Приложение. Методические указания по технологическому проектированию тепловых электростанций
Приложение
к приказу Минэнерго России
от 16.08.2019 г. N 858
Методические указания
по технологическому проектированию тепловых электростанций
Указанные в абзаце первом требования должны учитываться при планировании развития электрических сетей, технологическом присоединении ТЭС к электрическим сетям, соблюдаться при определении основных характеристик вновь вводимого (реконструируемого, модернизируемого) оборудования ТЭС, разработке технических условий, проектной и рабочей документации на строительство (реконструкцию, модернизацию) ТЭС.
2. Настоящие Методические указания не распространяются на проектирование, строительство, реконструкцию атомных, дизельных, газопоршневых, геотермальных, биотопливных электростанций, мобильные (передвижные) электростанции, а также энерготехнологические установки промышленных предприятий, работающие с ТЭС совместно или в отдельном производственном цикле.
Требования настоящих Методических указаний также не распространяются на случаи проектирования строительства, реконструкции ТЭС:
разработка проектной документации по которым начата до даты принятия настоящих Методических указаний;
по которым до даты вступления в силу настоящих Методических указаний получено положительное заключение государственной экспертизы проектной документации.
4. В настоящих Методических указаниях используются термины и определения в значениях, установленных законодательством Российской Федерации, а также термины и определения, приведенные в приложении к Методическим указаниям.
5. При проектировании ТЭС разработка технических и технологических решений должна осуществляться с целью обеспечения:
надежности и безопасности работы оборудования и ТЭС в целом;
использования типовых схемных решений;
безопасности эксплуатации и ремонта;
соблюдения санитарно-бытовых условий труда для всех категорий персонала;
экономической и экологической эффективности производства.
6. Требования Методических указаний должны учитываться при разработке разделов проектной документации на строительство, реконструкцию ТЭС, содержащих функционально-технологические, конструктивные и инженерно-технические решения.
7. Помещения с постоянным пребыванием в них персонала должны располагаться в местах, отделенных от действующего оборудования стенами. Внутри помещений запрещается прокладка технологических трубопроводов, за исключением трубопроводов отопления, водопровода, вентиляции и трубопроводов, необходимых для технологии проводимых в помещении работ.
8. Типы транспорта (включая трубопроводный) и параметры транспортной инфраструктуры (схемы транспортных коммуникаций) принимаются из расчета обеспечения электростанции топливом, исходя из задания на проектирование, утвержденного заказчиком строительства.
9. В случае если реализацию мероприятий по строительству (реконструкции) ТЭС, вводу ее в работу в составе энергосистемы предполагается осуществлять поэтапно, соответствующие этапы должны быть выделены при проектировании строительства (реконструкции) ТЭС в составе проектной документации.
II. Топливное и масляное хозяйство
11. Суточный расход основного топлива и условия его разгрузки определяются исходя из работы 100% топливопотребляющего оборудования при его номинальной производительности согласно заданию на проектирование, утвержденному заказчиком строительства.
12. Часовая производительность каждой нитки топливоподачи определяется по суточному расходу основного топлива электростанции, исходя из режима работы топливоиспользующего оборудования с резервом, обоснованным проектировщиком.
13. Разгрузка твердого топлива и его подача к топливоиспользующим установкам должна выполняться механизированным способом.
14. При поставке на электростанцию смерзающегося топлива сооружаются размораживающие устройства. Вместимость размораживающего устройства должна определяться с учетом суточного расхода топлива и необходимого времени для разогрева вагонов.
15. На конвейерах тракта топливоподачи должны быть предусмотрены устройства для отделения из угля металлов, дерева и прочих посторонних нетопливных фракций.
Отделенные нетопливные фракции должны удаляться механизированным способом. Во всех отапливаемых помещениях топливоподачи, а также в помещении башни пересыпки и надбункерной галереи главного корпуса надлежит проектировать механизированную гидравлическую уборку полов и смыв пыли со стен, перекрытий, конструкций и оборудования.
16. В тракте топливоподачи твердого топлива должны быть предусмотрены точки размещения пробоотборных и проборазделочных установок для определения качества подаваемого топлива.
17. Склад твердого топлива и тракт топливоподачи должны быть оснащены весами или иными приборами (устройствами) для определения количества топлива, поступающего на склад и в топливоиспользующие установки.
18. Приемные бункеры, пересыпные короба и течки должны обеспечивать ссыпку топлива без его удержания (налипания) на стенках.
Необходимость оборудования стенок бункеров разгрузочных устройств и склада топлива, пересыпных коробов, течек и тройников тракта топливоподачи обогревом и механизмами встряхивания определяется проектом.
19. Узлы пересыпки, измельчения топлива, бункерные галереи должны оснащаться обеспыливающими устройствами.
Тип, производительность и эффективность применяемого устройства обеспыливания должна удовлетворять требованиям обеспечения взрывобезопасности узла тракта топливоподачи и определяться проектом.
20. Рабочая температура внутри галерей ленточных конвейеров, помещений узлов пересылок, а также подземной части разгрузочных устройств должна обеспечивать транспортировку топлива без его смерзания.
Необходимость применения отопления галерей, помещений узлов пересылок, разгрузочных устройств определяются проектной документацией или в соответствии с гарантийными параметрами эксплуатации, установленными изготовителем оборудования.
21. Проекты тепловых электростанций должны предусматривать сооружение резервного топливного хозяйства и создание запасов топлива для тепловых электростанций или обеспечение подачи газа на них не менее чем от 2 магистральных газопроводов.
Если проектом предусмотрено сооружение резервного топливного хозяйства, то газоиспользующее оборудование должно быть приспособлено к работе на газе и на резервном (аварийном) топливе.
Вид резервного топлива выбирается на основании технических характеристик выбранного топливоиспользующего оборудования.
Емкость баков запаса резервного топлива выбирается исходя из:
требуемой длительности работы топливоиспользующего оборудования на резервном топливе;
способа и периодичности доставки резервного топлива (восполнения запасов).
Емкость и место расположения аварийного резервуара для перекачки нефтепродуктов в случае аварии или пожара должны быть определены проектом исходя из условий площадки ТЭС.
22. Длина фронта разгрузки резервного топливного хозяйства (основного мазутохозяйства) должна определяться с учетом суточного расхода резервного топлива (мазута) и необходимого времени для разогрева и слива топлива (мазута).
23. Оборудование резервного топливного хозяйства (основного мазутохозяйства) должно обеспечивать:
подачу резервного топлива (мазута) в котельное отделение при работе заданного состава топливоиспользующего оборудования, предназначенного для сжигания резервного топлива, с номинальной производительностью;
однократное резервирование насосов, подогревателей и фильтров тракта подачи резервного топлива (мазута) для возможности выполнения их технического обслуживания и ремонта.
24. На всасывающих и нагнетательных трубопроводах резервного топливного хозяйства (основного мазутохозяйства) должна быть установлена запорная арматура для отключения участков трубопроводов для их технического обслуживания или ремонта, а также при аварийных ситуациях.
Сигналы аварийной сигнализации должны выводиться как на местный щит управления, так и на центральный щит управления ТЭС.
ГРП располагаются на территории электростанции в отдельных зданиях или под навесами.
27. Подвод газа от газораспределительной станции к ГРП производится по одному газопроводу на каждый ГРП, резервный подвод газа не предусматривается.
29. Для электростанций на газе при отсутствии резервного топливного хозяйства (мазутного хозяйства) должно предусматриваться не менее двух ГРП.
Для электростанций на газе при отсутствии на них резервного топливного хозяйства (мазутного хозяйства) и предназначенных для обеспечения преимущественно собственных нужд производственных установок предприятий допускается установка одного ГРП с обязательным резервированием установок регулирования давления газа.
30. Число параллельных установок, регулирующих давление газа, в каждом ГРП выбирается с учетом одной резервной.
31. Выбор технических и технологических устройств, материала и конструкции труб и соединительных деталей, защитных покрытий, вида и способа прокладки газопроводов должен осуществляться с учетом требуемых по условиям эксплуатации параметров давления и температуры природного газа, гидрогеологических данных, природных условий и техногенных воздействий.
32. Газовое хозяйство электростанций, сжигающих доменный или коксовый газ, а также газы газогенераторные, сбросно-технологические, влажные природные и сернистые природные, должно проектироваться с учетом требований технического регламента «О безопасности сетей газораспределения и газопотребления», утвержденного постановлением Правительства Российской Федерации от 29.10.2010 N 870 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2010, N 45, ст. 5853; 2018, N 52, ст. 8288), а также приказа Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору «Об утверждении Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила безопасности при получении, транспортировании, использовании расплавов черных и цветных металлов и сплавов на основе этих расплавов» от 30.12.2013 N 656 (зарегистрирован Минюстом России 15.05.2014, регистрационный N 32271).
33. Каждая электростанция должна иметь централизованное место хранения турбинного и трансформаторного масел и оборудование, используемое для приема и перекачки масел.
Форма организации централизованного места хранения масел (баковое хозяйство или склад маслотары) определяется заказчиком.
34. Объем емкостей, находящихся на центральном складе, должен обеспечивать:
35. Схема подачи и слива турбинного и трансформаторного масел к основным агрегатам определяется проектом и должна исключать их смешение и замерзание при подаче или сливе.
36. Для аварийного слива турбинного масла из агрегатов на электростанции предусматривается специальная емкость, равная емкости маслосистемы наибольшего агрегата.
III. Котельное отделение
37. Все котлоагрегаты, сжигающие твердое топливо, должны быть оборудованы золоулавливающими установками. Степень очистки газов должна выбираться для проектных значений приведенной зольности сжигаемого топлива.
38. 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.
39. 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.
IV. Турбинное отделение
41. Единичная мощность и тип теплофикационных агрегатов на ТЭЦ, входящих в энергосистемы, выбираются с учетом характера и перспективной величины тепловых нагрузок, в том числе с учетом схемы теплоснабжения.
42. Тепловая схема блочных электростанций должна обеспечивать возможность пуска блока из любого температурного состояния и одновременный пуск не менее двух энергоблоков электростанции.
43. Схемы трубопроводов должны предусматривать возможность проведения паровых продувок, предпусковых и эксплуатационных химических промывок, а также консервацию оборудования.
44. Количество и производительность питательных насосов определяется из расчета обеспечения максимального расхода питательной воды на котел с запасом не менее 5%, с учётом их резервирования.
45. Суммарная производительность деаэраторов питательной воды выбирается по максимальному ее расходу.
46. На электростанциях должен предусматриваться 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 
, на остальных электростанциях на 40 минут, но не менее 2000 . Указанные емкости включают емкость для сбора загрязненного конденсата.
47. На электростанциях устанавливается один общий бак слива емкостью 40-60 на каждые четыре-шесть котлов.
48. При выходе из работы одной турбины с наибольшей тепловой мощностью остальные тепловые источники должны обеспечить отпуск тепла на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение при расчетной для проектирования систем отопления температуре наружного воздуха.
49. При проектировании трубопроводов, включая трубопроводы малых диаметров, их прокладка производится с учетом кабельной раскладки. Трассы основных потоков кабелей должны быть свободными от трубопроводов и другого оборудования.
50. Для маслоохладителей турбоагрегатов должна применяться система охлаждения масла, исключающая попадание масла в природные источники водоснабжения (реки, водоемы).
V. Водоподготовка и химический контроль
51. Способ обработки добавочной воды котлов, выбор технологической схемы водоподготовительной установки для питания ТЭС и тепловых сетей должен обеспечить качество воды, соответствующее требованиям изготовителя котельного оборудования или тепловой сети соответственно, с учетом:
качества исходной воды;
капитальных и эксплуатационных затрат на подготовку воды и утилизацию сточных вод и отходов, возникающих при очистке воды.
На блочных электростанциях при восполнении потерь питательной воды дистиллятом испарителей блочных испарительных установок, последние, независимо от типа применяемых котлов, дополняются общестанционной испарительной или обессоливающей ионитной (мембранной) установкой.
Водно-химический режим котлов-утилизаторов выбирается с учетом особенностей тепловой схемы энергоблока ПГУ (газотурбинной, газопоршневой установки с утилизацией тепла выхлопных газов) и требований, предъявляемых к качеству питательной воды (пара) организациями-изготовителями оборудования.
52. В случае если реализация мероприятий по строительству (реконструкции) ТЭС, вводу ее в работу в составе энергосистемы предполагается осуществлять поэтапно, технологическая схема и срок ввода в эксплуатацию водоподготовительных установок, установок очистки конденсата, коррекционной обработки воды, соответствующего реагентного и бакового хозяйства должны обеспечивать возможность проведения предпусковой очистки (промывки) теплоэнергетического оборудования, вводимого в эксплуатацию согласно этапу, и первичный ввод его в работу.
53. Расчетную производительность блочной испарительной установки для конденсационных электростанций и отопительных ТЭЦ следует принимать равной 2% паропроизводительности устанавливаемых котлов.
Расчетную производительность обессоливающей установки для конденсационных электростанций и отопительных ТЭЦ следует принимать равной 2% паропроизводительности устанавливаемых котлов и дополнительной величины производительности.
Производительность общестанционной обессоливающей или испарительной установки или величина дополнительной производительности обессоливающей установки (сверх 2%) принимаются:
для электростанций с прямоточными котлами:
Мощность блоков, МВт
Дополнительная производительность установки, т/ч