =2500 час,

для горячего водоснабжения =8,2 , =3500 час.

2920 час,

Определим годовую отопительную нагрузку к расчетному периоду:

отопление и вентиляция

ГДж/год;

горячее водоснабжение

Тогда суммарный годовой отпуск тепла от ТЭЦ в расчетном году:

ГДж/год.

ГДж/час;

Суммарная расчетная теплофикационная нагрузка ТЭЦ:

ГДж/час.

Годовой отпуск тепла из ТФ-отборов ТЭЦ:

ГДж/год.

Часовой отпуск тепла из ТФ-отборов ТЭЦ:

ГДж/ч.

Необходимый отпуск теплоты от ПВК:

пвк=Qтф-Qтфо = 535,3-278,4 = 256,9 ГДж/ч.=QПВК/419= 256,9/419 » 0,6 шт.

Ставим 1 ПВК КВГМ-100, капиталовложения показаны в таблице 1.3.

Таблица 1.3

Капиталовложения в основное оборудование (вариант 2)

Тип оборудованияЗатраты на 1 оборудования (млн.$)головнойпоследующий123ПТ-60-1303425,5БКЗ-42036,0430,6КВГМ-1002,89

Общие капиталовложения в ТЭЦ:

КТЭЦ=К1ПТ-60+ К1БКЗ-420+ КПВК=34+36,04+2,89=72,93 млн. $

Удельные капиталовложения в ТЭЦ:

млн.$/МВт

Определение годового расхода топлива на ТЭЦ

Вариант I

Эт=WтхоQтхоhтхо+WтфоQтфоhтфо-cT ,

где a - расходы теплоты на холостой ход, МВт;- потери в отборах, МВт;- число часов работы турбины в году, ч/год;- годовое число часов использования электрической мощности, ч/год;к - относительный прирост для конденсационного потока;

0,3(185 × 5000) + 0,54(70 × 3000) - 11,6× 6300=463980 МВт × ч.

Qт=16,8 × 5000+1,98 × 100 × 4000 - 0,97 × 463980+185 × 5000+70 × 3000=

97 × 106 МВт×ч

КА=0,034/(hKA×hТП)=0,034/(0,944×0,99)=0,0364 т у. т./ГДж.

å=QåT × 1,02= 1600000 ×1,02= 1632000 ГДж/год.

ВКА=bКА× Qå=0,0364×1632000= 59405 т у. т./год,

ПВК=0,034/(hПВК×hТП)=0,034/(0,86×0,99)=0,040 т у.т./ГДж.

ВПВК=QгТФ×(1-aгТФ)×bПВК=×(1-0,89)×0,040= 7264,3 т у.т./год.

ВТЭЦ= ВКА +ВПВК=59405 + 7264,3 = 66670т у.т./год.

Вариант II

Годовой расход топлива на ТЭЦ определяется на основе энергетических характеристик турбо- и котлоагрегатов.

тгод=aT+rкNтh-DrЭт+Qтхоhтхо+Qтфоhтфо,

Эт=WтхоQтхоhтхо+WтфоQтфоhтфо-cT,

где a - расходы теплоты на холостой ход,МВт;- потери в отборах, МВт;- число часов работы турбины в году, ч/год;- годовое число часов использования электрической мощности, ч/год;к - относительный прирост для конденсационного потока;

Dr - уменьшение относительного прироста на теплофикационном потоке;тхо - удельная выработка электроэнергии на технологическом отборе, МВт/МВт;тфо - удельная выработка электроэнергии на теплофикационном отборе, МВт/МВт.

Годовой отпуск электроэнергии на теплофикационной выработке (на тепловом потреблении)

Эт=WтхоQтхоhтхо+WтфоQтфоhтфо-cT =

0,3(85 × 5000) + 0,54(52 × 3000) - 11,6× 5000=153740 МВт × ч.

Qт=16,8×5000+1,98×60×4000-0,97 × 153740+85 × 5000+52 × 3000=0,99×106

Удельный расход топлива на выработку тепла на котлоагрегате:

КА=0,034/(hKA×hТП)=0,034/(0,92×0,99)=0,037 т у. т./ГДж.

Отпуск тепла от котлов на турбины с учётом потерь в количестве 2%:

å=QåT×1,02= 990000 ×1,02= 1009800 ГДж/год.

Годовой расход топлива на энергетические котлы:

ВКА=bКА×Qå=0,037×1009800= 37363 т у. т./год,

Удельный расход топлива на выработку тепла на ПВК:

ПВК=0,034/(hПВК×hТП)=0,034/(0,86×0,99)=0,040 т у.т./ГДж.

Годовой расход топлива на ПВК:

ВПВК=QгТФ×(1-aгТФ)×bПВК=×(1-0,89)×0,04=5195 т у.т./год.

Суммарный расход топлива на ТЭЦ:

ВТЭЦ= ВКА +ВПВК= 37363 + 5195 = 42558 т у.т./год

Определение издержек и приведенных затрат на ТЭЦ

Вариант I

Постоянные издержки:

Ипост=1,3×(1,2×КТЭЦ×Ра/100+kшт×NТЭЦ×зсг),

где Ра =3,6 % - норма амортизации (табл.6 ),

зсгшт

Ипост=1,3×(1,2×84,4×106×3,6/100+0,6×80×6500) = 5145504 $/год.

Переменные издержки:

Ипер=ВТЭЦ×Цт у.т.=66670×185 = 12333950 $/год,

где Цт у.т.

Удельные капиталовложения:тс=4.106 $/км; kлэп=0,56.106 $/км.тс =4.106.30=120.106 $; Kлэп =0,56.106.30=16,8.106 $;

Издержки: Итс=0,075.Kтс;

Илэп=0,034.Kлэп.

Илэп=0,034.16,8.106=0,57.106 $/год.

Приведенные затраты на ТЭЦ:

ЗТЭЦ=Ен×КТЭЦ+Ипост+Ипер+Ен×(КТС+КЛЭП)+ИТС+ИЛЭП ,

где Ен

ЗТЭЦ=0,12×84,83×106+5,1×106 +12,3×106+0,12×(120+16,8) 106 + 9×106 +

57×106 = 53,57 млн.$/год

Вариант II

Постоянные издержки:

Ипост=1,3×(1,2×КТЭЦ×Ра/100+kшт×NТЭЦ×зсг),

где Ра =3,6% - норма амортизации (табл.6 ),

зсг=6500 $/год - среднегодовая заработная плата,шт=0,6 чел./МВт - штатный коэффициент (табл.8 ),

Ипост=1,3×(1,2×72,93×106×3,6/100+0,6×60×6500) = 4399949 $/год.

Переменные издержки:

Ипер=ВТЭЦ×Цт у.т.= 42558×185 = 7873230 $/год,

где Цт у.т.=185 $/т у.т. - цена 1 тонны условного топлива.

Принимаем длину теплосетей и ЛЭП:тс=30 км; lлэп=30 км.

Удельные капиталовложения:

тс=4.106 $/км; kлэп=0,56.106 $/км.тс =4.106.30=120.106 $; Kлэп =0,56.106.30=16,8.106 $;

Издержки: Итс=0,075.Kтс;

Илэп=0,034.Kлэп.

Итс=0,075.120.106=9.106 $/год;

Илэп=0,034.16,8.106=0,57.106 $/год.

Приведенные затраты на ТЭЦ:

ЗТЭЦ=Ен×КТЭЦ+Ипост+Ипер+Ен×(КТС+КЛЭП)+ИТС+ИЛЭП ,

где Ен=0,12 - нормативный коэффициент.

Уфимский государственный авиационный технический университет

Кафедра Злектромеханики

ТЭЦ 380МВт. Электрическая часть

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

к курсовому проекту по « Электроэнергетике »

402.206.261.000. П 3

(обозначение документа)

		Фамилия И.О.
	ЭСС-32
		Меленчук М.А.
Консультант
		Исмагилов Р.Р.

Уфимский государственный авиационный технический университет

Кафедра факультет

на курсовое проектирование по _________________________

на тему__________________

выдано ___________

2007 г. студенту _________________________

__________________

_________________________________________________________________

(ф., и., о.,)

Срок выполнения __________________

Руководитель ________________________

Аннотация

Введение 4

Выбор двух вариантов структурных схем 7

Выбор основного оборудования 9

Выбор генераторов 9

Выбор блочных трансформаторов 10

Выбор числа и мощности трансформаторов связи... 13

4Перетоки мощностей 19

Расчет количества линий 20

Выбор схем распределительных устройств 22

Технико-экономическое сравнение вариантов 24

Схемы питания собственных нужд 28

Расчет токов короткого замыкания 31

ЮВыбор выключателей и разъединителей. Выбор токоограничивающих

реакторов 49

10.1.1 Выбор выключателей в цепях РУ-ПОкВ 50

10.1.2Выбор выключателей в цепях РУ-10 кВ 51

10.1.З Выбор выключателей на отходящие линии с РУ-10 кВ 53

ЮААВыбор выключателей в системе собственных нужд 56

10.2.1 Выбор разъединителей в цепях РУ-ПОкВ 57

10.2.2 Выбор разъединителей в цепях ру-10 кВ 58

11 Выбор трансформаторов тока инапряжения 61

11.1 Выбор трансформаторов тока 61

11.2 Выбор трансформаторов напряжения 64

12 Выбор токоведущих частей 68

Выбор ограничителей перенапряжения 75

Выбор конструкции распределительных устройств 76

Заключение 79

Список используемой литературы

Приложение

АННОТАЦИЯ

В данном курсовом проекте разработана теплоэлектроцентраль ТЭЦ-380 МВт. Произведен выбор двух вариантов структурных схем, выбор генераторов, расчет и выбор блочных трансформаторов и трансформаторов связи. Произведен расчет количества линий. Выбраны схемы распределительных устройств. Для выявления наиболее оптимального варианта проведено технико-экономическое сравнение двух вариантов. Разработана схема питания собственных нужд. Рассчитаны токи короткого замыкания. Выбраны выключатели, разъединители, трансформаторы тока и напряжения. Произведен выбор токоведущих частей, ограничителей

перенапряжения, конструкции распределительных устройств.

1.Введение

Электроэнергетика - отрасль промышленности, занимающаяся производством электроэнергии на электростанциях и передачей ее потребителям.

Энергетика является основой развития производственных сил в любом государстве. Энергетика обеспечивает бесперебойную работу промышленности, сельского хозяйства, транспорта, коммунальных хозяйств. Стабильное развитие экономики невозможно без постоянно развивающейся энергетики.

Энергетическая промышленность является частью топливно-энергетической промышленности и неразрывно связана с другой составляющей этого гигантского хозяйственного комплекса - топливной промышленностью. одновременно находятся у источников топливных ресурсов.

Для более экономичного, рационального и комплексного использования общего потенциала, электростанций нашей страны создана Единая энергетическая система (ЕЭС), в которой работают свыше 700 крупных электростанций, имеющих общую мощность свыше 250 млн кВт (т. е. 84% мощности всех электростанций страны). Управление ЕЭС осуществляется, из единого центра, оснащенного электронно-вычислительной техникой.

Энергосистема, - группа электростанций разных типов и мощностей, объединенная линиями электропередач и управляемая из единого центра. ЕЭС - единый объект управления, электростанции системы работают параллельно.

Объективной особенностью продукции электроэнергетики является

невозможность ее складирования или накопления, поэтому основной

задачей энергосистемы является наиболее рациональное использование продукции отрасли. Электрическая энергия, в отличие от других видов энергии, может быть конвертирована в любой другой вид энергии с наименьшими потерями, причем ее производство, транспортировка и последующая конвертация значительно выгоднее прямого производства необходимого вида энергии из энергоносителя. Отрасли, зачастую не использующие электроэнергию напрямую для своих технологических процессов являются крупнейшими потребителями электроэнергии.

ЕЭС России - сложнейший автоматизированный комплекс электрических станций и сетей, объединенный общим режимом работы с единым центром диспетчерского управления (ДУ). Основные сети ЕЭС России напряжением от 330 до 1150 кет объединяют в параллельную работу 65 региональных энергосистем от западной границы до Байкала. Структура ЕЭС позволяет функционировать и осуществлять управление на Зх уровнях: межрегиональном (ИДУ в Москве), межобластном (объединенные диспетчерские управления) и областном (Местные ДУ). Такая иерархическая структура в сочетании с противоаварийной интеллектуальной автоматикой и новейшими компьютерными системами позволяет быстро локализовать аварию без значительного ущерба для ЕЭС и зачастую даже для местных потребителей. Центральный диспетчерский пункт ЕЭС в Москве полностью контролирует и управляет работой всех станций, подключенных к нему.

Единая Энергосистема распределена по 7 часовым поясам и тем самым позволяет сглаживать пики нагрузки электросистемы за счет "перекачки" избыточной электроэнергии в другие районы, где ее недостает. Восточные регионы производят электроэнергии гораздо больше, чем потребляют сами. В центре же России наблюдается дефицит электроэнергии, который пока не удается покрыть за счет передачи энергии из Сибири на. запад. К удобствам ЕЭС можно таксисе отнести и возможность размещения электростанции вдалеке от потребителя. Транспортировка электроэнергии обходиться во много раз

дешевле, чем транспортировка газа, нефти или угля и при этом происходит мгновенно и не требует дополнительных транспортных затрат. Если бы ЕЭС не сугцествоеало, то понадобилось бы 15 млн. кВт дополнительных мощностей.

Российская энергосистема обоснованно считается одной из самых наделсных в мире. За 35 лет эксплуатации системы в России в отличие от США(1965, 1977) и Канады (1989) не произошло ни одного глобального нарушения электроснабжения.

На сегодняшний день вырабатывание мощностей втрое превышает ввод новых. Может создаться такая ситуация, что как только начнется рост производства возникнет катастрофическая нехватка электроэнергии, производство которой невозможно будет нарастить еще по крайней мере в течение 4-6 лет.

Правительство пытается решить проблему с разных сторон: одновременно идет акционирование отрасли (51% акций остается у государства), привлечение иностранных инвестиций, начала внедряться подпрограмма по снижению энергоемкости производства. В качестве основных задач развития российской энергетики можно выделить следующие:

Снижение энергоемкости производства, за счет внедрения новых технологий.

Сохранение единой энергосистемы России.

Повышение коэффициента используемой мощности электростанций.

Полный переход к рыночным отношениям, освобождение цен на энергоносители, полный переход на мировые целы, возможный отказ от клиринга.

Для решения всех этих мер принята правительственная программа "Топливо и энергия". Насколько эта программа, будет выполняться, покажет время.

2 СОСТАВЛЕНИЕ ДВУХ ВАРИАНТОВ СТРУКТУРНЫХ СХЕМ

В соответствии с заданием составляют 2 варианта структурных схем станций, чтобы в дальнейшем проведя технико-экономическое сравнение двух вариантов, выбрать наиболее лучший вариант. На рис. 3.1 и рис. 3.2 представлены структурные схемы станций.

В первом варианте проектируемой станции устанавливаем три генератора, мощностью 63 МВт каждый, работающие на шины генераторного напряжения. Также устанавливаем два блока генератор-трансформатор с мощностью генераторов по 110 МВт каждый, которые работают на шины высокого напряжения 110 кВ.

Связь между распределительными устройствами различных напряжений происходят через трёхобмоточные трансформаторы имеющие согласно НТП, РПН.

Связь с энергосистемой производится через РУВН 110 кВ.

Во втором варианте проектируемой станции устанавливаем два генератора, мощностью 63 МВт каждый, работающие на шины генераторного напряжения. И устанавливаем два блока генератор-трансформатор мощностью генератора 220 МВт, и 63 МВт которые работает на шины высокого напряжения 110 кВ.

Связь между распределительными устройствами различных напряжений происходит также как и в первом варианте через два параллельно работающих трансформатора имеющих РПН.

3 Выбор основного оборудования

3.1 Выбор генераторов

ТЗВ-110-2ЕУЗ

Турбогенератор с тройным водяным охлаждением.. Номинальная мощность 110 МВт. Имеет два полюса, принадлежит к единой унифицированной серии, предназначен для работы в районах с умеренным климатом, в закрытых помещениях с естественной циркуляцией.

ТВФ-63-2УЗ

Турбогенератор с тройным водяным охлаждением.. Номинальная мощность 63 МВт. Имеет два полюса, предназначен в районах с умеренным климатом, в закрытых помещениях с естественной циркуляцией.

	Таблица 3.1 - технические данные				генераторов
Тип генера­торов	Р, ном. генера тора	S, ном. генера тора	Cos ф		I н, cm кА	X"d, %	Система возбуж­дения
ТЗВ-63-2
ТЗВ-110-2

3.2.1 Выбор блочных трансформаторов для первого варианта Для выбора блочных трансформаторов необходимо соблюдать условия:

1) U нвн ≥ U уст

U шн = U r

S HT > S 6

Определяем реактивную мощность генератора Q нг , MB Ар:

где Р нг - номинальная мощность генератора, МВт. Паспортные данные. cos ф 2 , - коэффициент мощности генератора.

Расход активной и реактивной мощности на собственные нужды Р сн ,

где п% - процентный расход на собственные нужды, зависит от вида топлива и мощности генератора. [ 5. С. 433 ]

Теперь подсчитаем мощность проходящую через блочный трансформатор

По данной мощности не подходит ни один трансформатор, следовательно трансформатор будет работать с 90%-ной нагрузкой.

По заданным условиям подходит трансформатор типа: ТДЦ125/110 1)125 кВ> 110 кВ

115 кВ> 110 кВ

10,5 = 10,5

Для генератора ТЗв-63-2

Воспользовавшись формулой (1) определяем реактивную мощность

генератора:

Определим расход активной и реактивной мощности на собственные нужды по формулам (3,2), (3,3):

Рассчитаем мощность, проходящую через трансформатор по формуле (3.4)

По заданным условиям подходит трансформатор типа: ТДЦ- 80/110

1) 121 кВ> 110кВ

2)10,5 кВ = 10,5 кВ

3)80 MBA > 73,6 MBA

3.3 Выбор числа и мощности трансформаторов связи

3.3.1 Выбор числа и мощности трансформаторов связи для первого в арианта

Согласно НТП на ТЭЦ должно устанавливаться два параллельно работающих трансформатора связи с РПН имеющих мощность, достаточную для выдачи в энергосистему избыточной мощности с шин ГРУ в период минимума нагрузок.

Выбор трёхобмоточных трансформаторов связи. При выборе трёхобмоточных трансформаторов связи необходимо соблюдать следующие условия:

Определяем суммарную активную мощность собственных нужд на ГРУ

где Р нггр у - суммарная активная мощность генераторов работающих на ГРУ, МВт.

Найдём суммарную реактивную мощность генераторов работающих на шины \

Определим суммарную реактивную мощность собственных нужд на ГРУ

Найдём минимальную потребляемую активную и реактивную энергию с шинГРУ Р ттгру! МВт и Q mmjpy , MBAp :

где cos < p нагр - коэффициент мощности потребляемой нагрузки с шин ГРУ.

Рассчитаем мощность проходящую через трансформаторы S m , MB А:

Выберем трансформатор типа: ТРДЦН- 125000/110

115кВ>110кВ

11кВ>10кВ

125 МВА> 86,96МВА

Выбранный трансформатор необходимо проверить в двух режимах: 1) Автоматическое отключение одного из трансформаторов с 40% пепегрузкой второго:

1,4 S нт > S т

S m , MBA :

где Р тахгру - максимальная, активная мощность, потребляемая с шин ГРУ.

2) Аварийное отключение одного из генераторов на ГРУ при максимальной нагрузке на шинах генераторного и среднего напряжения: 2 S > S т

Рассчитаем активную и реактивную мощность двух генераторов работающих на шине

По второму аварийному режиму трансформатор подходит

S m , MBA :

Выберем трансформатор типа: ТРДЦН-63000/110

1) 115 кВ> 110 кВ

10,5 кВ = 10,5 кВ

63 MB A > 50,324

Выбранный трансформатор необходимо проверить в двух режимах. 1) Автоматическое отключение одного из трансформаторов с 40% пеегрузкой второго:

Рассчитаем максимальную реактивную мощность потребляемую с шин

Определяем нагрузку на трансформатор S m , MBA :

88,2 MB " A >65,5 MBA

Трансформатор по первому аварийному режиму подходит.

2) Аварийное отключение одного из генераторов при максимальной нагрузке на шинах генераторного и среднего напряжения:

Рассчитаем реактивную мощность одного генератора работающего на шины ГРУ Q нггру , MB Ар:

Рассчитаем нагрузку на трансформаторе S m , MBA :

63 MBA > 16,332 MBA

По второму аварийному режиму трансформатор подходит Принимаем трансформатор связи для второго варианта схем типа: ТРЛН 63000/110

Таблица 2.2-Технические данные трансформаторов

трансформатор	S ном МВА	Напряжение обмотки, кВ			п omepu, кВт		U кз , В
					КЗ	XX
ТРДЦН-63000/110				10,5-10,5
ТРДЦН- 125000/110				10,5-10.5
ТДЦ-12 5000/110
ТДЦ-80000/110

Трансформаторы серии ТДЦ: трехфазные, охлаждение масляное с дутьем с принудительной циркуляцией масла через воздушные охладители.

Трансформаторы серии ТРДЦН: трехфазные;с расщепленной обмоткой; охлаждение масляно-водяное с дутьем и с принудительной циркуляцией масла; трехобмоточные, выполнение одной из обмоток с устройством регулирования под напряжением (РПН);

4. ПЕРЕТОКИ МОЩНОСТЕЙ