ШПОРЫ ПО ТЭОП тэц1


Особенности оценки инвестиционных проектов в энергетике
Реализация инвестиционных проектов определяется технологическими особенностями этих объектов и системной спецификой их работы в энергетической отрасли.
Комплексный подход включает в себя проектный анализ, который состоит из следующих разделов:
-технический анализ
-коммерческий анализ
-финансовый анализ
-организационный анализ
-экологический анализ
-социальный анализ
Задача технического анализа заключается в определении технической осуществимости проекта и его целесообразности. Он предполагает рассмотрение альтернативных вариантов. Финансовый анализ включает анализ инвестиционных затрат, анализ финансовой рентабельности, анализ возмещения затрат. Экологический анализ заключается в определении потенциального ущерба при реализации проекта и рассмотрение мероприятий, направленных на снижение этих последствий. Организационный анализ рассматривает рекомендации по административной, правовой и политической обстановке во время осуществления этого проекта. Социальный анализ-это определение приемлемости данного проекта для населения, проживающего в районе его реализации. Здесь рассматривается общественное мнение при осуществлении проекта, воздействие проекта на уровень занятости. Анализируются ресурсные потенциалы возможности региона, степень социальной нестабильности, банковское обслуживание и прочая инфраструктура региона при реализации проекта
Критерии финансовой эффективности инвестиционного проекта.
Анализ инвестиционной эффективности осуществляется с помощью 4 критериев:
1)Эинд=ЧДД=t=0ТRt-Зtαt-Kдαt=1(1+E)t , Kд=t=0TKtαt 2)ИД=t=0T(Rt-Зt)αtKд 3)ВНД: t=0T(Rt-Зt)(1+E)t=t=0TKt(1+Eвн)t 4)СО- определяется графически.
1. Интегральный эффект (ЧДД) равен разности между стоимостью потока будущих доходов R и стоимостью потока будущих затрат З на осуществление, эксплуатацию и техническое обслуживание проекта. Эинт - интегральный эффект или чистый дисконтированный доход, Кд - дисконтированные капиталовложения, Т - время окончания жизни проекта, Т' – время окончания строительства.
2. ИД – индекс доходности – отношение суммы приведенных эффектов к величине дисконтированных капиталовложений (руб/руб).
3. ВНД – норма дисконта (Евн), при которой величина приведенных эффектов равна дисконтированным капиталовложениям.
Расчет интегрального эффекта дает ответ на вопрос, является ли эффективным проект при заданной нарме дисконта Е. ВНД сравнивается с требуемой инвестором нормой дохода на капитал. Если Евн≥Е, то проект эффективен и его реализация оправдана.
4. СО - срок окупаемости – временной интеграл от начала осуществления проекта, за пределами которого интегральный эффект становится положительным, т.е. первоначальное значение и текущие затраты покрываются доходами от реализации проекта.
Анализ чувствительности проекта.
Является обязательным пря финансово-экономическом анализе проекта и отражает влияние на эффективность проекта факторов, способных оказать на него наиболее ощутимое влияние:
- тарифы на электрическую и тепловую энергию
- стоимость топлива
- изменение капиталовложений
- продолжительность строительства
- уровень инфляции
Капиталовложения в энергетические объекты
Общие капиталовложения в строительство электростанций определяется:
К=абл∙t=0ТKi(к1бл+кnбл(n-1))а - коэффициент увеличения капиталовложений в поставку оборудования, ΣК – капиталовложения в поставку оборудования для установки, Кбл – отношение капиталовложений, связанных с вводом энергетических блоков, к стоимости поставки для них оборудования, n – число блоков.Капиталовложения в конденсационную турбину.
К=(Кмт+Зп1+Ккос)КудКмт – материальная составляющая капиталовложений, учитывает массу цилиндров, узлов обще турбинного назначения, параметры острого пара.
Зn - заработная плата рабочих, занятых на изготовлении турбины.
Ккос – косвенные расходы, возможные при изготовлении турбины.
Куд – коэффициент удорожания.
Стоимость котельного агрегата
Кка=Косн+Кдоп+Кмс+КкарКосн – стоимость топки, испарительных поверхностей, экономайзера, барабана, пароперегревателей=ΣЦF, Ц – стоимость удельной поверхности, F-площадь поверхности.
Кдоп=Ктр+Ккип+Карм,Ктр=а∙Косн,Ккип=b∙Косн, Карм=с∙Косн, Ктр- стоимость трубопроводов, Ккип – стоимость контрольно измерительных приборов, Карм – стоимость арматуры.
Кмс=Км+Коф+Кд,Км=а∙(Косн+Ктр+Кд)– стоимость монтажа, Коф=b∙(Косн+Ктр)– стоимость обмуровки и фундамента, Кд=с∙(Косн+Кдоп - дополнительные расходы
Ккар=ЦС– стоимость каркаса, С – удельный вес.
Капиталовложения в основное оборудование ТЭС
Косн включает в себя стоимость дымовых труб, электротехническую часть, хим. водоочистку, трубы за пределами котельного цеха, тяго-дутьевые установки, … Определяется долей от КктдКктд=Кка+0,3∙Кка
Капиталовложения во вспомогательное оборудование.
Вспомогательное оборудование – это регенеративные подогреватели, деаэраторы, конденсаторы, насосы и т.д.
Капиталовложения в ГТУ
Кгту=a0∙N∙a1∙t3∙a2∙G∙a3∙πk∙a4а - коэффициенты, N – номинальная мощность установки, t – температура газов перед турбиной, G – расход воздуха в компрессоре, πк – степень повышения давления в компрессоре. а0 =4,386*10^(-6), а1 = -0.872, а2 = 3.287, а3 = 1.701, а4 = -0.146
Капиталовложения в разветвленную тепловую сеть
Ктс=adl+bM, a, b – коэффициенты, зависящие от способа монтажа сетей, М – коэффициент, зависящий от местных условий. В практике технико-экономических расчетов, когда искомый параметр вызывает изменение капиталовложений. В этом случае пользуются аппроксимационной зависимостью:
КхКо=(ХхХо)mКо – капиталовложения в базовый вариант, Кх – в измененный, Хо – параметр в базовом варианте, Хх – в измененном варианте, m – показатель степени, который зависит от типа исследуемого элемента.
Бинарные парогазовые установки, схемы, принцип действия.
Утилизационные (бинарные).
В каждом контуре есть экономайзер, испаритель, пароперегреватель. Переход к 2- и 3-контурным установкам обусловлен тем, что теплота уходящих газов после газовой турбины с избытком перекрывает теплоту, необходимую для нагрева питательной воды в котле-утилизаторе. Поэтому для улучшения теплосъема применяют многоконтурные установки. Увеличение числа контуров более 3 не целесообразно, т.к. выигрыш в экономичности не окупается ростом капиталовложений.
3х-контурные ПГУ делаются обычно с промперегревом пара. Конструкции газовой турбины и паровой турбины в составе бинарных ПГУ делают одновальными. В таком виде ПГУ более компактна, но менее маневренна.
-5016592075
Схема двухконтурной утилизационной ПГУ
Конденсат из конденсатора паровой турбины питательным насосом низкого давления ПННД подается в экономайзер контура низкого давления, который обычно называют газовым подогревателем конденсата ГПК. Часть конденсата (25 25– 30 %), нагретого в ГПК почти до температуры кипения, подается в барабан низкого давления 1, где он испаряется. Сухой насыщенный пар поступает в пароперегреватель ПП контура низкого давления и из него направляется в ЦНД паровой турбины. Большая часть питательной воды сжимается питательным насосом высокого давления ПНВД и подается в контур высокого давления, состоящий из экономайзера ЭК, испарителя ИСП и пароперегревателя ПП. Полученный пар высокого давления направляется в ЦВД паровой турбины. Пройдя ЦВД, он смешивается с паром из контура низкого давления, и суммарный расход пара поступает в ЦНД. По описанной двухконтурной схеме выполняется подавляющее число утилизационных ПГУ, обеспечивающих КПД в 50 – 52 %.
Энергоустановки на базе газификации угля, схемы, принцип действия.
КС
К
ГТ
котел-утилизатор
1
3
4
5
2
воздух
уголь
пар
CO, CH4,
H2S, H2
H2S
пар в КС
пар в ПТУ
уход. газы
очищенный газ
тяжелые смолы
легкие смолы
воздух
6
6
6
Принципиальная схема ПГУ с газификацией твердого топлива

Вначале уголь проходит ряд подготовительных операций (дробление, размол, сушка, термическая обработка и т.д.). Подготовленный уголь подается в реактор (1), где происходит его газификация. При газификации уголь проходит несколько этапов окисления под действием воздух и водяного пара. Первоначально полученные продукты газификации (CO, CH4, H2S, H2, N2, угольные смолы) проходят очистку от мелкодисперсной пыли в циклоне (2) с возвратом их на газификацию. Очищенные продукты газификации проходят этапы адсорбции, десорбции и пиролиза в агрегатах (3, 4) с выделением тяжелых и легких смол. Разделение на тяжелую и легкую смолу регулируется теплообменниками в контурах охлаждения. Тяжелая смола, содержащая унос угольной пыли, используется в качестве связующего материала для получения угольных брикетов. Легкая смола также является ценным побочным продуктом. Очищенный от жидких смол энергетический газ поступает в систему сероочистки (5) , после чего направляется в камеру сгорания парогазовой установки. Таким образом, одновременно производятся три целевых продукта: очищенный энергетический (или технологический) газ для ГТУ, синтетическое жидкое топливо в виде легкой угольной смолы и коммунально-бытовое топливо в виде угольных брикетов. Включение в тепловую схему ТЭС оборудования для газификации угля существенно усложняет схему и условия эксплуатации станции. Тепловая станция становится химико-энергетическим предприятием, так как кроме газификационных и очистных установок в составе ее появляются: станция разделения воздуха, установки для регенерации растворов сероочистки, устройства для нейтрализации стоков и хвостовых газов и т.п.
Мощность современных зарубежных ПТУ использующих внутрицикловую газификацию угля достигают 500 МВт с КПД на уровне 43 – 45% в зависимости от качества угля. В таблицах 3.4, 3.5 приведены характеристики соответственно отечественных и зарубежных ПГУ с газификацией угля.
Газификация углей является перспективным технологическим процессом для получения чистого синтетического газа и на его основе для комбинированных производств электрической энергии, тепла и технологического пара, водорода, метанола и других ценных продуктов. Проведение газификации угля под давлением и ее интеграция в энергетический цикл парогазовой установки позволяют достичь высоких экономических показателей при выработке электроэнергии с минимальным воздействием на окружающую среду.
Общим принципом всех способов газификации является обеспечение реакции угля с газифицирующими элементами при высокой температуре, в результате чего уголь переводится из твердого состояния в газообразное, а зола выделяется в виде осадка.Результатом процесса газификации является получение целевых полезных продуктов CO, H2, CH4. Кроме того, полученный газ содержит CO2, H2O, N2, H2S, сероорганические соединения, аммиак. В виде паров может содержаться гамма углеводородных соединений – смолы, масла, фенолы и другие продукты термического разложения топлива. В общем виде процесс газификации угля представлен на рисунке 3.12.
Обобщенная схема газификации углей. I – подготовка угля (дробление, размол, сушка, термическая обработка и т.д.); II – газификация; III – охлаждение газа; IV – очистка газа от механических примесей и аммиака; V – десульфуризация (сероочистка) газа.
127028575
Реконструкция по парогазовому варианту, схемы, принцип действия.
реконструкция существующих ПГУ по парогазовому варианту.
КПД =45-46%. Ограничение – скорость по поверхностям нагрева и ухудшение процесса горения твердого топлива


Суперсверхкритические параметры, котлы с ЦКС, схемы, принцип действия.
В настоящее время мировая теплоэнергетика уже сделала реальные шаги к массовому переходу к энергоблокам супер-сверхкритических параметров (ССКП): 30 МПа, 600 °С, а затем 35 МПа, 650 °С. В зарубежной печати имеются сообщения о работе над энергоблоком на начальную температуру 720 °С. Как это принято в последних зарубежных публикациях, под ССКП будем понимать параметры, соответствующие давлению более 24 МПа и/или температуре более 565 °С.
Целесообразность постепенного перехода к энергоблокам ССКП в России в настоящее время обусловлено следующими обстоятельствами.
Повышение параметров пара — это один из наиболее эффективных способов повышения КПД ТЭС.
Переход к ССКП дает значительный эффект не только в традиционных технологиях сжигания топлива, но и во всех комбинированных парогазовых технологиях с развитой паротурбинной частью
Повышение параметров пара и, как следствие, уменьшение тепловых выбросов — главный путь решения глобальной экологической проблемы потепления климата.
. Повышение начальных параметров при традиционном способе сжигания — это наиболее простой и действенный способ вовлечения в энергетику наименее «благородного» топлива — твердого, запасов которого хватит на сотни лет. Нет сомнения в том, что твердое топливо будет в перспективе вытеснять жидкое и газообразное.
Использование твердого топлива на ТЭС в России сегодня ограничено, его запасы сосредоточены в основном в восточных регионах, где он сравнительно дешев. Эти обстоятельства порождают вполне обоснованные сомнения в наличии сегодня в России «ниши» для энергоблоков ССКП. К этому следует добавить, что в качестве конкурентов традиционному сжиганию твердого топлива выступают и другие способы сжигания — внутри-цикловая газификация и сжигание в циркулирующем кипящем слое при атмосферном давлении или под давлением.Парогазовые установки с внутрицикловой газификацией твердого топлива наиболее целесообразны для каменного угля. Существует, по крайней мере, пять различных вариантов технологий газификации, а имеющиеся установки являются демонстрационными.
Основы оптимизации энергетических установок.
Оптимизация – это определение наилучших решений в соответствующих условиях. Задача оптимизации – достижение высоких технико-экономических показателей , обеспечивающих максимум суммарного эффекта, минимум затрат.
Различают следующие виды оптимизации:
- термодинамическая – достижение минимума расхода теплоты топлива на единицу выработанной электроэнергии.
- техникоэкономическая – обеспечиваем максимум системного эффекта, минимум затрат.
Объекты оптимизации:
- параметры рабочего тела,
- температурные напоры в поверхностях нагрева,
- размеры поверхностей нагрева,
- скорость рабочего тела,
- гидравлические сопротивления,
- соотношения между расходами рабочих тел, …
При оптимизации паротурбинных блоков определяют:
- оптимальные значения начальных параметров, параметров в промперегреве, в конденсаторе, число ступеней подогрева питательной воды,… Главная особенность параметров бинарных ПГУ – жесткая взаимосвязь газовой и паровой частей.
В практике оптимизации распространение получили аналитичекие методы, основанные на установлении зависимости критериев оптимума от исходных параметров. Это дает возможность выявить наиболее существенные фарторы. В качестве критериев оптимизации используются: внутренный относительный кпд установки, коэффициент термической эффективности, минимум затрат, максимум эффекта. Оптимальные значения:
∂η∂х=0; ∂ηтэ∂х=0; ∂2η∂х2<0; ∂2ηтэ∂х2<0Предпроектные работы, этапы проектирования.
Процесс создания ТЭС состоит из следующих периодов:
-проектный
-строительно-монтажный
-освоение проектной мощности
Длительность каждого периода определяет длительность создания ТЭС.
Проектному периоду предшествует предпроектный:
-изучение вариантов площадок для ТЭС
-проведение топографических снимков, геодезических изысканий, оценки водоисточников.
Особое значение уделяется земельному вопросу. Ее стоимость может оказать решающее значение при выборе площадки для ТЭС.
На основе проделанной работы составляется обосновывающий материал, на основании которого принимается решение о начале проектирования.
Сроки проведения предпроектных мероприятий для КЭС 4000 МВт(8х500)
Этап Номенклатура работ Время выполнения
Подготовка к проектированию Подготовка решений о проектировании в органах исполнительной власти, открытие финансирования 2-3 месПодготовка обосновывающего материала Подготовка материалов для выбора площадок, согласование с заинтересованными предпринимателями, проведение полевых инженерных работ 12 месЭкспертиза обосновывающего материала Рассмотрение, экспертиза и утверждение обосновывающего материала 4 месЗадание на проект Разработка и утверждение задания на проектирование, оформление договора на разработку проекта 4 месИтого 22-23 месПредпроектный период. При наличии необходимости создания новой ТЭС проводится ряд следующих предпроектных мероприятий.
Изучение нескольких вариантов площадок для размещения ТЭС.
Проведение топографической съемки, геологических изысканияй, а также оценка водоисточников и другое. Варианты площадок подвергаются технико-экономическому сравнению.
Составление, по результатам этих расчетов, обосновывающего материала (ОМ). На основе этого документа принимается решение о возможности начала проектирования.
Проектный период. Разработка рабочей документации. Экспертиза проектов.
Начинается с утверждения задания на проектирование и проведение проектных и изыскательских работ. Разработка проектной документации включает в себя:
1)разработка технического проекта. Он включает проект организации строительства (ПОС) и сводный сметно-финансовый расчет.
2)разработка рабочих чертежей.
Технический проект должен включать в себя пояснительную записку с чертежами описанием исходных данных, сведения об источнике топливоснабжения, решения по генеральному плану, компоновочные решения по главному корпусу и другим объектам. К пояснительной записке прилагаются чертежи генерального и ситуационного планов, планы и разрезы главного корпуса, основные решения для трасс всех сетей. Особое внимание уделяется заглавному листу проекта и заглавным листам всех основных узлов. На них указываются все чертежи, относящиеся к данному узлу, и перечень нормативно – технической документации, которая использовалась при разработке данного узла (СНиП, СН, ППБ, ПТБ). Строительные решения приводятся в виде кратких описаний. Для уменьшения объема выпускаемой проектно-сметной документации в записку не включаются расчеты на прочность конструкций зданий, трубопроводов, оборудования. Они хранятся в проектной организации. Сводный сметно-финансовый расчет включает в себя:
Подготовка территории строительства
Основные объемы строительства
Объекты подсобного и обслуживающего назначения
Объекты энергетического хозяйства
Объекты транспортного хозяйства
Озеленение и благоустройство территории
Временные здания и сооружения
Содержание дирекции строящейся станции и технический надзор.
Период создания ТЭС занимает значительное время и зависит от типа станции и ее мощности. Угольные ТЭС при оборотном водоснабжении включает следующие этапы:
-первая очередь 2000 МВт – 24 мес.
-вторая очередь 2000 МВт – 18 мес.
При понижении мощности до 970 МВт – 11 мес.
Экспертиза проекта.
При строительстве новой ТЭС экспертизу проекта, включающая проектные чертежи, проводит независимая проектная организация. Выбор ее осуществляется на основе тендера. Ответственность за принятые проектные решения вместе с генеральными проектировщиками несут и независимые эксперты. Ответственность вплоть до уголовной.
При расширении существующей ТЭС экспертизу чертежей выполняет персонал существующей станции. Каждый цех ТЭС проводит экспертизу своей группы чертежей с учетом следующих факторов:
-соблюдение правил ПТЭ, ППБ, ПТБ, и т.д.
-выполнение правил промышленной санитарии
-обеспечение экологических требований
-правил безопасной эксплуатации и оснащения цехов грузоподъемными механизмами.
По результатам проверки рабочих чертежей каждым цехом электростанции, главный инженер станции принимает решение о выдаче чертежей в производство.
Ситуационный и генеральный планы ТЭС.
Взаимное расположение на карте сооружений ТЭС со всеми коммуникациями носит название ситуационного плана электростанции. Взаимное расположение объектов основной площадки ТЭС носит название генерального плана.
Основные сооружения ТЭС в зависимости от местных условий, особенностей технологического процесса размещаются в отдельных зонах. На территории промышленной площадки ТЭС находится следующее:
-главный корпус с дымовыми трубами
-цех топливоподачи
-склады топлива
-открытые распределительные устройства с линиями электропередач
-цех водоподготовки
-мастерские
-площадка для хранения вспомогательного оборудования и материалов
-градирни
-подъездные пути
-административный корпус
-столовая
Взаимное расположение объектов ТЭС в пределах основной площадки – генеральный план станции. Расположение объектов ТЭС по отношению к близлежащим населенным пунктам, дорогам и источникам водоснабжения – ситуационный план станции.

5
3 2 4

1 8
6


7



1-главный корпус, 2-ОРУ, 3-строительная база, 4-река, 5-автодорога, 6-железная дорога, 7-жилой массив, 8-береговая насосная
13 5 12 4
9
8
1 2 11
7 3
6 10
1-объединенный административный корпус и котельный цех, 2-турбинный цех, 3-ОРУ, 4-дымовые трубы, 5-цех водоподготовки, 6-градирни, 7-мазутоочистка, 8-проходная, 9-мазутохранилище, 10-шламоотвал, 11-площадка расширения строительства, 12-ГРП, 13-открытый склад и площадка для хранения материала и оборудования.
Основные требования к генеральному плану:
Размеры территории должны удовлетворять минимальным разрывам между зданиями и сооружениями. При разработке генерального плана надо учитывать возможность расширения ТЭС. Место расположения ОРУ надо согласовать с розой ветров и возможностью попадания воды на ЛЭП. Склады топлива целесообразно размещать вне основной площадки ТЭС. Емкость мазутохранилища для станции, у которой мазут – основное топливо – 15-тисуточный запас. Баки запасов мазута сооружаются с емкостью 30-50 тыс.т. необходимо предусматривать наличие размораживающих устройств при подаче твердого и жидкого топлива. Под строительство ТЭС отводится большое количество земель. Для ТЭС 1000 МВт-250га, для КЭС 4000МВт-5500га.
10
3
2
6
1
9
8
7
4
5
Коридор ЛЭП

Ситуационный план Костромской ГРЭС:
1 – промплощадка; 2 – ОРУ; 3 – строительная база; 4 – мазутное хозяйство; 5 – жилой поселок; 6 – рыбоводное хозяйство; 7 – причалы; 8 – глубинный водозабор; 9 – железная дорога; 10 – автодорога

Компоновка объектов ТЭС (дымовые трубы).
Дымовые трубы сооружаются на электростанциях следующих высот:
80м, 100м, 120м, 150м, 180м, 200м, 250м, 320м
150,0 250,0



0,00
-40,0

а)толщина стенок: - вверху 160-200мм
- внизу 800-1000мм
Для защиты стенок труды от температурного и химического воздействия изнутри трубы футеруются кислоупорным кирпичом. Внутренняя часть трубы заполняется теплоизолирующим материалом или вентилируется.
б)многоствольная труба выше 200 м. В них устанавливается лифт, площадки для осмотра. Пространство между трубами вентилируется. Изнутри трубы покрываются металлом, не подвергающимся коррозии.
Компоновки генеральных планов КЭС и ТЭЦ.
Основное требование – приближение главного корпуса к источнику водоснабжения и снижение нулевой отметки главного корпуса для сокращения длины циркуляционных водопроводов, следовательно, снижение электроэнергии на техническое водоснабжение.
Объединенный вспомогательный корпус (ОВК) и прочие производственные здания располагаются со стороны постоянного торца для сокращения длины инженерно – технических коммуникаций.
Существует 3 варианта размещения ОРУ на КЭС.
1 1 4
2
4
5 3 2
6 3
6 5

7 7 1 6
1–склад топлива (угольный)
4 2–объединенный вспомогательный корпус
3-главный корпус
4-мазутомасляное хозяйство
2 3 5-насосная станция
6-ОРУ
5 7-водохранилище

7
1 вариант: ОРУ расположены между главным корпусом и водохранилищем. Данная компоновка целесообразна для электростанций, имеющих незначительные уклоны. Здесь удаление главного корпуса от водохранилища не приводит к значительному повышению электроэнергии на циркуляционное водоснабжение, при наличии водоподводящего канала между главным корпусом и ОРУ.
2 вариант: ОРУ размещаются со стороны постоянного торца главного корпуса. Здесь расстояние от водохранилища до водохранилища может быть сокращено до 60 м. такая компоновка целесообразна, если рельеф имеет значительный уклон к водохранилищу. В этом случае увеличиваются расходы на перемычки между главным корпусом и ОРУ, но снижаются затраты на циркуляционные трубопроводы и эксплуатационные затраты на перекачку циркуляционной воды.
3 вариант: ОРУ размещены за угольным складом. Такой вариант целесообразен, если имеется сильно выраженный непостоянный рельеф местности и главный корпус лучше размещать ближе к водохранилищу. В этом варианте удлиняются связи между щитом управления главного корпуса и ОРУ, следовательно, удорожание и неудобство обслуживания ОРУ.
Компоновка генерального плана ТЭЦ.
Как правило, ТЭЦ размещаются вблизи промышленного предприятия, или части города для решения вопроса теплоснабжения. Здесь основной задачей является наиболее экономичное размещение ЛЭП и тепловых сетей. При решении вопроса застройки площадки ТЭЦ необходимо предусматривать максимальное кооперирование с близлежащими предприятиями по железнодорожному транспорту, автодорогам, питьевому водоснабжению, очистным сооружениям.
17 13
16
10 11
12
3
2
4

1
15

7

5
14 8
6


9
1-главный корпус, 2-дымовые трубы, 3-пиковая котельная, 4-ГРП, 5-трансформаторы, 6-ОРУ, 7-циркуляционная насосная, 8-флотаторы, 9-градирни, 10-склад хим.реагентов, 11-цех ХВО, 12-открытый склад, 13-закрытый склад, 14-проходная, 15-стоянка автомобилей, 16-пожарное депо, 17-мазутное хозяйство.
Компоновка генерального плана парогазовой ТЭС
7 8

6 3 2 1 6




4 5
1-корпус газотурбинных установок, 2-котел-утилизатор, 3-корпус паровых турбин, 4-цех водоподготовки, 5-здание блока-щита управления, 6-ОРУ, 7-здание насосной, 8-мастерские и склады.
Компоновки главных корпусов ТЭС.
При проектировании главного корпуса учитываются следующие требования:
1)обеспечение минимальных площадей застройки и строительного объема зданий
2)модульная разбивка высот этажей, шагов пролетов, с целью унификации конструкций
3)установка тяжелого оборудования на 1-м этаже
4)группировка всей коммуникаций, позволяющая пропускать их через специальный проем
5)соблюдение приемлемого температурного режима для персонала главного корпуса и соблюдение правил пожарной безопасности
6)предусмотреть возможность расширения главного корпуса
Для ТЭС в зависимости от вида топлива приняты несколько типов компоновок главного корпуса. Принципиальный вид компоновок главного корпуса пылеугольных ТЭС изображены на рис. 4.9, газомазутных ТЭС и пылеугольных ТЭС с центральным пылезаводом – рис. 4.10.МЗ
ДО
КО
БО
А
Б
В
Г
Д
МЗ
ДО
БО
КО
А
Б
В
Г
Д
МЗ
ДО
БО
КО
А
Б
В
Г
а)
б)
в)
Рис. 4.9. Принципиальный вид компоновок главного корпуса пылеугольных ТЭС:
а – с раздельным бункерным и деаэраторным отделениями; б – cо сдвоенным бункерно-деаэраторным отделением; в – с совмещением бункерно-деаэраторного отделения.

МЗ
ДО
ЦПЗ
КО
А
Б
В
Г
Принципиальный вид компоновки главного корпуса газо-мазутных ТЭС и пылеугольных ТЭС с центральным пылезаводом.

При разработке строительной компоновки особое внимание должно быть обращено на решения по котельному отделению. На рисунке 4.11. показаны схемы компоновок котельного отделения.
КА
г)
КА
дКА
КА
КА
а)
б)
в)

Схемы компоновок котельного отделения:
а – закрытая котельная; б – закрытая котельная с опиранием конструкций стены на каркас котла; в – котельная с подвесным котлом; г – полуоткрытая котельная; д – открытая котельная.

Одной из задач компоновочных решений главного корпуса является эффективное использование строительных площадей и строительного объёма. Основными строительными параметрами главного корпуса (ГК) являются:
пролёт машзала;
пролёт деаэраторного отделения;
пролёт котельного отделения;
шаг колон главного корпуса.
Основными высотными отметками являются:
- подвал;
- отметка обслуживания;
- отметка подкрановых путей машзала и котельного отделения;
- отметка верха котлоагрегата;
- отметка установки деаэратора высокого давления (ДВД);
- отметка установки бункеров сырого угля (БСУ).
Стремление к унификации строительных решений по главному корпусу привело к разработке ряда типовых проектов. В настоящее время ведётся поиск оптимальных решений по компоновке главного корпуса в случае использования ПГУ.
Структура капитальных вложений в оборудование ТЭС.
Общие капиталовложения в строительство электростанций определяется:
К=абл∙t=0ТKi(к1бл+кnбл(n-1))а - коэффициент увеличения капиталовложений в поставку оборудования, ΣК – капиталовложения в поставку оборудования для установки, Кбл – отношение капиталовложений, связанных с вводом энергетических блоков, к стоимости поставки для них оборудования, n – число блоков.Капиталовложения в конденсационную турбину.
К=(Кмт+Зп1+Ккос)КудКмт – материальная составляющая капиталовложений, учитывает массу цилиндров, узлов обще турбинного назначения, параметры острого пара.
Зn - заработная плата рабочих, занятых на изготовлении турбины.
Ккос – косвенные расходы, возможные при изготовлении турбины.
Куд – коэффициент удорожания.
Стоимость котельного агрегата
Кка=Косн+Кдоп+Кмс+КкарКосн – стоимость топки, испарительных поверхностей, экономайзера, барабана, пароперегревателей=ΣЦF, Ц – стоимость удельной поверхности, F-площадь поверхности.
Кдоп=Ктр+Ккип+Карм,Ктр=а∙Косн,Ккип=b∙Косн, Карм=с∙Косн, Ктр- стоимость трубопроводов, Ккип – стоимость контрольно измерительных приборов, Карм – стоимость арматуры.
Кмс=Км+Коф+Кд,Км=а∙(Косн+Ктр+Кд)– стоимость монтажа, Коф=b∙(Косн+Ктр)– стоимость обмуровки и фундамента, Кд=с∙(Косн+Кдоп - дополнительные расходы
Ккар=ЦС– стоимость каркаса, С – удельный вес.
Капиталовложения в основное оборудование ТЭС
Косн включает в себя стоимость дымовых труб, электротехническую часть, хим. водоочистку, трубы за пределами котельного цеха, тяго-дутьевые установки, … Определяется долей от КктдКктд=Кка+0,3∙Кка
Капиталовложения во вспомогательное оборудование.
Вспомогательное оборудование – это регенеративные подогреватели, деаэраторы, конденсаторы, насосы и т.д.
Капиталовложения в ГТУ
Кгту=a0∙N∙a1∙t3∙a2∙G∙a3∙πk∙a4а - коэффициенты, N – номинальная мощность установки, t – температура газов перед турбиной, G – расход воздуха в компрессоре, πк – степень повышения давления в компрессоре. а0 =4,386*10^(-6), а1 = -0.872, а2 = 3.287, а3 = 1.701, а4 = -0.146
Капиталовложения в разветвленную тепловую сеть
Ктс=adl+bM, a, b – коэффициенты, зависящие от способа монтажа сетей, М – коэффициент, зависящий от местных условий. В практике технико-экономических расчетов, когда искомый параметр вызывает изменение капиталовложений. В этом случае пользуются аппроксимационной зависимостью:
КхКо=(ХхХо)mКо – капиталовложения в базовый вариант, Кх – в измененный, Хо – параметр в базовом варианте, Хх – в измененном варианте, m – показатель степени, который зависит от типа исследуемого элемента.
Общие вопросы монтажа паровых котлов.
Монтаж паровых котлов осуществляется по следующим составляющим котельного отделения ТЭС:
КотлоагрегатПылеприготовление
Тягодутьевая установка (дымосос, дымовентилятор, воздухоподогреватель)
Система газоочистки при сжигании твердого топлива
Система золошлакоудаленияОбмуровка и тепловая изоляция.
На этих участках организуются специальные бригады под руководством подрядов или мастеров. Главный организующий документ монтажа парового котла – график работ (линейный или сетевой).
Монтаж паровых котлов с точки зрения конструкции главного корпуса может осуществляться в полностью закрытом котельном отделении или при открытой крыше и частичном заполнении стен. Во втором варианте появляется возможность использования современных мощных грузоподъемных механизмов. В закрытых помещениях монтаж паровых котлов может проводиться только при наличии 1 или 2 мостовых кранов. В некоторых случаях на время монтажа монтируются мостовые краны большой грузоподъемности.

Схемы монтажа парогенераторов.
Для рациональной организации производства монтажных работ парогенераторная (котельная) установка делится на следующие отдельные монтажные объекты:
парогенератор (котельный агрегат);
пылеприготовительное устройство;
тягодутьевое устройство;
газоочистные сооружения;
обмуровка парогенератора.
Для снижения трудоемкости монтажа котлостроительные заводы поставляют оборудование парогенераторов в блочном исполнении.
Начало монтажа исчисляется со дня установки первого монтажного блока на фундамент; окончанием монтажа считается день начала комплексного опробования парогенератора.
Степень совершенства процесса монтажных работ оценивается следующими показателями:
коэффициент блочности;
количество монтажных блоков и других отправочных марок, составляющих данный агрегат;
средняя масса отправочной марки;
коэффициент индивидуальной сборки или коэффициент россыпи.
Монтаж каркасных конструкций парогенераторов.
Каркасом называется пространственная металлическая конструкция, предназначенная для поддержания трубной системы и других элементов котла.
Основные элементы каркаса котла (колонны, стойки, балки, фермы, ригели и их крепления, металлические конструкции обвязки стен, щиты, лестницы и площадки, пояса и фермы жесткости и пр.) выносятся из зоны обогрева за обмуровку. Это, с одной стороны, исключает возможность возникновения дополнительных напряжений в конструкции из-за нерасчётного расширения отдельных элементов, с другой стороны, исключает снижение прочности элементов конструкции из-за снижения прочностных показателей металла при повышении температуры.
В зависимости от степени совмещения конструкций котла и здания их разделяют на три группы:
каркас котла не связан с конструкцией здания (блоки 300 МВт);
конструкции здания одновременно являются основными несущими элементами каркаса котла (блоки 500 и 800 МВт);
каркас котла частично используется как часть здания.
При первом варианте парогенераторы конструируются на собственных каркасах. Они представляют собой жесткую рамную конструкцию, состоящую из небольшого числа колонн, располагаемых по углам топочной камеры и конвективного газохода, и опираются на железобетонные фундаменты. Колонны по высоте обвязаны поперечными балками или фермами, придающими конструкции жёсткость. Вверху колонны также связаны балками или фермами, которые воспринимают нагрузку от барабана котла, экранных труб и других поверхностей нагрева.
За счет совмещения несущих каркасов парогенератора и здания достигается экономия металла в целом по электростанции.
Все каркасные конструкции парогенераторов выполняются сварными. Для изготовления каркасов применяют малоуглеродистые марки сталей: Ст3пс, 16ГС и др. Необходимо учесть, что эти марки сталей допускают использование конструкций каркаса и при отрицательных температурах.
Масса каркасных конструкций весьма значительна и в среднем составляет около 26 – 36 % массы металлической части всего котла.
Заводы-изготовители котлоагрегатов поставляют блоки каркаса котла массой не менее 2 т.
До начала монтажа каркаса котла монтажная организация выполняет следующие технологические операции:
принимает от заказчика полученные от котельного завода блоки каркаса и в соответствии с ППР на монтаж каркаса укрупняет их до допустимых габаритов и массы.
принимает от генподрядчика фундамент каркаса котла.
Укрупнение элементов до уровня монтажных блоков проводится на специальных укрупнительно-сборочных площадках.
Начало монтажных работ по парогенератору определяется установкой первого монтажного блока каркасных конструкций на фундамент, который предварительно сдается под монтаж. Вместе с фундаментом парогенератора сдаются все фундаменты вспомогательного оборудования.
Приёмка фундаментов под каркас котла проводится монтажной организацией с участием технадзора заказчика.
В объём проверки включается:
проверка соответствия фундаментов рабочему чертежу (геометрические размеры) при помощи нивелира, водяного уровня и стальной рулетки;
проверка наличия актов скрытых работ (закладка фундаментов), качество бетона (по документам и пробой);
проверка качества подливки закладных деталей, путем внешнего осмотра и остукивания (отсутствие раковин, наплывов, трещин и других видимых дефектов).
На строительных конструкциях фундаментов и колоннах здания должны быть нанесены реперы с фиксированной высотной отметкой, от которых производятся необходимые измерения в процессе приемки конструкций.
Установка монтажного блока каркаса проводится с использованием мостового крана котельного отделения и вспомогательных лебёдок с системами полиспастов.
Монтажные работы по каркасным конструкциям можно разделить на следующие этапы:
подготовка конструкций к сборке в блоки, подготовка комплектов индивидуальной сборки, сборка монтажных блоков;
подъем и установка монтажных блоков в проектное положение; подъем и установка конструкций, не вошедших в монтажные блоки (комплектов индивидуальной сборки);
доводочные работы и сдача конструкций после поузловой проверки.
Большинство парогенераторов имеют значительную массу каркасных конструкций, поэтому в монтажные блоки каркасов элементы поверхностей нагрева и трубопроводов включаются в сравнительно небольшой степени.
При монтаже каркаса осуществляется постоянный контроль:
– за вертикальной установкой колонн и их креплением на фундаменте;
– за соблюдением вынесенных на колонны проектных отметок (балки, фермы и др.);
– за качеством выполнения соединительных узлов, в том числе сварочных работ;
– за использованием только штатных элементов каркаса, не допуская случайных швеллеров, уголков, и др.
Завершение монтажа каркаса котла оформляется актом с участием шефперсонала котлостроительного завода.
Вес каркаса парового котла составляет 25-35% от общего веса котла.
4

2
3

1
1-колонна (основной несущий элемент), 2-ферма (сложная сварная конструкция), 3-стойки (распределяют нагрузку), 4-потолочные балки (хребтовые балки).
Колонна изготавливается из швеллеров, соединенных накладками из листа и т.д. Ферма несет значительную нагрузку, изготавливается из швеллеров и уголков. Материал элементов котла – сталь ст.3. нагрев элементов более 100-150°С недопустим.
Элементы каркаса монтажная организация принимает от заказчика строительства по упаковочным ведомостям и рабочим чертежам. Не допускается применение уголков и швеллеров без проверки металла.
Каркас укрупняется на открытых сборочных площадках в соответствии с проектом производства работ.
4 5
3
1 2

1-сборная площадка с твердым покрытием, 2-бетонные переносные тумбы, 3-элементы каркаса, 4-гак козлового крана, 5-кондуктор (направляющие).
Для обеспечения соосности линейных деталей при укрупнительной сборке применяется гидроуровень и струна. Готовый каркас котла сдается под монтаж собственно котла с участием заказчика и шефа-инженена завода.
Монтаж поверхностей нагрева парогенераторов.
Трубная часть котла составляет около 40% общего веса котла. Основной сортамент труб поверхностей нагрева котлов составляет:
-трубы для экономайзеров, конвективных и радиационных пароперегревателей с наружным диаметром 28, 32 и 38 мм из сталей аустенитного класса
-трубы для экранов, диаметр 60 мм из стали ст.20 (до 450°С)
-трубы водоопускные из барабанов котлов к нижним коллекторам, диаметр 133 и 159 мм.
-труды для сборки трубчатого воздухоподогревателя, диаметр 50 мм.
Элементы трубных систем укрепляются на открытой сборочной площадке подобно схеме сборки каркаса. Элементы трубной системы проверяются продувкой воздухом и шаром до и после сборки блоков. Соосность обеспечивается применением гидроуровней, струн, … Подготовленные к отправке блоки помечаются краской в каждой трубе, подтверждают чистоту и глушат специальными колпачками или пробками. Для недостаточно жестких блоков применяются монтажные рамы и кассеты для перевозки и установки в проектном положении.
2 3
1



1-ж/д платформа, 2-монтажный блок, 3-турникет, обеспечивающий подвижность груза.
Подъем монтажного блока и установка в проектное положение в условиях монтируемого котла, является наиболее сложной операцией. При наличии мостового крана необходима вторая лебедка с полиспастом грузоподъемности на уровне веса блока, а также дополнительная лебедка для оттяжки при переходе блока в вертикальное положение. Для сложных конструкций блоков применяется система подвески в трех точках с использованием роликов, что позволяет более плавно переводить блок из горизонтального положения в вертикальное.
Наиболее распространенными марками сталей, из которых изготавливаются трубы поверхностей нагрева, являются: углеродистые (Ст 20 (до 450ºС), маркировка – «зелёная»); хромомолибденовые (15ХМ (до 510ºС), маркировка – «фиолетовая»); хромомолибденованадиевые (12Х1МФ, маркировка – «красный»); хромоникелетитановые (Х18Н12Т, маркировка – «чёрный») и т.д.
Ширмовые пароперегреватели могут собираться как в вертикальном, так и горизонтальном положениях. В обоих случаях для сборки и последующей транспортировки монтажных блоков необходимы специальные приспособления. При вертикальном положении такие приспособления и сам процесс сборки сложнее. На рисунке 6.20 показаны схемы монтажных блоков ширмовых пароперегревателей парогенератора прямоточного типа на сверхкритическое давление пара паропроизводительностью 950 т/ч.
Сборка монтажных блоков радиационных поверхностей нагрева прямоточных парогенераторов с горизонтальной навивкой труб является наиболее сложной. Сборка производится (по так называемой системе профессора Л.К. Рамзина) двумя способами:
плоскими блоками – панелями, совмещенными с конструкциями стен каркаса;
пространственными блоками, в состав которых включаются соответствующие части поверхности нагрева, каркаса и обмуровки.
Установка блоков в проектное положение может начинаться как с топочной части, так и с конвективной шахты парогенератора.
Как правило, после монтажа основных конструкций топочной части в проектное положение устанавливаются собранные в монтажные блоки экраны парогенератора.
Монтаж парогенератора начинается с конвективной шахты в следующих случаях.
Одновременный монтаж двух парогенераторов. После установки монтажных блоков конвективных поверхностей нагрева первого агрегата дальнейший монтаж его топочной части и конвективной шахты второго агрегата можно вести параллельно. Однако для этого необходимо иметь два или три монтажных крана в зависимости от единичной массы блоков и грузоподъемных характеристик этих кранов, а также два железнодорожных въезда в монтажную зону.
При отсутствии места необходимого для выноса монтажных блоков конвективной части при установленных каркасе и блоках топочных экранов. Как правило, это возникает при монтаже последнего станционного номера парогенератора у временной торцевой стены здания.
Монтаж блоков конвективной шахты начинается с установки самих нижних блоков, исходя из принципа наращивания парогенератора снизу вверх.
Монтаж блоков поверхностей нагрева разделяется на следующие основные этапы:
погрузка блока на железнодорожный транспорт и подача в зону монтажа;
строповка монтажного блока для подъема;
подъем и установка блока на временные опоры;
установка блока в проектное положение на постоянные опорные конструкции.
При погрузке на железнодорожные платформы экранные блоки стропятся в четырех – восьми точках. Это связано со значительными размерами и массой блоков, а также недостаточной их жесткостью.
Монтаж газоплотных поверхностей нагрева парогенераторов.
При сборке панелей котлов из заводских блоков необходимо обеспечить заданную ширину общей стенки топки котла. При наличии высоких зазоров соединение соседних мембран проводится либо по варианту А, с применением медной полосы, или по варианту Б, с приваркой с внутренней стороны полосы из стали ХМФ, а зазор со стороны топки заполняется раствором из порошка карборунда (огнестойкий при 1500°С)
На колонне каркаса краской наносится ось нижних коллекторов экранов котла. Эта отметка соответствует только положению коллектора экрана, незаполненного водой.
Монтаж барабанов парогенераторов.
Барабаны современных паровых котлов изготавливаются путём вальцовки в обечайки или полуобечайки листов металла соответствующей толщины (рис. 6.33). Днища барабана изготавливаются из того же листа штамповкой. В зависимости от давления и толщины стенки применяются, стали различных марок. Так для барабанов котлов малой и средней мощности, расчётная толщина стенки которых составляет 12 ÷ 60 мм, применяются, стали марок 15К, 20К, 16ГС, 09Г2С и 22К. Для барабанов котлов на давление 9,8 МПа (100 кг/см2) и выше, имеющих толщину стенки 60 ÷ 115 мм, применяются стали марок 22К и 16ГНМА.
Барабаны поставляются на монтажную площадку заводом-изготовителем с собранными сепарационными устройствами, и заглушенными штуцерами и отверстиями.
Барабаны парогенераторов имеют значительную массу и габариты. Например, барабан котла производительностью 640 т/ч имеет длину 22,8 метра, внутренний диаметр 1600 мм, толщину стенки 115 мм, а его масса составляет почти 100 т. Разгрузка такого оборудования представляет значительные трудности и осуществляется согласно специальному ППР.
Барабан выставляется на шпальную выкладку, конструкция которой прорабатывается в ППР. При этом барабан должен опираться на выкладку своими «опорными» участками, чтобы не мешать осмотру и проверке сварных швов и других элементов барабана.
Перед установкой барабан подлежит расконсервации – раскрываются люки, вынимаются деревянные пробки, снимаются металлические колпачки со штуцеров. Для проведёния внутреннего осмотра барабана должны быть полностью разобраны внутрибарабанные сепарационные устройства. Кроме того, это необходимо для производства щелочения, кислотной промывки парогенератора и организации циркуляционного контура промывки парогенератора. При демонтаже внутрибарабанных сепарационных устройств необходима чёткая система маркировки, которая позволит провести правильную сборку. Детали сепарации далее должны храниться на стеллажах закрытого склада.
Расконсервировав барабан и очистив все его части от грязи, жира и ржавчины производят проверку размеров барабана по монтажным документам. В итоге составляется формуляр с заполнением по каждому размеру следующих параметров: проектный размер, фактический размер, отклонение от проекта (± мм), допустимое отклонение (± мм).
Проводится визуальный осмотр поверхностей обечаек, сварных стыков, приваренных штуцеров, «очков» под приварку штуцеров при монтаже.
Более детальные проверки сварки и металла с исправлением (удалением дефектов) проводятся только после согласования с заводом-изготовителем. Без согласования разрешается выборка стенок барабана не более чем на 3 мм. Заказчик строительства ТЭС вправе проводить, на основе эксплуатационного опыта, более глубокую инструментальную проверку. Но, не следует забывать, что графики строительства и монтажа крайне напряжённые.
Перед подъемом барабана производятся следующие подготовительные работы:
погрузка барабана на железнодорожные платформы;
подача погруженного барабана в зону монтажа;
разметка на корпусе барабане мест прилегания опорных подушек (производится мелом);
строповка барабана для подъема.
Транспортировка барабана котлов средней и большой мощности по территории ТЭС может быть осуществлена лишь при наличии железнодорожных путей. При этом, учитывая значительную длину барабана, (более 20 м) погрузка и перевозка последнего требует разработки ППР. Необходимо обратить особое внимание на возможность передвижения состава на “кривых” железнодорожных путей данной ТЭС.
В зависимости от грузоподъемности монтажных кранов строповка барабана производится либо за его середину, либо за два противоположных конца барабана (6.34). Строп захватывает барабан четырьмя витками и выходит к верхней части барабана петлей, за которую весь груз подвешивается к грузовым крюкам монтажного крана. Барабан, показанный на рисунке 6.34 должен монтироваться двумя мостовыми кранами грузоподъемностью по 50 т. В то же время масса поднимаемого барабана (облегченная за счет снятия крышек лазов и сепарационных устройств) составляет 102 т, т.е. на 2 т превышает грузоподъемность двух кранов. В таких случаях необходимо получать разрешение Ростехнадзора на кратковременную перегрузку грузоподъемных кранов (при сдаче кранов в эксплуатацию испытательный груз (при динамической нагрузке) на 10 % превышает рабочую их грузоподъемность). При монтаже барабанов малой и средней массы одним подъемным краном применяется строповка барабана одним стропом за середину.
Подъём барабана на проектную отметку является одной из самых ответственных операций. ППР на эту операцию согласовывается с Ростехнадзором. Основные вопросы, которые входят в состав ППР:
до подъёма барабана должен быть завершён монтаж поверхностей нагрева, расположенных ниже барабана, монтаж которых после установки барабана будет затруднён;
мостовой кран котельного отделения при проектировании ТЭС выбирается по грузоподъёмности и весовым характеристикам блоков поверхностей нагрева, а не барабана. Подъём барабана – это единичная операция, поэтому нет оснований завышать грузоподъёмность крана. Ориентировочно грузоподъёмность мостового крана не превышает 50% массы барабана котла. Обычно вторым механизмом подъёма применяется электрическая лебёдка с полиспастом соответствующей грузоподъемности;
после установки барабана на проектную отметку проводится выверка его осей на соответствие проектным значениям. Следует заметить, что допуски несоосности при стыковке к штуцерам барабана труб поверхностей нагрева в среднем составляет не более ± 3 ÷ 5 мм.
В случае ограниченных возможностей грузоподъемных средств, применяются оригинальные способы подъема барабана. Так, при использовании монтажного крана грузоподъемностью 50 т для монтажа барабана парогенератора ТП-80 массой 90 т, предлагалась следующая схема (6.35). Погруженный на железнодорожную платформу барабан подавался в помещение, где свободная площадь позволяла развернуть его из положения I в положение II, параллельное продольной оси мостового крана. В левой части моста крана устанавливалась электрическая монтажная лебедка грузоподъемностью 6 т и на специальных временных балках крепился грузовой полиспаст грузоподъемностью 50 т. Грузовая тележка крана откатывалась в правую часть моста. Оснащенный таким образом мостовой кран имел два грузовых крюка общей грузоподъемностью 100 т и размещался над барабаном, находящимся в положении II. После строповки барабан поднимался краном в положение III, затем мост крана передвигался с поднятым грузом в положение IV непосредственно над парогенератором, на каркасе которого устанавливалась временная поворотная опора. В этом положении полиспаст опускал барабан на временную опору, а грузовая тележка крана последовательно переводила барабан в положении V, где он опускался на постоянную опору. Дальнейшая установка и выверка барабана производились основным крюком грузовой тележки крана, а вспомогательный полиспаст снимался с крана.
Грузоподъемные механизмы и средства малой механизации.
Основными грузоподъемными монтажными средствами, используемыми при монтаже и строительстве ТЭС, являются мостовые, башенные, козловые и полукозловые краны, гусеничные и железнодорожные краны.
3 2
4
1
1-подкранная балка с брус-рельсом, 2-мост крана, 3-грузовая тележка, 4-кабина крановщика.
3 2
4

1 11-наземные рельсовые пути, 2-мост крана, 3- грузовая тележка, 4- кабина машиниста
котел полукозловой кран

в/п
Достаточно широко при монтаже используются башенные строительные краны. Один из основных элементов грузоподъемных работ при монтаже – лебедки с полиспастами и различными блочками.
В качестве транспортных средств при монтаже используется в первую очередь железнодорожные и автотранспортные платформы.
Основные технологические вопросы монтажа оборудования ТЭС.
Монтажная организация выбирается по условиям конкурса и заключает договор с генеральным заказчиком. Монтажные работы организуются на объекте после проверки ряда необходимых условий:
-выдана документация на монтажные работы
-подготовлены площадки для проведения укрупненной сборки и складирования оборудования
-обеспечено наличие электроснабжения, подачи сжатого воздуха и составляющих для газовой сварки (ацетилен, кислород)
-обеспечена температура больше 5 °С в закрытых помещениях в зимний период
-обеспечены санитарно-бытовые условия для монтажников и требования ПТБ и ППБ
-графики поставки оборудования с заводов.
Алгоритм создания энергообъекта4
3
2
1


1-монтажная деталь (не более 0,1т)
2-монтажный узел (0,1-2,0т)
3-монтажный блок (10-50т)
4-готовый объект (более 50т)
Заводы-изготовители отправляют оборудование по техническим условиям в основе своей на уровне 2 или 3. Таким образом, в процессе укрупнительной сборки создаются условия для экономии рабочей силы и повышения качества монтажных работ, особенно сварки.
Организация и технология сварочных работ при монтаже оборудования ТЭС.
При монтаже оборудования ТЭС в составе монтажной организации создаётся подразделение по проведению по проведению сварочных работ со следующими участками (группами):
Участок сварочных работ;
Участок термической обработки сварных стыков;
Участок инструментального контроля качества сварки.
Монтажные площадки оборудуются газовыми разводками, схемами электропитания сварочных постов, разводками сжатого воздуха и др.
Основными НТД по организации и технологии ведения сварочных работ на монтаже оборудования ТЭС являются:
Правила Ростехнадзора (котлы, сосуды, трубопроводы и др.);
«Руководящие технические материалы по сварке …» РТМ-1С – действующие на данный период (пересматриваются не реже 1 раза в 5 лет);
СНиП 3.05.05-84 Технологическое оборудование и технологические трубопроводы.
ППР на монтаж паровых котлов, турбин и другого оборудования должны предусматривать раздел сварочных работ. Рабочее место сварщика зависимо от объекта сварки, и должно быть обустроено вплоть до защиты сварного стыка от сквозняков, атмосферных осадков и др.
Основные требования к обеспечению качественных сварочных работ:
Квалификация сварщика вплоть до выполнения пробного стыка с инструментальным контролем;
Исправное сварочное оборудование и проверенные сварочные материалы – технологическая проба;
Выполнение требований НТД по подготовке сварного стыка: геометрия разделки, подкладные кольца, допустимые зазоры и т.д.;
Безусловное исполнение технологии сварки: предварительный подогрев, технология сварки корневого шва, порядок наложения сварных валиков и др.;
Соблюдение технологии термообработки с фиксацией процесса прибором;
Качественный инструментальный контроль, учитывающий повышенные требования для трубопроводов I категории.
Условные обозначения элементов, добавляемых в сталь:
Б – ниобий (Nb);
В – вольфрам (W);
Г – марганец (Mn);
Д – медь (Cu);
М – молибден (Mo);
Н – никель (Ni);
П – фосфор (P);
P – бор (В);
C – кремний (Si);
Т – титан (Ti);
Ф – ванадий (V);
X – хром (Cz);
Ц – цирконий (Zr);
Ю – алюминий (Al);
А – азот (N).
Маркировка сталей окраской концов или торцов.
Присутствие легирующих элементов обозначается на стали полосами следующего цвета:
Хромистая сталь – зеленый + желтый;
Молибденовая сталь – фиолетовый;
Хромо-молибденовая сталь – зеленый + фиолетовый;
Хромомолибденовая и хромо-алюминиевая сталь – алюминиевый;
Никелевая сталь – желтый + синий;
Никель-молибденовая сталь – желтый + фиолетовый;
Хромоникелевая сталь – желтый + черный;
Хромомолибденованадиевая сталь – фиолетовый + коричневый;
Хромоникелеванадиевая сталь – коричневый + черный;
Хромоникелемолибденовая сталь – фиолетовый + черный;
Хромоникелемолибденованадиевая сталь – фиолетовый + синий.
Сталь углеродистая в зависимости от ее марки окрашивается в следующие цвета:
0,8 ÷ 20 – белый цвет;
25 ÷ 40 – белый + желтый цвет;
45 ÷ 70 – белый + коричневый цвет;
15Г ÷ 40Г – коричневый цвет;
50Г ÷ 70Г – коричневый + зеленый;
10Г2 – коричневый + желтый;
30Г2 ÷ 50Г2 – коричневый + синий;
Ст0, МСт0 и БСт0 – коричневый + зеленый;
Ст2, МСт2 – белый + черный;
Ст3, МСт3 и БСт3 – красный;
Ст4, МСт4 и БСт4 – черный;
Ст5, МСт5 и БСт5 – зеленый;
Ст6, МСт6 и БСт6 – синий;
Ст7 и МСт7 – красный + коричневый.
Вместе с тем, следует иметь ввиду, что цветовая маркировка не стандартизирована. Отдельные заводы могут менять цветовые марки.
Алгоритм создания нового энергообъекта (ТЭС).
Процесс создания ТЭС состоит из следующих периодов:
-проектный
-строительно-монтажный
-освоение проектной мощности
Длительность каждого периода определяет длительность создания ТЭС.
Проектному периоду предшествует предпроектный:
-изучение вариантов площадок для ТЭС
-проведение топографических снимков, геодезических изысканий, оценки водоисточников.
Особое значение уделяется земельному вопросу. Ее стоимость может оказать решающее значение при выборе площадки для ТЭС.
На основе проделанной работы составляется обосновывающий материал, на основании которого принимается решение о начале проектирования.
Сроки проведения предпроектных мероприятий для КЭС 4000 МВт(8х500)
Этап Номенклатура работ Время выполнения
Подготовка к проектированию Подготовка решений о проектировании в органах исполнительной власти, открытие финансирования 2-3 месПодготовка обосновывающего материала Подготовка материалов для выбора площадок, согласование с заинтересованными предпринимателями, проведение полевых инженерных работ 12 месЭкспертиза обосновывающего материала Рассмотрение, экспертиза и утверждение обосновывающего материала 4 месЗадание на проект Разработка и утверждение задания на проектирование, оформление договора на разработку проекта 4 месИтого 22-23 месПроектный период
Начинается с утверждения задания на проектирование и проведение проектных и изыскательских работ. Разработка проектной документации включает в себя:
1)разработка технического проекта. Он включает проект организации строительства (ПОС) и сводный сметно-финансовый расчет.
2)разработка рабочих чертежей.
Технический проект должен включать в себя пояснительную записку с чертежами описанием исходных данных, сведения об источнике топливоснабжения, решения по генеральному плану, компоновочные решения по главному корпусу и другим объектам. К пояснительной записке прилагаются чертежи генерального и ситуационного планов, планы и разрезы главного корпуса, основные решения для трасс всех сетей. Особое внимание уделяется заглавному листу проекта и заглавным листам всех основных узлов. На них указываются все чертежи, относящиеся к данному узлу, и перечень нормативно – технической документации, которая использовалась при разработке данного узла (СНиП, СН, ППБ, ПТБ). Строительные решения приводятся в виде кратких описаний. Для уменьшения объема выпускаемой проектно-сметной документации в записку не включаются расчеты на прочность конструкций зданий, трубопроводов, оборудования. Они хранятся в проектной организации. Сводный сметно-финансовый расчет включает в себя:
Подготовка территории строительства
Основные объемы строительства
Объекты подсобного и обслуживающего назначения
Объекты энергетического хозяйства
Объекты транспортного хозяйства
Озеленение и благоустройство территории
Временные здания и сооружения
Содержание дирекции строящейся станции и технический надзор.
Период создания ТЭС занимает значительное время и зависит от типа станции и ее мощности. Угольные ТЭС при оборотном водоснабжении включает следующие этапы:
-первая очередь 2000 МВт – 24 мес.
-вторая очередь 2000 МВт – 18 мес.
При понижении мощности до 970 МВт – 11 мес.
Экспертиза проекта.
При строительстве новой ТЭС экспертизу проекта, включающая проектные чертежи, проводит независимая проектная организация. Выбор ее осуществляется на основе тендера. Ответственность за принятые проектные решения вместе с генеральными проектировщиками несут и независимые эксперты. Ответственность вплоть до уголовной.
При расширении существующей ТЭС экспертизу чертежей выполняет персонал существующей станции. Каждый цех ТЭС проводит экспертизу своей группы чертежей с учетом следующих факторов:
-соблюдение правил ПТЭ, ППБ, ПТБ, и т.д.
-выполнение правил промышленной санитарии
-обеспечение экологических требований
-правил безопасной эксплуатации и оснащения цехов грузоподъемными механизмами.
По результатам проверки рабочих чертежей каждым цехом электростанции, главный инженер станции принимает решение о выдаче чертежей в производство.
Общие вопросы организации строительства ТЭС.
В условиях рыночной экономики организация строительства новой ТЭС может использовать отдельные методы отечественного энергостроительства. Эти методы рассматриваются в данном разделе.
Для организации строительства крупной ТЭС составляется проект организации строительства (ПОС). строительство ТЭС представляет собой комплекс взаимосвязанных строительных работ, поставки оборудования, его монтажа и наладки. Для общего контроля и оценки хода работ необходимо применять сетевые модели.






Тстр=Тподг+Тгк+n-1τ+bЗдесь Тстр – срок строительства до ввода в эксплуатацию, Тподг – подготовительный период организации строительства ТЭС (6-12 мес), Тгк – срок ввода главного корпуса с первым энергоблоком (главный период), n – число энергоблоков, τ – шаг энергоблока,b – время освоения последнего энергоблока.
За 3 года до начала строительства утверждается технико-экономическое обоснование, за 2 – выбор площадки.
В условиях рыночной экономики генеральная подрядная организация выбирается на условиях конкурса. Заказчик строительства к моменту начала подготовительных работ должен обеспечить:
-отвод земли (покупка)
-снос сооружений, находящихся на площадке
-географические показатели мест присоединения автодорог, железных дорог, водоисточников, …
-предоставить данные инженерных изысканий по качеству грунтов, залеганию грунтовых вод, …
-выдать необходимые рабочие чертежи.
Создание дирекции строящейся ТЭС.
С момента принятия решения о строительстве новой ТЭС и до момента сдачи её в эксплуатацию функции заказчика строительства исполняет «Дирекция строящейся ТЭС».
Финансирование дирекции осуществляется за счёт сводной сметы строительства ТЭС. В обязанности дирекции входят:
обеспечение финансирования (на основе сводной сметы) проектных, изыскательных, строительных, монтажных работ, приобретения оборудования, топлива, реагентов. А также оснащение эксплуатационного и ремонтного персонала инструментом, документацией и др. для проведения комплексного опробования ТЭС;
решение вопросов проектирования с последующей экспертизой этой документации;
отвод земли под строительство ТЭС;
проверка рабочих чертежей специалистами дирекции, оформление разрешения на производство строительно-монтажных работ;
организация технического надзора за производством строительных и монтажных, а также пуско-наладочных работ;
подготовка и проведение комплексного апробирования ТЭС с участием эксплуатационного персонала и сдачи её в эксплуатацию.
26. Создание производственно-комплектовочных и строительных баз
Как правило, строительные базы могут создаваться для каждой строящейся электростанции, производственно-комплектовочные базы (ПКБ) – при централизованном управлении строительством группы электростанций в одном регионе с приемлемыми транспортными условиями.
В состав стройбазы при отсутствии ПКБ включаются следующие временные здания и сооружения:
административно-хозяйственные и бытовые сооружения – конторы управления строительства и субподрядных организаций, столовые, бытовые помещения для рабочих;
открытые и закрытые склады для хранения материалов, конструкций и оборудования;
мастерские тепломонтажного и электромонтажного участков, теплоизоляционные и обмуровочные мастерские, цех электросварки и лаборатория контроля сварных соединений;
общестроительные мастерские – механические, по ремонту строительных машин и механизмов, сантехнические, арматурные и деревообрабатывающие;
установки для временного электроснабжения, теплоснабжения и водоснабжения;
бетонорастворное хозяйство со складами инертных и вяжущих материалов;
сборочно-укрупнительные и складские площадки строительных конструкций и технологического оборудования.
При проектировании строительных баз тепловых электростанций необходимо иметь в виду возможность применения временных сооружений, как при строительстве, так и в процессе эксплуатации, а также использования основных временных сооружений после завершения строительства.
Производственно-комплектовочные базы, с условиями близкими к заводским, позволяют обеспечить долгосрочный поток по строительству ТЭС и строительство электростанций ускоренными темпами.
На рисунке 5.1 показана ПКБ для обеспечения строительства трех ГРЭС в г. Экибастузе мощностью по 4 млн. кВт с установкой однотипных энергоблоков мощностью по 500 МВт, работающих на экибастузском угле.
На данной ПКБ размещаются специализированные электро- и тепломонтажные организации, объединенная база Управления механизации и мастерских, Управления производственно-технической комплектации, складское хозяйство площадью 54 тыс.м2, асфальтобетонный завод производительностью 30 тыс. т/год, бетонорастворный завод производительностью 180 тыс.м3/год, административный корпус, центральное автохозяйство на 500 автомобилей, автозаправочная станция на 500 заправок, склад горюче-смазочных материалов вместимостью 1700 т и очистные сооружения.
Рис. 5.1. Схема генплана производственно-комплектовочной базы для строительства группы экибастузских ГРЭС
1 – главный корпус; 2 – общежития гостиничного типа; 3 – водопроводные очистные сооружения; 4 – очистные сооружения фекальной канализации; 5 – эстакада золошлакопроводов; 6 – подстанция; 7 – энергоремонтное объединение; 8 – склад заполнителей; 9 – штаб оперативного управления; 10 – объединенное хозяйство энергомонтажа; 11– объединенная база управления механизации; 12 – административный корпус; 13 – площадка складирования строительных материалов; 14 – склад горюче-смазочных материалов с автозаправочной станцией; 15 – тепловозо-вагонное депо; 16 – хозяйство управления производственно-технической комплектации для строительных и подрядных монтажных организаций; 17 – бетонорастворный завод; 18 – асфальтобетонный завод; 19 – объединенное автохозяйство.
-13970207645
27. Строительный генеральный план
Строительным генеральным планом (стройгенпланом) называют план сооружаемого объекта или комплекса объектов, на котором, кроме постоянных зданий, сооружений, дорог и инженерных сетей, нанесены также все временные сооружения и инженерные сети, служащие для выполнения строительно-монтажных работ по сооружению постоянных объектов. Составляются два вида стройгенпланов – общеплощадочный для всего комплекса объектов (в масштабе 1:1000, 1:5000, 1:10000) и объектный для сооружения одного из объектов (в масштабе 1:200, 1:500). Разрабатываются также общий ситуационный план 1:5000, 1:10000 или 1:25000, на котором показываются связи сооружаемого объекта с другими объектами, населенными пунктами и дорогами.
Компоновка зданий и сооружений на стройгенплане должна отвечать ряду требований.
При размещении складских и укрупнительно-сборочных площадок должна быть обеспечена взаимосвязь между объектами строительной базы и оптимальная подача к месту монтажа.
Основные сооружения строительной базы не должны размещаться на территории, занимаемой постоянными сооружениями электростанций (с учетом ее строительства на конечную мощность).
Укрупнительно-сборочные площадки и открытые складские площадки должны располагаться в одну линию вдоль железнодорожных путей, прокладываемых по этим площадкам.
Укрупнительно-сборочные площадки оборудования и строительных конструкций должны быть параллельны друг другу.
Укрупнительные площадки располагаются со стороны временного торца главного корпуса тремя полосами (для КЭС), параллельными его продольной оси. Две полосы предназначены для складирования и сборки технологического оборудования и одна – для строительных конструкций; для ТЭЦ – двумя полосами: одна – для складирования и сборки технологического оборудования, вторая – для строительных конструкций.
Складское хозяйство должно быть объединено в единую охраняемую зону.
Склады пиломатериалов и горючесмазочных материалов следует располагать в отдалении от других зданий в соответствии с правилами противопожарной безопасности.
Передвижные котельные и электроподстанции следует располагать в центре нагрузок.
При разработке стройгенпланов ТЭС особое внимание обращается на проектирование железнодорожных въездов в главный корпус (рис. 5.2).
1684020100330
Рис. 5.2. Схемы ввода железнодорожных путей в главный корпус: А – временный торец; Б – постоянный торец.
-1695451709420В машинное отделение независимо от величины грузопотока всегда предусматривается ввод одного железнодорожного пути со стороны временного торца. Обгонный путь вдоль фасадной стены машинного отделения машинного отделения прокладывается для агрегатов мощностью 200 – 800 МВт и подачи по нему статоров генераторов и монтажа их через соответствующие проемы в фасадной стене. В котельное отделение обгонные пути используются в районе золоуловителей при строительстве мощных электростанций, оборудованных электрофильтрами. Обгонные пути могут использоваться для подачи строительных конструкций и оборудования первого блока с постоянного торца. На рисунке 5.3 показана компоновка стройбазы ГРЭС с тремя параллельно расположенными площадками.
Рис. 5.3. Компоновка стройбазы ГРЭС с тремя параллельно расположенными площадками. 1 – площадка монтажа и укрупнительной сборки с козловым краном; 2 – монтажно-сборочные укрупнительные площадки с козловыми кранами; 3 – обмуровочная мастерская со складом; 4 – мастерская антикоррозионных покрытий; 5 – инвентарные укрытия для хранения материалов и оборудования; 6 – склад теплоизоляционных материалов с мастерской; 7 – столовая на 250 мест;8 – контора строительного управления и бытовой корпус на 450 чел.; 9 – открытая стоянка на 230 автомобилей; 10 – гараж на 250 автомобилей; 11 – объединенный корпус тепломонтажной и электромонтажной мастерских; 12 – площадка с козловым краном ККУ-5; 13 – объединенный склад материальный и основного оборудования; 14 – открытый склад с козловым краном КК-20-32; 15 – объединенный корпус ремонтно-механических мастерских;16 – площадка для отстоя механизмов; 17 – бытовой корпус на 450 мест; 18 – столовая на 50 посадочных мест; 19 – арматурная мастерская производительностью 4000 т/год; 20 – столярно-плотничная мастерская на переработку 5000 м3 /год; 21 – силосный склад цемента вместимостью 1700 т; 22 – бетоносмесительная установка с двумя бетономешалками по 1200 л и растворосмесительная установка с двумя растворомешалками по 325 л.В этом варианте стройгенпланастройбазы ГРЭС большинство объектов размещаются на прямоугольном земельном участке, на котором параллельно располагаются одна площадка для сборки строительных конструкций и две площадки для сборки технологического оборудования. Общая площадь, отведенная для стройбазы, равна 38,5 га; площадь, занятая зданиями и сооружениями, составляет 23,2 га; площадь монтажно-укрупнительных площадок технологического оборудования 11,8 га; площадь для хранения строительных конструкций 3,5 га; протяженность железных дорог 6,84 км, автодорог 4 км.
28. Временные здания и сооружения при строительстве тэсВременные сооружения различаются по назначению, характеристикам транспортабельности, функциональным связям с основными и вспомогательными объектами, по способу размещения на стройгенплане, применяемым строительным материалам.
По транспортабельности различают следующие виды временных сооружений – быстромонтируемые и сборно-разборные, контейнерные, передвижные.
По функциональным связям временные сооружения могут быть общего назначения (обеспечивающие сооружение всего комплекса) и локального назначения (обеспечивающие сооружение отдельных объектов).
По способу размещения на стройгенплане временные сооружения подразделяются на размещаемые в группе объектов, размещаемые у одного объекта.
К временным сооружениям относятся: площадки для хранения и укрупнительной сборки строительной конструкции и технологического оборудования; производственные помещения и мастерские; закрытые склады, в том числе склады взрывчатых веществ, бетоно- и растворосмесительные установки, полигоны для изготовления сборного железобетона, сборно-разборные заводы домостроения, административные здания и санитарно-бытовые устройства. К временным сооружениям и сооружаемым объектам подводятся инженерные сети и дороги.
Здания высокой заводской готовности в энергетическом строительстве могут применяться: для мастерских различного назначения, складов, административных и бытовых зданий, одно- и двухэтажных зданий вспомогательного назначения для ТЭС.
Временные здания могут быть изготовлены следующих типов: контейнерного типа, крупногабаритных складывающихся блоков.
В целях уменьшения стоимости и затрат труда на временные сооружения применяются сооружения из тканепленочных материалов. Имеются два типа сооружений – тентовые и пневматические.
Тентовые сооружения состоят из облегченных каркасов – вантовые и металлические из специальных профилей. По форме палаточного или цилиндрического типа. У пневматических сооружений с тканевыми или пленочными оболочками проектная форма и несущая способность обеспечивается избыточным постоянно поддерживающимся внутри сооружения давлением, превышающим атмосферное давление.
Бетонорастворное хозяйство состоит из бетоносмесительной, растворосмесительной, известегасительной установок и выполняются из типовых блоков сборно-разборной конструкции. Известегасительная установка состоит из склада комовой извести, известегасительного отделения и ям для выдержки и выдачи готового известкового молока или теста.
Укрупнительная сборка строительных конструкций, а также монтаж тепломеханического оборудования производится на специализированной тепломонтажной базе, которая включает в себя: тепломонтажную мастерскую со слесарным отделением; мастерскую приборов и средств автоматизации; мастерскую для изготовления теплоизоляционных изделий с растворным узлом; складом теплоизоляционных и обмуровочных материалов; лабораторией для испытания сварных соединений и металлов; кислородо-раздаточной станцией; пропан-бутановой станцией; конторой прораба и мастера; материальной и инструментальной кладовыми. На рисунке 5.10 показан объединенный корпус (сборно-разборного типа) тепломонтажной и электромонтажной мастерских со складами.
29. Временное энергоснабжение при строительстве тэсПроведение строительно-монтажных работ ТЭС невозможно без организации снабжения производственных участков и жилищно-бытовых комплексов водой, электрической и тепловой энергиями, газом для сварочных работ.
Для водоснабжения строительных площадок устраивается временный водопровод с забором воды из подземных или поверхностных источников. Схемы водоснабжения строительной площадки и жилпоселка (из поверхностного и подземного источников) показаны на рисунке 5.11. Для временного водоснабжения создается, как правило, объединенная система пожарного, производственного и хозяйственного водоснабжения. Схема сети временного водопровода приведена на рисунке 5.12.
В начальный период строительства для электроснабжения предусматривается использовать передвижные дизельные электростанции мощностью 100 кВт.
а)
б)
Рис. 5.11. Схема водоснабжения строительной площадки и жилпоселка.
а – из поверхностного источника; б – из подземного источника; 1 – водоисточник; 2 – водоприемное сооружение; 3 – насосная станция первого подъема; 4 – очистные сооружения; 5 – сборный резервуар; 6 – насосная станция второго подъема; 7 – водоводы; 8 – водонапорная башня; 9 – водораспределительная сеть; 10 – погружной насос; 11 – артезианская скважина.


Рис. 5.12. Схема сети временного водопровода. 1 – насосная фекальной канализации; 2 – жилпоселок; 3 – временная котельная; 4 – бетонорастворная установка; 5 – подземный пожарно-хозяйственный водопровод; 6 – артезианская скважина; 7 – водозабор технической воды; 8 – главный корпус; 9 – угольный склад; 10 – автохозяйство; 11 – cтройбаза; 12 – сбросные трубопроводы технической воды.
За подготовительный период должны быть смонтированы главные понизительные подстанции (ГПП) 110/6 кВ, трансформаторные пункты (ТП) 6/0,4 кВ, электросети напряжением 6 и 0,4 кВ. Наиболее целесообразным источником электроснабжения является электрическая сеть энергосистемы. При невозможности использовать постоянную ЛЭП как исключение для временного электроснабжения может быть сооружена специальная ЛЭП, которая после окончания строительства должна быть использована для местного электроснабжения. При строительстве ТЭС, удаленной от энергосистемы, для электроснабжения строительства применяются энергопоезда.
В период сооружения ТЭС теплота, получаемая от источников теплоснабжения с горячей водой, паром или нагретым воздухом расходуется: для отопления сооружаемых объектов; для отопления объектов стройбазы и жилого поселка; на подогрев заполнителей и воды для приготовления бетонной смеси и раствора; для тепловой обработки строительных деталей; для сушки антикоррозионных покрытий, а также отделанных частей зданий и строительных конструкций; для вулканизации резины и эбонита при устройстве гуммированных антикоррозионных покрытий и для вулканизации автопокрышек при их ремонте в автохозяйствах; для технологических нужд при пуске ТЭС.
В качестве источников теплоснабжения в подготовительный период используются передвижные котельные установки контейнерного типа. В основной период теплоснабжение обеспечивается от пускорезервной котельной с котлами разных типов. В ряде случаев отопление объектов стройбазы производится от котловагонов энергопоездов, пиковых водогрейных котлов и от паровых котлов ДКВР.
Газоснабжение участков строительства газом осуществляется по подземным трубопроводам, проложенным на глубине 0,7 м. Отдельные участки трубопроводов могут быть проложены над землей на высоте 3 – 4 м. Уклон газовых разводок должен быть не менее 0,3 % в сторону отбора газа. Кислородопроводы прокладывают от кислородных станций к площадкам укрупнительной сборки и в главный корпус. К этим же объектам выполняется разводка ацетилена или пропана.
30. Основные вопросы технического надзора при строительстве тэсТехнический надзор при производстве строительных работ на ТЭС осуществляется на основе следующих нормативных документов и проектной документации:
заглавный лист с указаниями на применяемые НТД, а также указания на конкретных листах рабочих чертежей;
набор СНиПов, СН и других нормативных документов, относящихся к данному виду строительных работ;
проектно-изыскательские материалы по состоянию и прочности грунтов, глубине залегания грунтовых вод и т.п.
ППР на строительные работы по данному объекту в части указаний на промежуточные проверки качества работ и др.
При проектировании промежуточного контроля качества строительных работ и при завершающей проверке следует придерживаться предлагаемого алгоритма:
наличие документов, подтверждающих соответствие проекту плановых и высотных показателей расположения объекта;
наличие документов (актов) промежуточных приёмок: отметки котлована, установка опор (фундаментов), защита подземных элементов от вредных воздействий, результаты испытаний бетона, применяемых элементов, документы на сборный железобетон, металл и применяемые материалы и др.
результаты проверок при монтаже строительных конструкций, вертикалей, горизонталей и других указаний рабочих чертежей;
детальная проверка соответствия сооружения рабочим чертежам с учётом примечаний на каждом листе.
Разумеется, что до начала проверки необходимо убедиться, что данные чертежи подвергались проверке заказчика строительства и имеют штамп «В производство работ» с подписью ответственного лица.
31. Планирование строительства тэс32. Современные методы монтажа паровых турбин
Основные условия начала монтажных работ в машинном зале являются:
Зависимость строительных работ по главному корпусу и обеспечение положительных температур на уровне конденсатора
Готовность мостового крана
Наличие временных сетей электроснабжения, освещения, сжатого воздуха, кислорода, ацетилена,…
Наличие в полном объеме документации на монтаж турбин и вспомогательного оборудования
Наличие на складе заказчика в полном объеме необходимого оборудования или графика поставки его на площадку ТЭС
Наличие договора у заказчика с турбинным заводом на осуществление монтажа
Наличие бытовых помещений, средств пожаротушения и т.д.
Организуются бригады (участки) для монтажа:
Монтаж турбины генератора
Монтаж маслосистемы турбины
Монтаж вращающегося вспомогательного оборудования
Монтаж подогревателей, деаэраторов, …
Монтаж трубопроводов
Монтаж системы технического водоснабжения
Общее руководство монтажей возглавляет прораб
Паровые турбины в России и на Украине выпускают заводы:
ЛМЗ - ленинградский металлический
ХТГЗ – харьковский турбо - генераторный
УТМЗ – уральский турбо - моторный
КТЗ – калужский турбинный
Все паровые турбины, выпускаемые этими заводами, проходят на заводе контрольную сборку и обкатку на специальном стенде паром среднего давления до уровня холостого хода.
РВД

РГ
РСД
1
РНД
2 8
3 7
4 5 6
Ось турбины при монтаже обозначается струной из проволоки 0,4-0,5мм, натянутой подвеской грузов 15-20кг.
Для измерения уклонов используют высокоточный прибор – геологоразведка.
Результат контрольной сборки на заводе – изготовителе заносят в формуляр турбины. Минимальный входной зазор в регулирующей ступени всех турбин 0,9-1,0мм
6.4.2.Фундамент паровых турбин.
Генератор
Отборы турбины
Конденсатор


Р-ригель, Б-балка, С-стойки.
Б Р С

Элементы современных фундаментов кроме опорной плиты изготавливаются на заводах стройиндустрии. Сборка фундамента ведется с применением приборов для определения вертикальности и горизонтальности, выпускная арматура присоединяется к опорной плите путем сварки по специальной технологии. В проектах подобных фундаментов частота собственных колебаний всех элементов находится значительно выше частоты вынужденных колебаний работающего агрегата (50, 25, 100 Гц).
33. Монтаж конденсаторов паровых турбин
Монтаж турбоагрегата начинается с монтажа конденсаторов. Сборка корпусов конденсаторов выполняется за 2 – 4 месяца до начала монтажа турбоагрегата.
Конденсаторы поставляются либо полностью собранными (конденсаторы УТМЗ для турбин мощностью до 100 МВт включительно и КТЗ), либо в виде отдельных блоков корпуса, узлов, деталей, трубок (конденсаторы ЛМЗ).
Технологический процесс сборки и монтажа конденсаторов можно свести к следующим этапам.
Приёмка элементов корпуса конденсатора и латунных трубок от заказчика. Латунные трубки подвергаются тщательному осмотру с целью выявления дефектов, вызванных неудовлетворительным хранением или недоброкачественным изготовлением. Латунные трубки склонны к растрескиванию при длительном хранении на открытом воздухе, в сырых помещениях или при температурах ниже нуля. При таком хранении поверхность трубок покрывается пленкой влаги, в которой растворяются находящиеся в атмосфере агрессивные газы (аммиак, углекислота). Влажная поверхность корродирует, на ней появляются микротрещины, проникающие в глубь металла.
Сборка корпуса конденсатора, проверка соосности очков трубных досок. В общем случае точность сборки корпуса определяется величиной допуска на соосность отверстий трубных досок с отверстиями промежуточных перегородок (допуск составляет 1 – 2 мм).
Обе половины нижней части корпуса пристыковываются с допуском по вертикальному разъему ±10 мм, допуск на неплотность прижатия по трубным доскам, перегородкам и водяным камерам – 3 – 4 мм. Стыковка блоков выполняется при помощи специальных приспособлений.
После окончания выверки нижних половин корпуса сначала выполняют прихватку стыкуемых деталей, а затем их сварку. Горловину стыкуют со сварным корпусом при помощи приспособления, прихватывают и приваривают к корпусу конденсатора, а по месту соединения приваривают соединительные планки жесткости. После каждой стыковки проверяется качество сварных соединений.
Установка и вальцовка конденсаторных трубок, нанесение уплотняющего покрытия на трубные доски (грунтовка, мастика). Перед установкой конденсаторных трубок специальным калибром проверяется диаметр отверстий в трубных досках и промежуточных перегородках, а также очистка отверстий от консервирующей смазки. Установку трубок начинают с нижней части конденсатора. На конец трубки устанавливается направляющий конус, а подача ее осуществляется двумя профильными роликами, охватывающими трубку. Приводом роликов служит электрогайковерт. Концы трубок должны выступать из трубной доски на одинаковую величину 2 – 3 мм. Закрепление трубок в доске выполняется вальцовкой, имеющей приспособления для ограничения глубины и величины.
Гидравлическое испытание конденсатора проводится в обязательном порядке после завершения сборки.
Присоединение патрубка конденсатора к выхлопному патрубку турбины производят после того, как под фундаментными рамами цилиндров и корпусов подшипников установлены постоянные подкладки или парные клинья, а установка и вальцовка трубок конденсатора полностью закончена. Конденсатор устанавливают на пружинах с таким расчетом, чтобы при заполненных водяных камерах и присоединенных циркуляционных трубопроводах (рабочее состояние) часть нагрузки от конденсатора передавалась через выхлопной патрубок на фундаментные рамы ЦНД. Перед присоединением конденсатора к выхлопному патрубку ЦНД на его кромках с внутренней стороны и на полках горловины наносятся риски, соответствующие продольной и поперечной осям конденсатора. Затем вращением установочных болтов конденсатор равномерно поднимется до совпадения рисок горловине и выхлопном патрубке. После того как между патрубком и горловиной установлен зазор 1÷3 мм по всему периметру (при условии совпадения осевых рисок), конденсатор приваривается к выхлопному патрубку.
После приварки конденсатора измеряют расстояние Н между рамой 2 и стаканами 3. По полученным размерам обрабатывают заготовки планок 5 и устанавливают их в местах измерений, а установочные болты вывинчивают на 10 ÷15 мм и передают с них нагрузку на планки. Подливку бетоном рамы 6 производят после подливки фундаментных рам турбины.
34. Монтаж фундаментных плит турбин
-Монолитные фундаменты под турбоагрегаты в виде рамной конструкции с верхней плитой, на которую устанавливают турбоагрегат. Колонны рам заделывают в мощную нижнюю железобетонную плиту.
-Сборные фундаменты впервые были сооружены на Али-Байрамлинской и Березовской ГРЭС. Вместо массивных монолитных фундаментов применяются более прогрессивные гибкие фундаменты, частоты собственных колебаний которых находятся значительно ниже рабочих частот колебаний ротора турбины. Но и в этих проектах нижняя плита фундамента выполняется в монолитном варианте.
-Фундаменты под турбоагрегаты сооружаются с помощью закладных плит, приспособленных для установки фундаментных рам. Турбинные заводы применяются два способа установки фундаментных рам на фундамент:
на специальные закладные плиты, забетонированные в верхний пояс (ЛМЗ и УТМЗ) (рис. 6.43);
на парные (встречные) клинья, опирающиеся на бетон (ХТГЗ и КТЗ) (рис. 6.45).
3
2
6
4
5
7
1
3
2
5
4

6.43 Установка закладных плит. 1 – закладная плита; 2 – подкладка; 3 – вспомогательная рама; 4 – болт; 5 – щайба клиновая; 6 – уровень; 7 – планка.

Фундаментные плиты (рамы) ХТГЗ и КТЗ устанавливают на парные (встречные) клинья, опирающиеся на бетон (выровненные и притёртые участки). Парные клинья изготовляются на турбинном заводе и не требуют доводки при монтаже. (рис. 6.45). Опорные поверхности парных клиньев должны плотно прилегать друг к другу, плоской прокладке и фундаментной раме. Пластинка щупа 0,05 мм не должна проходить встык сопрягаемых поверхностей. Высота парных клиньев может быть изменена перемещением одного клина по отношению к другому (рис. 6.45, а) вдоль продольной оси последнего. Для обеспечения плотного прилегания парных клиньев к плоской подкладке и фундаментной раме необходимо развернуть один клин по отношению к другому (рис. 6.45, б).
Установка фундаментной плиты на парных клиньях.а – изменение высоты методом сдвига клиньев; б – изменение угла между опорными поверхностями поворотом одного клина; в – установка фундаментной плиты на парных клиньях; 1 – верхний клин; 2 – нижний клин; 3 – плоская подкладка; 4 – фундаментная плита; 5 – бонка; 6 – прихватка клиньев друг к другу и плоской подкладке электросваркой послевыверки цилиндра.
3
1
6
6
2
4
2
а)
б)
в)

Для предварительной установки фундаментных рам и выверки корпусов подшипников и цилиндров турбин могут использоваться клиновые домкраты. Изменение их высоты осуществляется вращением ходового винта (вертикальное усилие до 10 т) и составляет величину до 8 мм. Для меньших нагрузок применяются упорные болты со сферической головкой из закалённой стали.
Фундаментные рамы корпусов подшипников турбины ХТГЗ для увеличения их жесткости и лучшего сцепления с подливкой до установки на фундамент заливают раствором бетона (рис. 6.46, а). Для предварительной установки фундаментных плит ХТГЗ применяют специальные отжимные (установочные) болты, которые ввертывают в тело плиты (рис. 6.46, б).
Установка фундаментных рам (плит) турбин ХТГЗ.
а – подготовка к монтажу плиты корпуса переднего подшипника; б – установочный болт; 1 – фундаментная плита; 2 – крючья; 3 – труба для выхода воздуха при подливке; 4 – болт; 5 –подкладка.
3
1
4
5
2
а)
б)

Фундаментные плиты (рамы) до установки проверяются на состояние опорных площадок и при необходимости обрабатываются инструментом (шабером и др.) с проверкой по контрольной плите. Выверку рам по высотным отметкам производят изменением высоты клиновых домкратов (парных клиньев). Выверку фундаментных рам по осям выполняют перемещением их в необходимом направлении относительно отвесов, натянутых по продольной и поперечной осям турбоагрегата.
35. Принцип монтажа цилиндров паровых турбин
36. Технологический алгоритм монтажа паровых турбин
Технология монтажа цилиндров турбин состоит из следующих основных операций:
Установка и выверка цилиндров и корпусов подшипников. В настоящее время наибольшее распространение получил комбинированный способ выверки цилиндров и корпусов подшипников, который заключается в использовании преимуществ оптических приборов при одновременной проверке нагрузок на отдельные опоры с помощью динамометров.
Под реакцией опоры понимается сила, противодействующая нагрузке на опору, равная ей по величине и направленная в противоположную сторону. На стенде фиксируют реакции опор цилиндров, а также замеряют положения цилиндров и корпусов подшипников. При этом методе определенным величинам реакции опор соответствуют строго определенные деформации частей цилиндра, однозначно определяющие их взаимное положение. Поэтому при изменении реакций опор изменяются деформации частей цилиндра. Сумма реакций всех опор цилиндра является величиной постоянной и равна его весу. При повторении на монтаже нагрузок на опоры, замеренных по их реакциям на стенде, повторяются деформации, а, следовательно, форма и взаимное расположение деталей цилиндра.
Цилиндр турбины во время выверки на динамометрах можно рассматривать как один груз, взвешиваемый на нескольких пружинных весах.
На практике выверка цилиндров турбины по реакциям опор происходит следующим образом. На нижнюю часть цилиндра, собранную на фундаментных рамах и выверенную по осям и высотным отметкам, устанавливают верхнюю крышку и затягивают крепеж горизонтального разъема. Ввертыванием динамометров 3 в консольные лапы 4 цилиндра 7 и 8 фундаментные рамы и на них устанавливаются требуемые нагрузки (рис. 6.53).
78740156845
Рис. 6.53. Выверка цилиндра турбины на динамометрах.
1 – фундаментная плита корпуса переднего подшипника; 2 – корпус переднего подшипника; 3 – динамометр; 4 – консольная лапа цилиндра; 5 – цилиндр турбины; 6 – опора выхлопной части цилиндра; 7 – задняя фундаментная плита; 8 – боковая фундаментная плита; 9 – опора средней части цилиндра; 10 – клиновой домкрат; 11 – вспомогательный индикатор.
Изменение нагрузки на эти динамометры производят изменением высоты клиновых домкратов 10, установленных под фундаментной рамой 2 корпуса переднего подшипника, под фундаментными рамами 7 и 8. Показания на динамометрах должны совпадать с формулярными величинами с точностью до ± 9,8 кН (± 1000 кг/с).
После снятия верхней крышки проверяют уклоны горизонтального разъема цилиндра и корпуса переднего подшипника, а также показания уровня на шейках ротора и центрирование роторов по расточкам под концевые уплотнения и по полумуфтам. Если указанные замеры будут близки к величинам, занесенным в формуляр стендовой сборки, и укладываться в пределы допусков, то выверка цилиндра считается законченной.
При монтаже турбины с применением зрительной трубы сначала выверяют высотное положение нижней части ЦНД. Для этого в определенных местах на горизонтальном разъеме цилиндра устанавливают визиры, а зрительную трубу помещают в штативе на стойке, которая располагается на продольной оси фундамента со стороны генератора. Направляя оптическую трубу, установленную строго горизонтально, на перекрестия проререзей марок, определяют вертикальное смещение визиров относительно горизонтальной плоскости, совпадающей с оптической осью трубы. Сравнивая положение визиров, полученное на монтаже, с данными формуляра, снятого на заводском стенде, определяют величину и направление необходимых перемещений ЦНД.
На рисунке 6.55 приведена схема проверки высотных отметок определенных точек горизонтального разъема цилиндра с помощью зрительной трубы 2 и специальных визиров 4, поочередно располагаемых в соответствующих местах разъема. Зрительная труба устанавливается на полноповоротном штативе. Поочередно направляя зрительную трубу на визиры 4, можно точно определить высотные отметки точек аи б, расположенных на разъеме.
135255137160
Рис. 6.55. Схема проверки высотных отметок горизонтального разъема цилиндра с помощью зрительной трубы и визиров.
1 – полноповоротный штатив; 2 – зрительная труба; 3 – горизонтальный разъем; 4 – визир; 5 – оптическая ось зрительной трубы.
Пригонку стыков перепускных труб, их сварку, проверку качества сварных швов и оформление соответствующей технической документации на эти работы производят согласно правилам Ростехнадзора.
После завершения установки цилиндров турбины фундаментные плиты (рамы) фиксируются подливкой на 2/3 высоты высококачественным бетоном со щебнем фракцией не более 15 мм. Качество бетона проверяется контрольными кубиками. Через 6 – 8 дней подливка наберёт прочность до уровня 60 – 70% от расчётной величины. Полный срок набора расчётной прочности (при положительной температуре наружного воздуха) составляет 28 – 30 дней.
Сборка узлов парораспределения, регулирования, подшипников, а также технология напыления изоляции на горячие поверхности, изучается в курсе ремонта тепломеханического оборудования.
37. Монтаж турбогенераторов тэсУстановка фундаментных плит. Приемку и подготовку фундамента под турбогенератор выполняются по тем же правилам, что и приемку фундамента под турбину. После того, как подготовка фундаментных плит и опорных деталей закончена, укладываются клиновые домкраты (парные клинья). После выверки фундаментной плиты корпуса заднего подшипника устанавливаются на место фундаментные шпильки.
Установка статора на фундамент. Для его подъема применяют специальные монтажные устройства и приспособления совместно с мостовыми кранами пониженной грузоподъемности, которые после подъема статора демонтируют и используют на монтаже следующего генератора. При подъеме двумя мостовыми кранами мосты кранов необходимо соединить специальным сцепным устройством и навесить на большие крюки заранее подготовленную и проверенную траверсу. При подъеме необходимо контролировать горизонтальное положение статора по стрелке укрепленного на траверсе указателя.
Установка выводов статорной обмотки, их пайку и соединение с обмоткой производит электромонтажная организация под техническим руководством представителя завода.
Проверка газовой плотности статора и охлаждения обмотки. Все выпускаемые турбогенераторы мощностью 60 МВт и выше работают при давлении водорода до 0,343 МПа (3,5 кгс/см2). Циркуляция водорода осуществляется вентиляторами, расположенными на валу ротора. Нагретый водород охлаждается газоохладителями, встроенными в корпус статора.
Проверка газовой плотности ротора. Вал турбогенератора имеет осевое сверление, в котором находятся токоподводы, соединяющие контактные кольца с роторной обмоткой. Если места прохода токоподводов внутрь вала, а также торцевые заглушки осевого сверления не будут уплотнены, то водород, находящийся под давлением в корпусе статора, будет проникать в машинный зал. Проверка ротора на газоплотность состоит из проверки плотности установки двух торцевых заглушек и болтов токопроводов, проходящих через радиальные сверления вала в местах соединения токоподвода с контактными кольцами и роторной обмоткой.
Установка ротора в статор и центрирование его к ротору турбины выполняют с применением присоединяемого к муфте ротора специального удлинителя; с применением специальных монтажных тележек; комбинированным способом с использованием удлинителя и
Обработку отверстий соединительных муфт роторов осуществляют для обеспечения соосности совмещенных отверстий. Обработку (райберовку) отверстий выполняют райбером после центрирования роторов, устраняя смещения осей этих отверстий, получившиеся в результате неточности заводского изготовления и посадки муфт.
Окончательная установка статора по ротору, установка торцевых щитов и сборка уплотняющих подшипников. Точную установку статора по отношению к ротору выполняют для того, чтобы продольные оси статора и ротора совпадали во время работы турбоагрегата. Зазоры между активной сталью ротора и расточкой статора, измеренные сверху, снизу, слева и справа, должны быть равны или отличаться от величины среднего зазора на величину не более 1 мм.
Монтаж возбудителей. Если возбудитель поставляется в собранном виде и завод, подтвердив возможность монтажа возбудителя без разборки, прилагает заполненный формуляр на его сборку, то перед монтажом производят только промывку шеек якоря и вкладышей от консервирующей смазки; удаляют приспособление, удерживающее якорь от осевых перемещений при транспортировке, и проверяют электрическое сопротивление изоляции корпусов подшипников по отношению к земле, которое должно быть не менее 1 МОм. В противном случае следует произвести полную ревизию возбудителя. Удаление и установку якоря в статор производят аналогично подобным операциям удаления и установки ротора генератора с применением удлинителя.
Монтаж системы водородного охлаждения, водяного охлаждения статорной обмотки. Работы по монтажу системы водородного охлаждения турбогенератора состоят из установки, ревизии и проверки газоплотности (помимо статора, ротора и газоохладителей) газового поста, осушителя водорода, демпферного бака, гидрозатвора, трубопроводов водорода, углекислоты и сжатого воздуха, а также контрольно-измерительной аппаратуры.
38. Монтаж вспомогательного оборудования и трубопроводов машзалаТрубопроводы ТЭС в соответствии с правилами Ростехнадзора подразделяются на IV категории:
I категория 450°С и выше
II категория 350 ÷ 450°С
III категория 250 ÷ 350°С
IV категория 115 ÷ 250°С
В качестве основного материала для трубопроводов с параметрами пара 100/510 применяются стали хромомолибденовые, а для параметров 140/570 – хромомолибденованадиевые. Для трубопроводов остальных трёх категорий – углеродистые стали различных марок.
В большинстве своём трубопроводы для ТЭС (диаметром 100 мм и более) изготовляются на заводах и поставляются блоками вместе с арматурой (рис. 6.68).
Решение о прокладке принимается заказчиком совместно с монтажной организацией. Размещение трубопровода в проектах определяется высотными отметками и расстояниями осей трубопровода от осей здания и т.п. До начала монтажных работ высотные отметки выносятся с помощью краски геодезической службой генерального подрядчика на колонны и металлоконструкции площадок обслуживания.
Общий график монтажа трубопроводов ТЭС предполагает первоочередной монтаж трубопроводов большего диаметра, а также паропроводов острого пара и питательных трубопроводов. Последними монтируются (по месту) трубопроводы Ø50 мм и менее: дренажные системы, воздушники и др.
Трубопроводы устанавливаются в проектное положение на опорах и подвесках. Опоры делятся на две группы, различные по конструкции и назначению. К первой группе относятся неподвижные опоры, жестко фиксирующие положение трубопроводов; ко второй подвижные опоры, дающие возможность свободных перемещений трубопроводов при температурных расширениях. Подвижные опоры делятся на катковые, скользящие и пружинные. Катковые опоры допускают перемещение трубопровода только в одном направлении (вдоль или поперек оси); скользящие опоры допускают перемещение трубопровода в двух направлениях горизонтальной плоскости (осевом и поперечном); пружинные опоры допускают перемещение трубопровода, как в горизонтальном, так и в вертикальном направлениях. В зависимости от трассы трубопровода опоры устанавливаются либо непосредственно на строительных конструкциях здания, либо на специальных металлических кронштейнах. Вторым видом крепления станционных трубопроводов являются жесткие и пружинные подвески. Жесткие подвески допускают незначительные перемещения трубопроводов только в горизонтальной плоскости. Пружинные подвески обеспечивают свободное перемещение трубопровода, как в горизонтальном, так и в вертикальном направлениях.
Для восприятия тепловых расширений трубопроводов устанавливаются компенсаторы. На рабочих чертежах на монтаж оборудования (исходя из расчётов компенсации тепловых расширений) предусматриваются холодные растяжки (х.р.) «П»-образных и линзовых компенсаторов и холодные натяги (х.н.) участков трубопроводов, имеющих криволинейную форму. В зависимости от числа волн линзовые компенсаторы бывают одно-, двух- и трехволновыми.
Холодный натяг трубопроводов высокого давления производится после установки всей арматуры и фасонных частей, установки неподвижных опор и подвесок. Часто холодный натяг осуществляется при несоосном расположении стыкуемых труб (рис. 6.72), так как необходимо компенсировать расширения перпендикулярно расположенных трубопроводов. Работы проводятся при помощи талей, домкратов и т.д.
Монтаж вспомогательного оборудования машинного зала
Маслосистема турбины и генератора. Маслосистема всего турбоагрегата, особенно её часть высокого давления (регулирование турбины) являются одним из ответственных узлов монтажных работ.
Алгоритм монтажа включает в себя следующие основные операции:
монтаж маслобака, маслоохладителей, маслоустановки уплотнений генератора и насосов;
контрольная сборка маслосистемы заводского изготовления, и элементов, изготовленных на монтажной площадке, проверка параллельности фланцев;
инструментальный контроль сварных стыков маслопроводов высокого давления;
гидравлическое испытание маслосистемы;
разборка маслосистемы для детальной очистки труб изнутри, обработки уплотнительных поверхностей фланцев, смазка изнутри турбинным маслом очищенных труб, установка заглушек;
сборка маслопроводов с применением проектных прокладочных материалов и крепежа из материала, по характеристикам не ниже Ст 5, использование при сборке фланцев маслопроводов высокого давления специальных прокладочных материалов;
монтаж противопожарной защиты от разуплотнения маслопроводов.
Сосуды, работающие под давлением. Кроме рабочих чертежей на установку подогревателей бойлеров, деаэраторов необходимо изучить все указания по установке этих сосудов, содержащиеся в их паспортах, составленных на основании требования документов Ростехнадзора. В целом, технологическая последовательность основных операций следующая:
приемка сосудов в монтаж с детальным обследованием всех элементов и проверкой исправности заглушек, пломб и т.д., ликвидация повреждений элементов сосуда проводиться только по письменному согласованию с заводом-изготовителем технологии и технологического решения;
разработка ППР на подачу бака аккумулятора деаэратора на проектное место, стационарные грузоподъёмные механизмы на деаэраторной этажерке обычно не предусматриваются;
учёт при установке сосудов вопросов компенсации тепловых расширений.
Ревизию и установку вспомогательного оборудования выполняют до начала монтажа трубопроводов, что дает возможность производить параллельный монтаж трубопроводов и турбины. Теплообменники и эжекторы поступают на монтаж в собранном виде. Во время разборки и осмотра теплообменников проверяют соответствие зазоров между деталями трубных систем и корпусами указанным на чертежах, а внутренние поверхности корпусов и водяных камер очищают и продувают воздухом. Установку эжекторов и подогревателей производят согласно чертежу на металлических балках, железобетонных перекрытиях и колоннах или бетонном полу.
Деаэраторные колонки и баки-аккумуляторы поступают на монтажную площадку раздельно. Приварку колонок к бакам выполняют на монтаже. Горловины питательных баков емкостью 90 м3и выше поставляются отдельно от бака в виде кольца. В этом случае горловину 3 (рис. 6.65) после сборки следует приварить к деаэраторной колонке (стык 7), а затем вместе с нею установить и приварить к баку (стык 8). Такой способ обеспечивает возможность выполнения внутренних сварных швов или установку подкладных колец.
131445198755
Рис. 6.65. Установка деаэратора.
1 – деаэрационная колонка; 2 – бак; 3 – горловина; 4 – неподвижная опора; 5 – подвижная опора; 6 – каток; 7 – монтажный стык (заваривается первым); 8 – второй монтажный стык.
39. Монтаж вращающихся механизмов тэс вспомогательного назначения
Пригонка подшипников качения (скольжения) и полумуфт, центровка роторов по полумуфтам и расточкам, статическая и динамическая балансировка роторов и т.д. Монтаж любых вращающихся механизмов проводится на основе рабочих чертежей.
На электростанциях устанавливаются различные по конструкции насосы, которые можно разделить несколько основных типов:консольные, секционные, вертикальные центробежные, вертикальные осевые .
Предмонтажные работы. До начала монтажа насосного агрегата либо другого вращающегося механизма необходимо подготовить фундамент, разобрать агрегат, провести ревизию его деталей.
При подготовке фундамента необходимо убедиться в отсутствии трещин, пустот и оголенной арматуры, а также проверить его размеры, высотные отметки, расположение относительно осей турбоагрегата или здания. При бетонировании фундамента рекомендуется до момента схватывания бетона на места установки подкладок укладывать по уровню строганные металлические плитки размером на 10 – 15 мм больше, чем подкладки. После затвердевания бетона плитки удаляют и на их местах остаются ровные и правильно подготовленные поверхности под подкладки.
Питательные насосы энергетических блоков устанавливают на закладных плитах аналогично тому, как устанавливают турбины. В процессе изготовления фундаментов для таких насосов следует установить, выверить и подлить раствором бетона закладные плиты. Небольшие и средние насосы устанавливают и центруют с электродвигателями на рамах до установки на фундаменте.
При наружном осмотре насоса необходимо убедиться в отсутствии повреждений корпуса, консолей и корпуса подшипников, арматуры и труб в пределах насоса, проверить наличие шпилек и пробок. Вручную проверяют легкость вращения ротора насоса совместно с электродвигателем. На фундаментной раме следует измерить размеры отверстий под фундаментные болты, расстояния между центрами этих отверстий и полученные данные сверить с заводскими чертежами установки насосного агрегата.
Радиальные биения вала насоса не должны превышать 0,02 – 0,03 мм, а насаженных на него деталей (втулки, рабочие колеса) – 0,04 – 0,08 мм. Радиальное биение насаженной на вал полумуфты не должно быть более 0,04 – 0,06 мм, а торцевое – более 0,04 мм.
При осмотре рабочих колес необходимо убедиться в отсутствии трещин и погнутых кромок, а также в правильности расположения рабочего колеса по отношению к направляющему аппарату.
Во время ревизии необходимо осмотреть и проверить состояние подшипников насоса.
Крупные вертикальные насосы (циркуляционные, конденсатные) из-за больших размеров поставляются на монтажную площадку в разобранном виде. Перед монтажом производят полную ревизию всех деталей, а во время монтажа – сборку насоса.
Монтажные операции. В общем виде при монтаже насосного оборудования и других вращающихся механизмов выполняются следующие операции (рис. 6.67).
На фундамент устанавливается плита (рама) с выверкой её горизонтальности за счёт установочных плоских или парных клиновых подкладок. Количество подкладок под фундаментной плитой по высоте должно быть не более 3 штук. Под фундаментные рамы питательных насосов постоянные подкладки устанавливают аналогично установке их под рамами турбины.
Подливаются фундаментные анкерные колодцы для закрепления анкерных болтов.
Выверяются стойки подшипников и корпусов механизмов с помощью подкладок между фундаментной плитой и опорными поверхностями механизмов.
Установка насоса (механизма) и электродвигателя. Под лапы электродвигателя устанавливаются подкладки толщиной 3 – 5 мм каждая. Наличие таких подкладок позволяет в процессе эксплуатации производить необходимые исправления центрирования. Выверку осей валов насоса и электродвигателя производят изменением толщины подкладок под рамой электродвигателя. Насос устанавливается по высоте (допуск ± 5 мм), выверяется относительно продольной и поперечной осей фундамента, проверяется по уровню. Меняя толщину подкладок под рамой, устанавливают насос в необходимом положении По окончании выверки подкладки прихватывают электросваркой друг к другу и окончательно производят измерения положения насосного агрегата. После этого фундаментные рамы вместе с фундаментными болтами подливают раствором бетона. После затвердевания подливки затягиваются фундаментные болты.
Окончательная центровка насосного агрегата. Производится центровка роторов по расточкам статоров и центровка роторов механизма и приводного двигателя по полумуфтам для создания единой линии вала.
Пробный пуск агрегата. Опробование всего механизма вначале проводится при расцепленной полумуфте пуском электродвигателя, затем механизма. Кроме проверки вибрации проверяются параметры работы механизма (напор, потребляемая мощность и др.). При пробном пуске электродвигателя необходимо проверить соответствие направления вращения.
6.67 Схема монтажа вращающегося механизма
где: Ф – фундамент; ФП – фундаментальная плита (рама); М – механизм; ЭД – электродвигатель; СП – стойка подшипника; АК – анкерный колодец; АБ – анкерный болт; ФБ – фундаментальный болт; ЛВ – линия вала механизма и электродвигателя; СМ – соединительная муфта; УП – установочные подкладки; ПФП – подливка фундаментальной плиты (рамы).М
СП
СМ
ЭД
СП
ФБ
ПФП
АК
ФП
АБ
ЛВ
Ф
УП

40. Монтаж маслосистем турбин
Маслосистема турбины и генератора. Маслосистема всего турбоагрегата, особенно её часть высокого давления (регулирование турбины) являются одним из ответственных узлов монтажных работ.
Алгоритм монтажа включает в себя следующие основные операции:
монтаж маслобака, маслоохладителей, маслоустановки уплотнений генератора и насосов;
контрольная сборка маслосистемы заводского изготовления, и элементов, изготовленных на монтажной площадке, проверка параллельности фланцев;
инструментальный контроль сварных стыков маслопроводов высокого давления;
гидравлическое испытание маслосистемы;
разборка маслосистемы для детальной очистки труб изнутри, обработки уплотнительных поверхностей фланцев, смазка изнутри турбинным маслом очищенных труб, установка заглушек;
сборка маслопроводов с применением проектных прокладочных материалов и крепежа из материала, по характеристикам не ниже Ст 5, использование при сборке фланцев маслопроводов высокого давления специальных прокладочных материалов;
монтаж противопожарной защиты от разуплотнения маслопроводов.
41. Организация пуско-наладочных работ на тэсПосле завершения монтажа оборудования и трубопроводов наступает период пусконаладочных работ.
До начала опробования тепломеханического оборудования ТЭС, включая ХВО, топливное хозяйство и очистные сооружения, необходимо закончить монтаж и провести наладку систем электроснабжения собственных нужд, КИПиА, связи, питьевого водоснабжения и канализации, средств пожаротушения и другое. Так как в ПНР участвует значительное количество персонала, к этому периоду необходим ввод в действие минимального комплекса санитарно-бытовых помещений (туалеты, душевые, сушки спецодежды и др.). К этому периоду на ТЭС должен быть организован медпункт.
Электрическая часть системы контроля и управления. Уже в начале строительства проектом организации строительства (ПОС) предусматривается сооружение подстанции для питания нужд строительства и монтажа. К основному этапу ПНР необходим ввод ОРУ с питанием от энергосистемы, а также минимальный объём РУ собственных нужд ТЭС.
Очистные сооружения и другие устройства охраны окружающей среды.Как минимум для сброса промывочных вод, на первых порах создаются накопители. Но создание всего комплекса защиты окружающей среды является также первоочередной задачей.
Система технического водоснабжения. К началу первого этапа ПНР – промывок и т.п. необходим пуск первых агрегатов питающей насосной технической воды (обычно берётся насосная станция – б.н.с.) и минимального комплекса трубопроводов техводоснабжения.
Система топливоснабжения. Для ТЭС на которых основным топливом является газ к моменту начала ПНР в главном корпусе система внешнего газоснабжения: газопровод от ГРС до ТЭС, ГРП ТЭС и газопроводы к котельному отделению главного корпуса должны быть готовы и опробованы. Для ТЭС на твёрдом топливе с растопкой на мазуте, а также ТЭС на мазуте без резерва газового топлива кроме готовности топливного хозяйства необходим пусковой источник пара для разогрева мазута и др. Возможным вариантом является использование передвижной котельной.
Система водоподготовки.Сразу после завершения промывок оборудования и трубопроводов технической водой наступает период первых растопок парового котла. К этому периоду уже должен быть наработан запас умягчённой или обессоленной воды.
Котельное отделение. По завершению монтажа котлоагрегата, сосудов и трубопроводов котельного отделения всё это подвергается обследованию специалистов Ростехнадзора. Далее проводятся индивидуальные испытания котлоагрегата:
Индивидуальные опробования систем – подачи топлива, дутья, дымососов и др. вспомогательных систем, а также средств управления, контроля и автоматики;
Паровое опробование котлоагрегата (паровая плотность) с доведением давления до уровня 3-7 атм.
Вторым этапом проводится проверка подъёмом давления до номинала и наладка предохранительных клапанов.
В период проведения «паровой плотности» идёт поэтапная сушка обмуровки (более 2-х суток с медленным подъёмом температур в топке).
Одновременно период работы парового котла используется для проведения продувки паропроводов.
Также подвергается проверке и обкатке почти всё оборудование котельного отделения, комплексов топливоснабжения и химводоподготовки, но на минимальных нагрузках.
Весь этот комплекс работ проводится на основе детальных программ и с непосредственным участием специалистов пуско-наладочных организаций.
Машинное отделение главного корпуса ТЭС. Комплекс турбинного оборудования (машинного зала) в вопросах индивидуального опробования включает:
опробование электродвигателя насосного оборудования, всего механизма с проверкой и фиксацией паспортных параметров оборудования и вибропоказателей;
питательные насосы, представляющие из себя сложный агрегат, требуют наличия холостого сброса (рециркуляции в бак-аккумулятор деаэратора) от вскипания в корпусе насоса, проверки работы маслосистемы, а также контроля работы гидропяты;
промывки и продувки трубопроводов;
проверку плотности вакуумной системы турбины - проверка заливом + проверка плотности созданием вакуума;
проверку регулирования на неработающей турбине;
пробные пуски турбины до уровня холостого хода.
При этих пусках проводится напыление изоляционного покрова, проверяется работа маслосистемы смазки турбоагрегата, работа системы уплотнений генератора, вибросостояние всего агрегата, а также параметры системы регулирования на уровне номинальных оборотов (холостой ход). Кроме того, проводится наладка автомата безопасности (АБ) турбины от недопустимого повышения оборотов (свыше 10 – 12% от номинала).
Все эти операции детализируются в программах, а в процессе опробований специалисты пуско-наладочных организаций передают опыт эксплуатационному персоналу.
42. Механические и химические очистки после монтажа
Внутренняя поверхность трубопроводов, поверхностей нагрева котла, сосудов и других элементов пароводяного тракта ТЭС, системы водоподготовки технического и циркуляционного водоснабжения, а также системы теплофикации покрыта слоем металлургической окалины, образующейся в процессе изготовления труб, обечаек сосудов и др. Слой окалины недостаточно прочно связан с поверхностью металла и обычно пронизан трещинами.
Во время хранения оборудования и трубопроводов на складах и при монтаже на поверхность металла попадает влага, песок, грязь, около сварных стыков остаётся грат, а порой попадают посторонние предметы: крепёж, огарки электродов, мелкий инструмент и т.п.
Механические способы очистки оборудования и трубопроводов включают в себя:
Очистку металлическими щётками – ершами, а также пескоструйными устройствами элементов маслосистемы турбоагрегата, внутренних полостей чугунных «стульев» турбин, внутренних полостей литых корпусов насосов и т.п.;
Тщательную продувку сжатым воздухом элементов оборудования и мелких участков трубопроводов;
Промывка технической водой напором штатных или специальных насосов с максимально-возможными скоростями (1,5÷2 м/сек) всех контуров ТЭС до полного осветления моющей воды;
Продувка трубопроводов паром низкого давления, что позволяет существенно увеличить скорость среды за счёт роста удельных объёмов пара (6.73);
Химическая очистка пароводяного контура ТЭС или её отдельных элементов: парового котла, питательного тракта и др.
Продувка трубопроводов (паропроводов) обычно проводятся при пробной растопке котла давлением 5 – 10 атм. Поочерёдно продуваются главный паропровод и перепускные трубы к каждому из регулирующих клапанов. Возможна также продувка этим паром других паропроводов ТЭС при условии обеспечения достаточной компенсации тепловых расширений.
После прогрева всей трасы продуваемого паропровода интенсивная продувка достаточна в течение 5 – 10 минут.
При устройстве временных выхлопных трубопроводов крепление их на выходе должно учитывать значительную реакцию струны.
Химические послемонтажные очистки оборудования ТЭС.Для предварительного разрыхления окалины перед химической очисткой проводится двухэтапное щелочение контура:
Раствор едкого натра (1%) при температуре раствора до 100°С;
Повышение концентрации в растворе до 3-4%.
Щелочение продолжается путём циркуляции раствора в течение 12-24 часов. Большее время операции принимается при заниженной температуре раствора или значительном загрязнении контура.
Отмывка после щелочения ведётся подогретой до 80-100°С технической водой в течение 1-2 часов.
Наиболее распространенным видом химической очистки является кислотная промывка 5% раствором ингибированной соляной кислоты при температуре 70-100°С.
После кислотной промывки необходимо защитить металл от окисления путём создания защитной плёнки (обычно гидразин).
При наличии в контуре аустенитных сталей химическая очистка проводится серной или лимонной кислотой, операция щелочения проводится водным раствором аммиака.
43. Освоение оборудования введеннойтэс до уровню проектных нормативов
Такая программа составляется на прогнозируемый период освоения и включает в себя следующие основные направления:
- углубленное изучение нового оборудования персоналом (эксплуатационным и ремонтным), включая привлечение для преподавания специалистов заводов-изготовителей;
- тесный контакт со специалистами заводов;
- учёт в инструкциях по эксплуатации требований документов заводов-изготовителей;
- изучение опыта эксплуатации подобного оборудования на других ТЭС, включая зарубежные;
- максимальное использование опыта приводимого в отраслевой периодической печати, а также Интернете, в т.ч. зарубежной его части;
- техническая программа освоения оборудования с поэтапным достижением проектных показателей;
- создание системы эффективного управления качеством эксплуатации, технического обслуживания и ремонта;
- акцент на обучение эксплуатационного персонала в части безусловного соблюдения требований инструкций заводов-изготовителей и НТД отрасли, и др.
В число технических мероприятий, исходя из статистики нарушений в работе вновь введённого оборудования на ТЭС, следует включить меры по предупреждению наиболее часто возникающих событий аварийного характера.

Приложенные файлы

  • docx 26677524
    Размер файла: 4 MB Загрузок: 0

Добавить комментарий