ВНТП 81 Нормы технологического проектирования тепловых электриче. И. С. Непорожний "8" октября 1981 г. Нормы технологического проектирования тепловых электрических станций внтп 81 Утверждены. Протокол

• Название: И. С. Непорожний "8" октября 1981 г. Нормы технологического проектирования тепловых электрических станций внтп 81 Утверждены. Протокол
• Дата: 25.03.2023
• Размер: 0.7 Mb.
• Имя файла: ВНТП 81 Нормы технологического проектирования тепловых электриче.pdf
• Тип: Протокол; #1014287
• страница: 4 из 11

5.2. Золоулавливание
5.2.1. Все котлоагрегаты, сжигающие твердое топливо, оборудуются золоулавливающими установками.
Коэффициент золоулавливания в зависимости от мощности электростанции и приведенной зольности сжигаемого топлива принимается соответственно:
- для конденсационных электростанций модностью 2400 тыс. кВт и выше и ТЭЦ мощностью 500 тыс. кВт и выше должны применяться высокоэффективные электрофильтры со степенью очистки газов не ниже 99% при приведенной зольности 4% и менее и, 99,5% при приведенной зольности выше 4%;
- для конденсационных электростанций мощностью 1000-2400 тыс. кВт и ТЭЦ мощностью 300-500 тыс. кВт - не ниже 98% и 99% соответственно приведенной зольности;
- для конденсационных электростанций мощностью 500-1000 тыс. кВт и ТЭЦ мощностью
150-300 тыс. кВт не ниже 96% и 98% соответственно приведенной зольности;
- для КЭС и ТЭЦ меньшей мощности коэффициент очистки газов принимается 93% и 96% соответственно приведенной зольности.
5.2.2. Высота дымовых труб выбирается в соответствии с утвержденной методикой расчета рассеивания в атмосфере выбросов и проверяется по допустимой запыленности перед дымососом.
Расчет ведется по расходу топлива при максимальной электрической нагрузке электростанции и тепловой нагрузке при средней температуре наиболее холодного месяца.
При летнем режиме, в случае установки пяти турбин и более, расчет ведется с учетом остановки одной из них на ремонт.
5.2.3. В качестве золоуловителей на электростанциях, как правило, применяются:
- для очистки газов со степенью выше 97% - электрофильтры;
- для очистки газов со степенью 95-97% - мокрые золоуловителя типа МС-ВТИ и МВ-
УООР ГРЭС. При невозможности применения мокрых аппаратов (из-за свойств золы или для дальнейшего ее использования и др.) устанавливаются электрофильтры со степенью очистки не менее 98%;
- для очистки газов со степенью 93-95% - батарейные циклоны типа БЦУ-М или БЦРН.
Применение золоуловителей других типов допускается при соответствующем обосновании.
5.2.4. Как правило, следует применять открытую установку золоуловителей с закрытием во всех климатических зонах нижней бункерной части и верхних сопел орошения мокрых золоуловителей.
В районах с расчетной температурой отопления минус 20°С и ниже мокрые золоуловители устанавливаются в помещении.
5.2.5. Система газоходов перед и после золоуловителей, а также их компоновка, должны обеспечивать равномерную раздачу дымовых газов по аппаратам при минимальном сопротивлении газового тракта.
В газоходах, при необходимости, устанавливаются направляющие лопатки или другие газораспределительные устройства.
5.2.6. Температура и влагосодержание дымовых газов, поступающих в электрофильтры, должны обеспечивать возможность высокоэффективной очистки газов от золы сжигаемого топлива, с учетом ее электрофизических свойств.
Если температура и влагосодержание дымовых газов за парогенератором не обеспечивают благоприятных электрофизических свойств золы, необходимых для эффективной работы

электрофильтров, требуемые температура и влагосодержание газов достигаются соответствующими мероприятиями по котлу или устройством специальной установки перед электрофильтром.
5.2.7. Высоковольтные агрегаты питания электрофильтров размещаются в специальном помещении.
5.2.8. Не допускается сброс в бункера электрофильтров воздуха или газов из системы аспирации, дробеочистки и др. Сброс сушильного агента из разомкнутой системы пылеприготовления в дымовые газы перед электрофильтром допускается при условии выполнения требований взрыво - и пожаробезопасности.
5.2.9. Температура дымовых газов за мокрыми золоуловителями при любых режимах работы парогенератора должна быть не менее, чем на 15°С выше точки росы газов по водяным парам.
5.2.10. На газоходах каждого золоуловителя по заданию организации, проектирующей золоуловители, предусматриваются люки и площадки для определения эффективности золоулавливания.
5.2.11. Электрофильтры и батарейные циклоны оборудуются системой сбора и транспорта сухой золы. Под бункерами золоуловителей устанавливаются устройства, исключающие присосы воздуха в бункера. Эти устройства должны обеспечивать нормальную работу систем сухого и мокрого золоудаления при всех режимах встряхивания осадительных электродов.
5.2.12. Сухие золоуловители должны иметь теплоизоляцию и систему обогрева нижней части бункера, обеспечивающий температуру стенки бункеров не менее, чем на 15°С выше точки росы дымовых газов по водяным парам.
5.3. Внутристанционное золошлакоудаление
5.3.1. Внутристанционное золошлакоудаление до насосных станций осуществляется раздельным с использованием пневмогидравлических или гидравлических способов.
При наличии на ТЭС сухих золоуловителей принимается внутристанционное пневмогидравлическое золоудаление, при котором зола из-под золоуловителей собирается пневмосистемами в промбункер.
Из промбункера зола подается через каналы гидроудаления в насосную станцию. При наличии потребителей золы она пневматическим способом транспортируется из промбункера на склад сухой золы или выдается непосредственно из промбункеров в транспортные средства потребителя.
При мокрых золоуловителях принимается гидравлическое удаление золы каналами в насосную станцию.
При соответствующем обосновании могут применяться и другие способы внутреннего золошлакоудаления.
5.3.2. Шлаковые и золовые каналы в пределах площадки, включая расположенные в насосной станции, принимаются, как правило, раздельными.
Шлаковые каналы при твердом шлакоудалении выполняются с уклоном не менее 1,5% и при жидком шлакоудалении - не менее 1,8%. Золовые каналы выполняются с уклоном не менее 1%.
Каналы, как правило, выполняются железобетонными с облицовкой из камнелитых изделий. По длине каналов устанавливаются побудительные сопла. Каналы должны быть перекрыты легкосъемными конструкциями на уровне пола.
5.3.3. Багерная насосная станция располагается в котельном отделении. В случае невозможности расположения насосной в главном корпусе, при соответствующем обосновании допускается располагать багерную насосную за пределами главного корпуса.
На всасе багерных насосов предусматривается приемная емкость не менее чем на две минуты работы насоса для насосной, расположенной в главном корпусе, и не менее трех минут - для выносной багерной насосной.

5.3.4. К одной багерной насосной подсоединяется не менее 6 котлов паропроизводительностью 320-500 т/ч; не менее 4 котлов по 640-1000 т/ч, не менее 2 котлов по 1650-2650 т/ч.
5.3.5. Насосное оборудование систем золошлакоудаления принимается по возможности крупных типоразмеров. Насосы орошающей, смывной, ажектирующей, уплотняющей воды и шламовые (золовые) насосы устанавливаются с одним резервным агрегатом в каждой группе насосов.
Багерные насосы устанавливаются с одним резервным и одним ремонтным агрегатом в каждой насосной станции.
При опасности образования минеральных отложений в системе в каждой группе насосов
(кроме багерных и шламовых) устанавливается по одному дополнительному насосу для возможности проведения очисток.
При необходимости перекачки шлакозоловой пульпы несколькими ступенями багерных и шламовых насосов в одной насосной станции устанавливается 2 ступени насосов.
5.3.6. При РН осветленной воды

12,0 не допускается смешение ее с технической подпиточной водой.
5.3.7. Шлакодробилки, как правило, устанавливаются под котлами. Установка шлакодробилок в багерной насосной предусматривается при необходимости получения более мелких фракций шлака по условиям применения на золошлакоотвале рассредоточенного намыва.
5.3.8. При проектировании электростанций, необходимо предусматривать возможность сбора и выдачи золошлаков потребителям. Следует выявлять потребителей золошлаков и с учетом их заявок проектировать устройства для выдачи золы и шлака.
5.3.9. Для сбора сухой золы в промбункер и транспорта ее на склад принимаются пневмосистемы с аэрожелобами и пневмоподъемниками, вакуумные системы, низконапорные трубные системы. При значительной приведенной длине транспорта до склада (до 1000 м) применяются напорные пневмосистемы с пневмовантовыми или камерными насосами.
Склад сухой золы для выдачи ее потребителям принимается емкостью ни более двухсуточного запаса при среднегодовой выдаче золы.
5.3.10. При необходимости выдачи шлака потребителям предусматриваются гидравлические системы с трехсекционным шлакоотстойником, системы намыва шлака в бурты или в расходные отвалы.
Шлакоотстойник выполняется железобетонным, с дренируемым основанием. Емкость одной секции отстойника принимается не менее суточного запаса и отстоя шлака.
5.3.11. Для промывки пульпопроводов, подачи воды на уплотнения багерных и шламовых насосов и регулировки уровня в приемной емкости перед багерными насосами используется оборотная ответвленная вода.
5.3.12. При опасности образования минеральных отложений в пульпопроводах и трубопроводах осветленной воды следует предусматривать установку для очистки трубопроводов гидрозолоудаления смесью воды и дымовых газов или другие способы очистки трубопроводов.
5.3.13. Отвод сточных вод от гидросмыва из помещений топливоподачи предусматривается в систему гидрозолоудаления - в багерную насосную станцию или в самотечные лотки.
6. ТУРБИННОЕ ОТДЕЛЕНИЕ
6.1. Единичная мощность турбоагрегатов конденсационных блоков на электростанциях, входящих в объединенные энергосистемы, выбирается возможно более крупной для данного вида топлива с учетом перспективного развития объединенной системы, а на электростанциях, входящих в изолированные системы, - на основе технико-экономического

анализа с учетом величины аварийного резерва и затрат на сетевое строительство, а также перспективного развития.
6.2. Единичная мощность и тип теплофикационных агрегатов на ТЭЦ, входящих в энергосистемы, выбираются возможно, более крупными с учетом характера и перспективной величины тепловых нагрузок района.
Турбины с производственным отбором пара выбираются с учетом длительного использования этого отбора в течение года.
Турбины с противодавлением выбирается для покрытая базовой части производственной паровой и отопительной нагрузок и не устанавливаются первым агрегатом ТЭЦ.
В схеме трубопроводов ТЭЦ предусматривается (в случае необходимости) возможность осуществления мероприятий по максимальной загрузке противодавленческих турбин за счет сокращения производственных и отопительных отборов у конденсационных турбин.
Для изолированных электростанций выбор агрегатов производится таким образом, чтобы при выходе одного из них оставшиеся обеспечили покрытие электрических нагрузок с учетом допускаемого потребителями регулирования.
6.3. При установке турбин с двойным значением номинальной мощности (например, Т-
250/300-240), установленная электрическая мощность ТЭЦ определяется по максимальному значение мощности турбин.
Рабочая мощность таких агрегатов и выработка ими электроэнергии определяется в проекте ТЭЦ в соответствии с графиком тепловой нагрузки. В зимнем режиме использование максимальной электрической мощности агрегата в проекте не учитывается, так как оно допускается только в аварийных ситуациях.
6.4. Тепловая схема блочных электростанций должна обеспечивать возможность пуска блока на скользящих параметрах и из любого температурного состояния котлоагрегата, трубопроводов и турбины с минимальными потерями тепла и конденсата, а также деаэрацию питательной воды в процессе пуска.
Тепловая схема и оборудование блоков с закритическим давлением пара должны обеспечивать возможность работы блока на скользящем давлении.
6.5. Для пуска первых двух блоков на электростанциях предусматриваются пусковые котельные или другие устройства, которые должны обеспечивать паром отопление зданий, деаэрацию питательной воды, разогрев мазута, приводные турбины вспомогательных механизмов при отсутствии пускорезервных агрегатов с электроприводами и другие предпусковые нужды.
Для теплоэлектроцентралей, а также неблочных конденсационных электростанций рекомендуется использовать в качестве пусковой временную котельную, сооружаемую для обслуживания строительно-монтажных работ.
6.6. Загрязненные дренажи должны подвергаться очистке для их повторного использования в цикле.
6.7. Схемы трубопроводов должны предусматривать возможность проведения паровых продувок, предпусковых и эксплуатационных химических промывок, а также консервацию оборудования.
6.8. Производительность и число регенеративных подогревателей для основного конденсата определяются числом имеющихся у турбин для этих целей отборов пара. При этом каждому отбору пара должен соответствовать один корпус подогревателя (за исключение деаэраторов). Для блоков мощностью 800 МВт и более подогреватели высокого давления допускается выполнять в двух корпусах.
Регенеративные подогреватели низкого давления, как правило, принимаются смешивающего типа. Число их определяется технико-экономическим обоснованием.
6.9. Количество и производительность питательных насосов должны соответствовать нижеследующим нормам.
Для электростанций с блочными схемами:

- производительность питательных насосов определяется максимальными расходами питательной воды на питание котлов с запасом не менее 5%;
- на блоках с давлением пара 13 МПа (130 кГс/см
2
) на каждый блок устанавливается, как правило, один питательный насос производительностью 100%, на складе предусматривается один резервный насос для всей электростанции. Питательные насосы принимаются с электроприводами и гидромуфтами; при соответствующем обоснования допускается применение турбопривода;
- на блоках с закритическим давлением пара устанавливается питательные насосы с турбоприводами, один производительностью 100% или два по 50%; при установке на блок одного турбонасоса производительностью 100% дополнительно устанавливается насос с электроприводом и гидромуфтой производительностью 30-50%. При установке на блок двух турбонасосов производительностью по 50% насос с электроприводом не устанавливается, к турбонасосам предусматривается резервный подвод пара.
Для электростанций с общими питательными трубопроводами:
- на электростанциях, включенных в энергосистемы, суммарная производительность всех питательных насосов должна быть такой, чтобы в случае останова любого из них оставшиеся должны обеспечивать номинальную производительность всех установленных котлов.
Резервный питательный насос на ТЭЦ не устанавливается, а предусматривается на складе, один питательный насос для всей электростанции (на каждый тип насоса).
- на электростанциях, не включенных в энергосистемы, суммарная производительность питательных насосов должна обеспечивать работу всех установленных котлов при номинальной паропроизводительности, кроме того, должно устанавливаться не менее двух резервных питательных насосов с паровым приводом, или электроприводом, имеющим независимое питание;
- допускается применение турбонасосов в качестве основных, постоянно работающих питательных насосов, с установкой, по крайней мере, одного питательного насоса с электроприводом для пуска электростанции с нуля.
6.10. В турбинном отделении устанавливаются мостовые электрические краны:
Грузоподъемность мостовых кранов турбинного отделения принимается из расчета подъема самой тяжелой детали турбоагрегата, кроме статора генератора, для которого предусматривается бескрановый монтаж. Грузоподъемность одного крана, как правило, принимается из расчета подъема и транспортировки самой тяжелой детали при ремонте.
В турбинном отделении устанавливается два крана независимо от числа турбоагрегатов.
Для турбоагрегатов мощностью 250/300 МВт и выше допускается установка трех кранов при числе турбогенераторов семь и более при этом, третий кран должен применяться пониженной грузоподъемности.
Вспомогательное оборудование, расположенное в турбинном отделении, компонуется с учетом обслуживания его краном.
При расположении вспомогательного оборудования, деаэраторов, арматуры трубопроводов и др. вне зоны действия кранов для его обслуживания и ремонта, применяются соответствующие грузоподъемные устройства с возможностью погрузки на транспортные средства основных грузопотоков.
В турбинном отделении со стороны постоянного и временного торцов предусматриваются монтажно-ремонтные площадки со сквозным проездом автотранспорта. Через каждые четыре турбины предусматривается промежуточная ремонтная площадка. В тех случаях, когда по условиям компоновки котлоагрегатов между турбоагрегатами образуются свободные площадки, которые могут быть использованы для ремонта, промежуточные ремонтные площадки через четыре турбоагрегата не предусматриваются.
В турбинной отделении электростанции с временного торца предусматривается железнодорожный въезд.

6.11. Суммарная производительность деаэраторов питательной воды выбирается по максимальному ее расходу.
На каждый блок устанавливается по возможности один деаэратор. На неблочных электростанциях обеспечивается возможность ремонта любого деаэратора при работе остальных.
Сопротивление водяного тракта от деаэратора до насоса питательных или бустерных насосов не должно превышать 10 кПа (1000 мм. в. т.).
Суммарный запас питательной воды в баках основных деаэраторов должен обеспечивать работу блочных электростанций в течение не менее 3,5 минут и для неблочных электростанций - 7 минут.
На конденсационных электростанциях, а также на ТЭС с малыми добавками воды в цикл в качестве первой ступени деаэрации питательной воды, как правило, используются конденсаторы турбин. На ТЭЦ с большими добавками воды в цикл в качестве первой ступени деаэрации, как правило, применяются вакуумные деаэраторы.
Деаэрации подлежат: а) обессоленная вода для восполнения потерь в цикле; б) вода из дренажных баков, куда должны направляться все потоки, имеющие открытый слив; в) слив конденсата от привода систем регулирования турбин, охлаждения электродвигателей, привода арматуры БРОУ, РОУ и т.д.
К основным деаэраторам предусматривается подвод резервного пара для удержания в них давления при сбросах нагрузки и деаэрации воды при пусках. На линиях подвода резервного пара устанавливается автоматически действующая арматура.
Тепло выпара деаэраторов питательной воды используется в тепловой схеме электростанции.
В проекте должны быть приняты меры по предотвращению присосов кислорода в конденсатных насосах и конденсатном тракте путем применения рациональных схем вакуумной части конденсатного тракта, а также соответствующего типа арматуры и фланцевых соединений.
6.12. На электростанциях создается дополнительный запас обессоленной воды в баках без давления, устанавливаемых вне зданий. На блочных электростанциях емкость баков принимается на 30 минут работы электростанции с максимальной нагрузкой, но не менее
4000 м3. На стальных электростанциях на 40 минут, но не менее 2000 м3. Указанные емкости включают емкость для сбора загрязненного конденсата.
Баки должны иметь антикоррозионную и тепловую защиту и систему контроля за состоянием металла.
Производительность и количество насосов, откачивающих воду из указанных баков, обеспечивает одновременно нормальную подпитку цикла и 30% расхода питательной воды в наибольшей турбоустановке. Насосы устанавливаются в количестве не менее двух без резерва.
Емкость баков и производительность насосов должны обеспечивать совмещенный пуск блоков:
- для ГРЭС трех блоков по 200 МВт и двух блоков по 300 МВт и более;
- для ТЭЦ не более 2 котлов наибольшей паропроизводительности.
6.13. На каждый блок предусматривается установка одного дренажного бака емкостью 15 м
3
с двумя насосами и регулятором уровня. На неблочных электростанциях допускается установка одного такого бака на две-три турбины. Откачка воды из дренажных баков должна производиться в баки запаса обессоленной воды или деаэратор.
6.14. На электростанциях устанавливается, как правило, на каждые четыре-шесть котлов один общий бак слива емкостью 40-60 м3

К каждому баку слива из котлов устанавливается по одному насосу, производительность которого должна обеспечить откачку сливаемой воды в течение 1-1,5 часа в бака запаса конденсата.
6.18. На ТЭЦ подогрев сырой воды, поступающей на химводоочистку, для подпитки сетей с открытым водозабором осуществляется, как правило, в выделенных пунктах конденсаторов теплофикационных труб.
6.16. Редукционно-охладительные установки, предназначенные для резервирования регулируемых отборов пара для производства, устанавливаются во одной для данных параметров пара производительности) равной максимальному отбору наиболее крупной турбины. Резервные РОУ на давление отопительных отборов не устанавливаются.
При выходе из работы одной из турбин остальные турбины, пиковые котлы в РОУ для пиковых сетевых подогревателей должны обеспечить отпуск тепла отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение в размере 70% от отпуска тепла на эти цели при расчетной для проектирования систем отопления температуре наружного воздуха.
Для обеспечения необходимого напора на всасе сетевого насоса II ступени рабочее давление в горизонтальных встроенных бойлерах теплофикационных турбин принимается не менее 0,8 МПа (8 кГс/см
2
).
6.17. Для неблочных электростанций главные паропроводы выполняются по схеме с переключательной перемычкой, как правило, однониточной, секционированной задвижками.
Диаметр перемычки выбирается таким образом, чтобы при пропуске по ней пара к любой турбине от соседнего котла давление перед турбиной не падало ниже оговоренного ГОСТ минимального предела.
Отключение котлов, турбин, турбонасосов и другого оборудования от работающей системы производится двумя последовательно установленными запорными органами.
Для электростанций с моноблоками при однобайпасной схеме запорные задвижки в системе промперегрева не устанавливаются и отключение промежуточных перегревателей для опрессовки производится заглушками или арматурой турбины.
Для неблочных электростанций всасывающая магистраль, напорная магистраль питающих насосов перед подогревателями высокого давления и напорная питательная магистраль в котельной выполняются одинарными с секционирующими задвижками.
6.19. При проектировании трубопроводов, включая трубопроводы малых диаметров, их прокладка производятся с учетом кабельной раскладки. Трассы основных потоков кабелей должны быть свободными от трубопроводов и другого оборудования.
Не допускается применение чугунной арматуры:
- на газопроводах горючего газа, мазутопроводах с условным проходом 50 мм и более;
- на трубопроводах воды и пара с условным проходом 80 мм и более и температурой теплоносителя 120°С;
- на маслопроводах;
- на трубопроводах от деаэраторов к питательному насосу;
- на трубопроводах всех диаметров с температурой тепловодоносителя 120°С при арматуре, имеющей электрические приводы.
При разработке проектов выхлопных устройств от предохранительных клапанов прорабатываются специальные устройства для снижения шума.
6.20. Поверхность теплосилового оборудования с температурой теплоносителя выше 50°С внутри помещений и выше 60°С вне помещений должны иметь тепловую изоляцию. При температуре наружного воздуха плюс 25°С температура на поверхности изоляции должна быть в пределах 45-48°С в помещении и 60°С на открытом воздухе. Конструкция тепловой изоляции фланцевых соединений, арматура трубопроводов и участков, подвергающихся периодическому контролю, должна быть съемной. Тепловая изоляция основных трубопроводов, а также трубопроводов диаметром 100 м и более при теплоносителе выше
100°С, участков поверхностей, находящихся вблизи маслопроводов, мазутопроводов и

против их фланцевых соединений, вблизи кабельных линий, а также изоляции циклонов, сепараторов, баков запасного конденсата и деаэраторов, установленных снаружи, должна иметь металлические и другие водонепроницаемые негорючие покрытия.
6.21. Для маслоохладителей турбоагрегатов применяется система охлаждения масла, исключающая попадание масла в природные источники водоснабжения (реки, водоемы и др.).