Здания и сооружения ТЭС и АЭС : курсовое и дипломное проектирование

УДК 378.147.091.313:[69:[621.311.22+621.311.25]](075.8)
ББК 38.73я73
 
П42

Р е ц е н з е н т ы: кафедра «Строительные технологии и конструкции» учреждения образования 
«Белорусский государственный университет транспорта»(заведующий кафедрой кандидат технических наук, доцент О.Е. Пантюхов); профессор кафедры «Промышленное и гражданское строительство» Белорусско-Российского университета доктор технических наук, профессор С.Д. Семенюк

Все права на данное издание защищены. Воспроизведение всей книги или любой ее части не может 
быть осуществлено без разрешения издательства.

ISBN 978-985-06-3260-9 
© Повколас К.Э., Медвещек О.С.,
 
2020
 
© Оформление. УП «Издательство
 
“Вышэйшая школа”», 2020

Повколас, К. Э.
П42  
Здания и сооружения ТЭС и АЭС : курсовое и дипломное проектирование :
учебное пособие / К. Э. Повколас, О. С. Медвещек. – Минск : Вышэйшая 
шко ла, 2020. – 239 с. : ил.
ISBN 978-985-06-3260-9.

Приведен материал, необходимый студентам при изучении дисциплин «Здания и сооружения 
ТЭС и АЭС», «Конструкции ТЭС и АЭС», «Безопасность АЭС и охрана окружающей среды», подготовке индивидуальных заданий, выполнении курсового и дипломного проектирования. Освещены особенности конструктивного исполнения АЭС проекта 2006 г.
Для студентов учреждений высшего образования по специальности «Строительство тепловых 
и атомных электростанций».

УДК 378.147.091.313:[69:[621.311.22+621.311.25]](075.8) 
ББК 38.73я73

ВВЕДЕНИЕ

Настоящее учебное пособие необходимо для выполнения курсового и дипломного проектирования в части разработки ситуационного плана ТЭС и АЭС 
с компоновкой их главных корпусов на основании подбора технологического оборудования.
Исходными данными для проектирования являются тип, мощность и количество агрегатов электростанции, вид и характеристики топлива, напряжение, 
на котором электроэнергия выдается потребителю, и др. Объекты, сооружения 
ТЭС, АЭС, площади которых предварительно определяются (промплощадка, топливное хозяйство, сооружения технического водоснабжения, золоотвал, электрическое распределительное устройство, стройбаза, жилой поселок и др.), компонуются на заданном плане местности в соответствии с технологическими требованиями производства и выдачи потребителям тепловой и электрической 
энергии, поэтапного ввода агрегатов в эксплуатацию, с учетом требований 
 безопасности и охраны окружающей среды, а также природно-географических 
особенностей района строительства. 
Цель работы – углубить знания студентов по дисциплинам специальности 
«Строительство тепловых и атомных электростанций», привить им навыки выполнения оценочных расчетов на стадии технико-экономического обоснования 
при выборе площадки, отчуждаемой под строительство ТЭС, АЭС, научить грамотно, с учетом многообразия технологических, строительных, экологических, 
природно-географических факторов, компоновать объекты электростанции 
на плане местности.
Курсовой проект состоит из чертежа, выполняемого на листе ватмана или 
миллиметровой бумаги формата А2(А3) в масштабе 1:5000, 1:10 000, 1:25 000 
 (в некоторых случаях, по согласованию с преподавателем, в нестандартном масштабе) карандашами, фломастерами или цветной тушью, и пояснительной записки. 
При разработке ситуационного плана рекомендуется применять метод макетного 
моделирования (физического или компьютерного). При физическом моделировании необходимо в соответствии с масштабом топографической карты вырезать 
из кальки плоскостные изображения отдельных объектов электростанции, накладывать их на топографический план местности и перемещать до получения 
оптимальной компоновки, удовлетворяющей всем требованиям. Компьютерное 
моделирование следует использовать при наличии электронной топографической 
карты местности.
В записке объемом 15–20 страниц приводятся расчеты со ссылкой на соответствующие формулы, рекомендации, нормативные документы, обоснование 
принятых решений, технико-экономические показатели.
В качестве учебной научно-исследовательской работы в рамках курсового 
проекта могут быть выполнены два-три варианта компоновки с использованием 
макетного моделирования. Путем ориентировочной стоимостной оценки затрат 
на коммуникации, вертикальную планировку местности, издержки транспорта, 
топлива и энергии производится сопоставление вариантов по эквивалентным затратам. При этом анализируются факторы, влияющие на выбор площадки.

Основные этапы работы и порядок их выполнения:
1) ознакомление с исходными данными, задачами работы, выбор основного 
оборудования;
2) проведение расчетов по определению площади, определение геометрической формы территорий, занимаемых основными объектами электростанции;
3) компоновка сооружений на заданном плане местности, вариантное проектирование;
4) трассировка транспортных коммуникаций, ЛЭП, теплотрасс, паропроводов, инженерных сетей; определение размеров отчуждаемой территории;
5) определение технико-экономических показателей, оформление работы.
Авторы признательны профессору кафедры строительства тепловых и атомных 
станций Московского государственного строительного университета Б.К. Пергаменщику за информационную поддержку при работе над пособием.

1

ВЫБОР ОСНОВНОГО 
ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ

В настоящее время на ТЭС используют два способа соединения парогенераторов и турбоагрегатов паропроводами.
Первый способ предусматривает соединение паровых котлов и турбоагрегатов 
общим паровым коллектором. Такие ТЭС получили название неблочных.
Второй способ предусматривает непосредственное соединение паропроводом 
каждой турбины с одним паровым котлом (реакторной установкой). Такие ТЭС 
называют блочными или дубль-блочными, если на один турбоагрегат приходится два 
котла.
В случае, если отсутствуют внешние тепловые нагрузки или они невелики 
и могут быть покрыты нерегулируемым отбором пара из турбин, такая ТЭС, нацеленная на выработку электроэнергии, называется КЭС (конденсационной электростанцией). Если заданы тепловые нагрузки в горячей воде или паре, то речь 
идет о ТЭЦ (теплоэлектроцентрали).

1.1. Выбор турбин для КЭС и ТЭЦ

Для электростанций мощность турбин выбирается исходя из оптимального 
количества энергоблоков: для КЭС – 6–8, для АЭС – 1–6. Иногда допускается 
установка турбин двух типов (в две очереди). Турбины подбираются по табл. П1.4 
приложения 1 (по данным [1–6]).
Например, в техническом задании на проектирование указана мощность КЭС 
1200 МВт, а рекомендуемая мощность энергоблоков не указана. Такая мощность 
может складываться из следующих типов турбин: четырех турбин К-300-240 или 
одной турбины К-1200-240.
Характеристики турбин для теплоэлектроцентралей приведены в табл. П1.4. 
Максимальная отопительная нагрузка, как правило, покрывается теплом из теплофикационных отборов турбины на 45–55 %. Остальная часть нагрузки приходится на пиковые водогрейные котлы, которые работают только в самое холодное время.
В марке турбин буква обозначает тип турбины, следующие за буквой цифры – 
мощность в МВт, последняя цифра – давление острого пара в кгс/см2. Для турбин 
АЭС дополнительно может указываться частота вращения в мин–1.
Различают следующие типы турбин по ГОСТ 3618-76:
К – конденсационные без регулируемого отбора пара;
П – теплофикационные с производственным отбором пара;
Т – теплофикационные с регулируемым теплофикационным отбором пара;
ПТ – теплофикационные с производственным и отопительным отбором пара;

ТП – теплофикационные с противодавлением и отопительным отбором пара;
Р – теплофикационные с противодавлением без регулируемого отбора пара.
Пример. Задана отопительная нагрузка блочной ТЭЦ – 3000 МВт. Теплофикационный отбор для одной турбины Т-250/300-240 составляет 395 МВт. Принимаем четыре турбины Т-250/300-240 с теплофикационной мощностью 4 ⋅ 395 = 
= 1580 МВт. Нагрузка пиковых водогрейных котлов равна 3000 – 1580 = 1420 МВт. 
Электрическая мощность ТЭЦ складывается из мощности подобранных турбин. 
Так, номинальная мощность ТЭЦ будет равна 4 ⋅ 250 = 1000 МВт, а максимальная 
(установленная) составит 4 ⋅ 300 = 1200 МВт.

1.2. Выбор паровых котлов для блочных КЭС и ТЭЦ

Паровые котлы вначале подбираются по номинальному давлению пара на турбине. Для давления пара в турбине 12,7 МПа давление пара на выходе из котла 
должно быть 13,8 МПа, для 23,5 МПа – 25 МПа. Далее по табл. П1.1 приложения 1 (по данным [1–6]) подбирается паровой котел, производительность которого равна или несколько больше максимального расхода пара на турбину. Вид 
топлива должен соответствовать заданному.
Пример. Для блочной ТЭЦ мощностью 1000/1200 МВт на экибастузском угле 
подбираем для турбин Т-250/300-240 четыре котла ПК-39-2 паропроизводительностью по 950 т/ч.

1.3. Паровые котлы для неблочных ТЭЦ

Паровые котлы современных неблочных ТЭЦ рассчитаны на давление 13,8 МПа. 
Для их подбора следует сложить максимальные расходы пара всех установленных 
турбин и разделить на паропроизводительность одного котла, равную 420 или 
500 т/ч. Котлы неблочных ТЭЦ принимаются однотипными. Предпочтительный 
типоразмер – 420 т/ч. Тип котла выбирается в зависимости от того, насколько 
общая производительность котлов близка к требуемому расходу пара на турбины. 
При выборе котлов можно пользоваться данными табл. П1.1. Конкретный тип 
котла должен соответствовать заданному виду топлива.
Пример. Для ТЭЦ с одной турбиной ПТ-135/165-130 и двумя турбинами 
Т-175/210-130 максимальный расход пара должен быть равен 760 + 2 ⋅ 760 = 
= 2280 т/ч. Близкую производительность дают шесть котлов по 420 т/ч: 6 ⋅ 420 = 
= 2520 т/ч. При буром угле принимаем шесть котлов БКЗ-420-140-ПТ-2.

1.4. Оборудование АЭС

При проектировании АЭС необходимо иметь в виду, что с водо-водяным 
энергетическим реактором ВВЭР-440 устанавливают две турбины К-220-44, с реактором ВВЭР-1000 – одну турбину К-1000-60/3000, с реактором ВВЭР-1200 – 
одну турбину К-1200-60/3000. Характеристики основного технологического оборудования АЭС приведены в табл. П1.2, П1.3, П1.5 – П1.9 приложения 1 (по данным [1–6]).

2

ПРОМЫШЛЕННАЯ ПЛОЩАДКА

2.1. Общие сведения

Промплощадка – территория, включающая все основные здания и сооружения электростанции, необходимые для выработки электроэнергии.
На промплощадке ТЭС располагаются следующие основные здания и сооружения:
1) главный(ые) корпус(а);
2) объекты электротехнических устройств;
3) объекты технического водоснабжения;
4) объекты топливного и маслохозяйства;
5) объекты системы водоподготовки;
6) газовое хозяйство;
7) водогрейная котельная;
8) административный, бытовой и инженерно-лабораторный корпуса;
9) здания центрального материального склада и центральных мастерских, гараж со складом горюче-смазочных материалов, пожарное депо, проходные и др.;
10) очистные сооружения;
11) пускорезервная котельная с дымовой трубой;
12) дизель-генераторная со складом дизельного топлива.
На промплощадке АЭС размещаются здания и сооружения, в которых находятся основные, подсобно-производственные и вспомогательные установки, системы, обеспечивающие ее функционирование, производство и выдачу потребителю 
электрической энергии:
1) реакторная установка;
2) турбинная установка:
3) системы, обеспечивающие безопасность работы реактора;
4) система газоочистки с вентиляционной трубой;
5) система спецводоочистки;
6) система переработки радиоактивных отходов и их хранения;
7) система управления работой АЭС;
8) система технического водоснабжения;
9) система водоподготовки;
10) электрическая часть, включая электрическое распределительное устройство;
11) газовое хозяйство;
12) помещения, здания санитарно-бытового, административного, лабораторного назначения и др.

2.2. Определение размеров промплощадки

Площадь территории зависит от мощности электростанции, особенностей 
местности и решений генерального плана промплощадки.

Площадь территории промплощадки ориентировочно можно определить 
по формуле [2]

 
F
f W
=
⋅
100 , 
(2.1)

где f – удельная площадь промплощадки, га/МВт, определяется по графикам 
на рис. 2.1; W – электрическая мощность электростанции, МВт.

В состав промплощадки не включается территория, занимаемая подводящими и отводящими каналами и градирнями. При двух энергоблоках АЭС удельную 
площадь промплощадки следует уменьшить в 1,4 раза.
В первом приближении форму площадки можно принять в виде прямоугольника с соотношением сторон 1:(1,5–2,0).
Пример. Определить размеры промплощадки для конденсационной газомазутной станции с тремя энергоблоками по 300 МВт.
По графику на рис. 2.1 для газомазутной КЭС мощностью 900 МВт находим 
удельную площадь: f = 1,85 га/МВт.
Площадь промплощадки определяем по формуле (2.1):

F =
⋅
=
=
1 85 900
100
16 65
166 500
,
,
.
га
м2

При соотношении сторон промплощадки 1:1,5 получаем уравнение для определения ее ширины В и длины L: B
B
⋅
=
1 5
166 500
,
.
м2

Отсюда ширина площадки В = 333,17 м, длина L = 499,75 м.
Аналогично для соотношения сторон 1:2 получаем: В = 288,53 м, L = 577,06 м.

2.3. Компоновка главного корпуса

2.3.1. Объемно-планировочные решения главных корпусов 
ТЭС и АЭС

Главный корпус ТЭС состоит из котельного (КО), деаэраторного (бункернодеаэраторного) (ДО) и турбинного (ТО) отделений, а главный корпус АЭС – 

Рис. 2.1. Удельная площадь промплощадки в зависимости от мощности электростанции:
1 – ТЭЦ; 2 – пылеугольная КЭС; 3 – газомазутная КЭС (без мазутного хозяйства); 4 – АЭС с реакторами ВВЭР 
в моноблочной компоновке

из реакторного (РО), деаэраторного и турбинного отделений. Котельно-вспомогательное оборудование ТЭС (воздухоподогреватели, золоуловители, дымососы, 
дутьевые вентиляторы) обычно размещают на открытой площадке, примыкающей 
к котель ному отделению. На АЭС вспомогательные здания (здание управления, 
паровая камера, здание безопасности, здание ядерного обслуживания, вспомогательный корпус, хранилище свежего топлива) примыкают к реакторному отделению. Эта группа зданий получила название «ядерный остров». Компоновка зданий и сооружений современной АЭС подробно приведена в разделе 14.
Компоновку главных корпусов определяет технологический процесс. Основным фактором является минимальная протяженность и число поворотов трубопроводов свежего пара от парового котла (парогенераторов для АЭС) до турбоагрегата. Примеры компоновок главных корпусов ТЭС и АЭС приведены в приложении 2 (по данным [3]).

2.3.2. Плановая компоновка главного корпуса

Компоновка турбинного отделения может быть [3] продольной (рис. 2.2, а, в, 
г, д, е), если оси взаимно перпендикулярны, и поперечной (рис. 2.2, б, ж), если 
ось турбоагрегата и направление пролета здания совпадают.
Плановые и высотные размеры главного корпуса определяются габаритами и массой основного и вспомогательного оборудования, которые подбирают, 

Рис. 2.2. Взаимное расположение отделений главного корпуса:
а – с П-образным котлом; б – с Т-образным котлом; в, г – варианты с П-образным котлом; д, е, ж – варианты 
с Т-образным котлом; ТА – турбоагрегат; ПК – паровой котел; МК – монтажный кран; К – конденсатор

Рис. 2.2. Окончание