Раздел VII
СДАЧА ЗАКОНЧЕННЫХ РАБОТ И ОРГАНИЗАЦИЯ ПУСКА ТЭС АЭС
Глава 1. ПРИНЦИПИАЛЬНЫЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СХЕМЫ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ АГРЕГАТОВ, ЭКСПЛУАТИРУЕМЫХ НА ТЭС И АЭС
Состав пусковых комплексов ТЭС и АЭС и порядок проведения пусковых операций по вводу в эксплуатацию энергетических агрегатов ТЭС и АЭС (табл. VII.1.1—VII.1.8) определяют в зависимости от их принципиальных технологических схем (рис. VII.1.1—VII.1.48).
Глава 2. РАЗРАБОТКА И УТВЕРЖДЕНИЕ ПУСКОВЫХ КОМПЛЕКСОВ, ПРОВЕДЕНИЕ ПУСКОВЫХ ОПЕРАЦИИ
В целях дальнейшего совершенствования инженерной подготовки энергетического строительства и обеспечения необходимыми капитальными вложениями пусковых комплексов разработаны и утверждены приказом Минэнерго СССР от 2 марта 1981 г. № 61а. Эталон документации пускового комплекса энергетического блока АЭС, АТЭЦ и ACT и Положение о документации пускового комплекса энергетического блока АЭС, АТЭЦ и ACT. Эталон пускового комплекса энергетического блока (агрегата) тепловой электростанции (в трех частях) и Положение о пусковом комплексе утвержден приказом Минэнерго СССР от 11 сентября 1975 г.
Положение о документации пускового комплекса блока АЭС, АТЭЦ и ACT устанавливает содержание, порядок разработки, выпуск, согласование и утверждение документации пускового комплекса строительства новых и расширения действующих атомных электростанций (АЭС), атомных теплоэлектроцентралей (АТЭЦ) и атомных станций теплоснабжения (ACT). Когда АЭС, АТЭЦ; ACT компонуют из нескольких блоков, ввод их мощности в эксплуатацию осуществляется по отдельным пусковым комплексам.
* Парогенераторы двухкорпусные.
Примечания: 1. Первые буквы в заводской маркировке котла обозначают: БКЗ — Барнаульский котельный завод; Т— Таганрогский котельный завод — «Красный котельщик»; П — Подольский завод мм. Орджоникидзе. 2. Характеристики котлов БКЗ- 500-140-Г, БКЗ-670-140; П-67 приведены по материалам технических проектов.
VII.1.2. Турбины конденсационные без регулируемых отборов пара
В табл. VII.1.2, VII.1.3 в числителе — эксплуатационная масса, в знаменателе — монтажная.
VII.1.8. Основные характеристики турбоагрегат ABC
* В конденсационном режиме без отборов сверх регенерации.
Удельный расход тепла отнесен к сумме мощностей на клеммах генератора и полезной мощности приводной турбина.
VII.1.6. Принципиальная тепловая схема турбоустановки Т-1801210-130-1 с БОУ:
1 — котел; 2 — стопорный клепан; 3 — регулирующий клапан; 4 — промперегрев; 5 — цилиндр высокого давления; 6, 7 — соответственно часть среднего и низкого давления; 8 — конденсатный насос; 9, 14 — охладителя конденсата сетевых подогревателей; 10 — блочная обессоливающая установка; 11 — охладитель эжектора; 12, 16 — охладитель пара уплотнений; 13 — конденсатный насос // ступени; 15, 17-19 — группа подогревателей низкого давления; 20 — деаэратор; 21 — питательный электронасос; 22—24 — группа подогревателей высокого давления; 26, 26 — сетевые подогреватели; 27 — подогреватель паром из уплотнений
VI 1.1.12. Принципиальная тепловая схема турбоустановки К-600-240-4:
1 — котел; 2 — стопорный клапан; 3 — регулирующий клапан; 4-6 — цилиндры соответственно высокого, среднего и низкого давления; 7 — конденсатный насос; 8 — сальниковый подогреватель; 9 — охладитель уплотнений; 10, 11 — смешивающие подогреватели низкого давления; 12, 18 — поверхностные подогревателя низкого давления; 14 — деаэратор; 15 — бустерный насос; 16 — питательный турбонасос; 17-19 — группа подогревателей высокого давления
- 1.16. Принципиальная тепловая схема газотурбинной установки:
а — с регенерацией; б — с открытым циклом; в — ГТЭ-1Б0; 1 — компрессор; 2 — турбина; 3 — камера сгорания; 4 — воздухоохладитель; 5 — фильтр воздушный; 6 — компрессор пневмораспыла; 7 —топливный насос II подъема; 8 — фильтр тонкой очистки топлива; 9 — дымовая труба; 10 — пусковой двигатель
В пусковой комплекс включаются строительные и монтажные работы по последующим блокам, которые не могут выполняться при эксплуатации введенного в действие последующего блока, а также объекты здравоохранения в объеме, согласованном с 3-м Главным управлением.
Документация пускового комплекса согласовывается генеральной подрядной организацией в месячный срок после получения ее от заказчика. Согласование выполняется генеральной проектной организацией с участием заказчика и оформляется проектной организацией с участием заказчика и оформляется протоколом по форме, приводимой в Эталоне.
Документация пускового комплекса утверждается руководством Минэнерго СССР после согласования ее с основными заинтересованными организациями Минэнерго СССР.
Положение совместно с Эталоном является руководящим материалом для составления технической документации на пусковые комплексы АЭС, АТЭЦ и ACT.
- 1.19. Принципиальная схема приточной и вытяжной вентиляции реакторного отделения Курской АЭС:
1 — фильтры для очистки наружного воздуха; 2 — вентиляционная установка с подогревом воздуха; 3 — вентилируемые помещения; 4 — аэро- вольные фильтры; 5 — иодные фильтры; 6 — вентиляционная труба
VII. 1.20. Принципиальная тепловая схема МГД — энергоблока мощностью 600 ВМт (МГД-500):
1 — высокотемпературные нагреватели окислителя; 2 — камера сгорания; 3 — канал; 4 — диффузор канала; 5 — парогенератор Д-840 т/ч; 6 — электрофильтр улавливания присадки; 7—подогреватель топлива на МГДГ; 8 — подогреватель воздуха на дожигание; 9 — газоводяной теплообменник на дымовых газах; 10 — подогреватель воздуха на ВНО I ступени; 11 — подогреватель газа на ВНО I ступени; 12 — конденсационная паровая турбина К-300-240; 13 — КЭН I ступени; 14 — БОУ; 15— КЭН II ступени; 16 — группа ПНД; 17 — деаэратор, Р-7 ата; 18 — бустерный насос; 19 — питательный турбонасос; 20—22— группа ПВД; 23 — азотно-кислородная установка; 24 — компрессор окислителя; 25 — регенеративный воздухоподогреватель; 26 — дымосос подачи дымовых газов в диффузор канала; 27 — шибер на газоходе перед парогенератором
VII. 1.23. Принципиальная тепловая схема надстройки энергоблока мощностью 300 МВт двумя установками ГТО-18:
1 — газотурбинные агрегаты ГТА-18; 2, 3 — электрогенераторы соответственно Т-20-20 и ТВВ-320-2; 4 — Паровая турбина К-300-240; б — котлоагрегат на сверхкритическое давление (СКд) пара; 6 — подогревателя высокого давления; 7 — питательный насос; 8 — газоводяной подогреватель; 9 — отключающие устройства
VI 1.1.24. Принципиальная схема геотермальной станции:
1 —турбина паровая (ЦНД турбины К-100-90); 2 —генератор; 3 — конденсатор смешивающий; 4 — эжектор паровой 3-ступенчатый; 5 — влагоотделитель; 6 — диагональный насос типа 96 ДПВ-4,5/23 эт.; 7 — центробежный насос Д-1000-W; 8 — насосная циркуляционной воды; 9 — градирня
Согласно Положению о пусковом комплексе энергетического блока (агрегата) ТЭС, заказчик и генподрядчик обязаны представлять проектным организациям данные о фактическом состоянии строительства и обеспеченности оборудованием, материалами и конструкциями по формам Эталона для выпуска трех частей пускового комплекса: соответственно к 30 января, к 30 июня и к 15 сентября года, предшествующего вводу в действие агрегата. Проектные организации обеспечивают разработку я выпуск состава пускового комплекса первой части до 15 февраля, второй — до 30 июля и третьей — до 30 октября.
VII.1.33. Принципиальная технологическая схема АЭС с реактором БН-609:1 — баки натрия I контура; 2 — система очистки натрия I контура; 3 — реактор; 4 — парогенераторы; 5 — турбина (цилиндр высокого давлении); 6 — турбина (цилиндр низкого давления); 7 — генератор; 8 — насос второго контура; 9 — теплообменник натрий-натрий; 10 — аварийные баки натрия второго контура; 11 — подогреватели высокого давления; 12 — конденсатор; 13 — система очистки воды бассейна выдержки; 14 — ресивер; 15 — баллоны чистого аргона; 16 — установки очистки аргона; 17 —баллоны с аргоном; 18 — система очистки второго контура; 19 — баки грязных и обмывочных вод; 20 — деаэратор; 21 — конденсатов чистка; 22 — насос; 23 — подогреватели низкого давления; 24 — транспортная емкость натрия; 25 — баки натрия второго контура; 26 — баки чистого конденсата
VIl./.34. Принципиальная схема теплоснабжения промузла oт ACT:
1 — реактор; 2 — компенсатор объема; 3 — парогенератор; 4 — пароперегреватель; 5 — пиковая резервная паровая котельная; 6 —пиковая резервная водогрейная котельная; 7 — насосы; 8 —подогреватель сетевой воды; 9 — редукционная установка; 10 — активная вона; 11 — теплообменник
Пусковые комплексы рассматриваются заказчиком и согласовываются с генподрядчиком и Главным планово-экономическим управлением исходя из необходимости выполнения минимума строительно-монтажных работ, обеспечивающих нормальную работу вводимых в эксплуатацию объектов.
Проект решения по утверждению пускового комплекса заказчик представляет в Главное производственно-техническое управление по строительству для рассмотрения и представления его на утверждение руководству министерства в следующие сроки: часть I — до 30 марта, часть II — до 15 августа, часть III —до 15 ноября.
Для утверждения пусковых комплексов принята единая форма решения. Приказом Минэнерго СССР № 41а от 1 апреля 1969 г. установлен следующий порядок рассмотрения и утверждения пусковых комплексов.
По тепловым электростанциям.
Главные эксплуатационные управления министерства рассматривают пусковые комплексы по энергетическим блокам и турбинам мощностью 100 тыс. кВт и выше и через Главное производственно-техническое управление по строительству представляет на утверждение руководству министерства.
VII. 1.42. Главная схема электрических соединений ГРЭС: а — с 8 блоками 200 МВт; б — с 10 блоками 200 МВт и 2 блоками ПГУ (блоки выделены); в — с 8 блоками 600 МВт (с. 638-640)
Пусковые комплексы по турбинам мощностью 12—100 тыс. кВт электростанций, расположенных на территории РСФСР, рассматриваются в утверждаются соответствующими главными эксплуатационными управлениями министерства; пусковые комплексы по отдельным котлам паропроизводительностью 420 т/ч и выше утверждаются главными эксплуатационными управлениями министерства; пусковые комплексы по турбинам мощностью до 12 тыс. кВт, по энергетическим котлам паропроизводительностью до 420 т/ч, а также по водогрейным котлам независимо от производительности утверждаются районными энергетическими управлениями. Министерства и главные управления энергетики и электрификации союзных республик рассматривают пусковые комплексы по турбинам мощностью 100 тыс. кВт и выше и направляют в Главное производственно-техническое управление по строительству для представления на утверждение руководству министерства; утверждают пусковые комплексы по турбинам мощностью до 100 тыс. кВт по отдельным энергетическим и пиковым водогрейным котлам независимо от производительности.
По линиям электропередачи и подстанциям.
Пусковые комплексы по подстанциям и линиям электропередачи напряжением 400 кВ и выше, линиям электропередачи и подстанциям, независимо от напряжения, предназначенным для электрификации железных дорог, линиям электропередачи напряжением 220 кВ и выше, предназначенным для межсистемных связей, рассматриваются и утверждаются главными эксплуатационными управлениями, министерствами и главными управлениями энергетики и электрификации союзных республик. Пусковые комплексы по подстанциям и линиям электропередачи напряжением 35—400 кВ утверждаются районными энергетическими управлениями. Пусковые комплексы по подстанциям и линиям электропередачи напряжением ниже 35 кВ утверждаются заказчиками директорами предприятий.
По тепловым сетям.
Пусковые комплексы по тепловым сетям независимо от сметной стоимости и напряженности сети утверждаются районными энергетическими управлениями.
В процессе проведения пусковых операций проводят вещные, водокислотные промывки оборудования и продувку трубопроводов ТЭС и АЭС (рис. VII.2.1—VII.2.17).
VI 1.2.3. Схема продувки воздухом и прокачки маслотрубопроводов маслосистема ГЦН:
1 — ГЦН; 2 — напорный бачок; 3 — временные перемычки; 4 — ливня опорожнения масляных ванн электродвигателей; 5 — раздающий коллектор; 6 — трубопровод слива масла с насосов и электродвигателей; 7, 9 — фильтры соответственно грубой и тонкой очистки; 8 — холодильник масла; 10, 11 — соответственно насос и бак водомасляной эмульсии; 12 — маслоочистительная машина ПСМ1-3000; 13 — циркуляционный маслобак; 14 — сетка-перегородка; 15 — временная плоская сетка; 16 — основной маслонасос; 17 — трубопровод слива водомасляной эмульсии; / — к первому энергоблоку; II, /// — соответственно подача и возврат масла с ЦМХ; IV — на левую насосную; V — техническая вода; VI, VII — воздух (пунктиром показаны дополнительные трубопроводы)
VI 1.2.6. Схема химической очистки котла БКЗ-420-140 НГМ методом естественной циркуляции:
1 — пароперегреватель; 2 — барабан котла, используемый для подогрева растворов в контуре через штатную линию пускового обогрева барабана; 3 — дренажи пароперегревателя; 4 — аварийный слив; 57 — расширитель периодической продувки; 6 — баки-нейтрализаторы; 7 — линия консервации; 8 — линия заполнения котла; 9 — дренажи котла и экономайзера; 10 — бак кислых вод; 11 — штатные насосы перекачки кислых растворов РВП, используемые для ввода реагентов; 12 — сбросная линия; 13 — штатная линия откачки кислых вод РВП, через которую производился сброс при химической промывке: 14 — бак-нейтрализатор кислых вод; 15 — штатный насос перекачки, используемый в контуре химической промывки для циркуляции; 16 — вакуумный деаэратор, используемый для приготовления моющих растворов; 17 — головка вакуумного деаэратора: 10 — насос контура консервации; 19 — места подключения технологических временных трубопроводов схемы химической промывки в контур котла; 20 — циркуляционный водовод (сплошная линия — штатные линии, пунктир — временные линии)
VI 1.2.7. Схема кислотно-гидразинной очистки котла
1 — насосы подачи серной кислоты; 2 — бак; 3 — нижние точки котла; 4 — барабан котла; 5 — выносные циклоны; 6 — насос подачи гидразина на консервацию котла; I — дренаж для промывки трубопроводов; II, III—подача технической воды на промывку соответственно трубопроводов и водяного экономайзера II ступени; IV — подача фосфатов
