ГРЭС - это государственная районная электрическая станция. Сокращение появилось еще во времена СССР. Известно, что тогда все электростанции принадлежали государству. А то, что аббревиатура расшифровывается так, что в ней присутствует слово «районная», объясняется тем, что станции возводились для покрытия электронагрузок районов.

Как работает электростанция?

Электрическая установка представленного типа работает как по парогазовому, так и по паровому циклу. Все зависит от типа блоков, которые установлены на ней.

Ряд тепловых филиалов России работает на парогазовом цикле. В этом случае на станции устанавливаются парогазовые установки. При этом в энергоблоках находится газовая турбина, работающая за счет продуктов сгорания (в основном природного газа). Затем по циклу располагается специальный котел, выполняющий функцию утилизатора, а также паровая турбина. Указанный способ работы станции наиболее эффективен и экономичен. Газовые турбины для станций выпускаются как отечественными, таки импортными производителями.

Несмотря на то, что ГРЭС расшифровка аббревиатуры - это электрическая станция, часто используется она и для получения тепла . В свою очередь тепло применяют для обогрева поселков, расположенных поблизости.

Основные характеристики электрической станции

Аббревиатура ГРЭС напоминает такие сокращения как ГЭС и ТЭС. Все это станции, но принцип работы у них разный. Электростанция отличается от других установок тем, что ее целью является производство электрической энергии посредством конденсационных турбин. Раньше об объекте говорили, как о районной станции. Сейчас, употребляя сокращение, имеют в виду конденсационную электростанцию, которая может обладать высокой мощностью и осуществлять работу с другими объектами по выработке электричества. Объемы производимого продукта при этом зависят от качества применяемого топлива и от его количества. А в сравнении с гидроэлектростанцией электрическая станция способна в течение всего года производить одинаковый объем продукции, оставаясь функционирующей даже в сильные морозы.

Самые известные электростанции России

Итак, ГРЭС расшифровка, надеемся, вам понятна. Теперь следует разобраться, какие объекты имеют огромное значение для различных областей. Как правило, установки, отличающиеся большой мощностью, ставят в местах добычи топлива. При этом чем больше станция, тем на большие расстояния она способна передавать электричество.

Строительство станций меньшей мощности ориентировано на применение для них местных видов топлива. Их располагают в основном около городов, и нацелены они на конечного потребителя. Объекты, осуществляющие работу на высококалорийном топливе, также ориентированы на потребителя. Работающие же на мазуте станции располагают вблизи нефтеперерабатывающих производств.

Самые известные электростанции в России, это:

• Сургутская ГРЭС - наиболее большой объект для производства электричества, мощность которого равна 5597 МВт. Такой мощности хватает для обеспечения электричеством 5 млн. домов россиян;
• Сахалинская ГРЭС - тепловая электростанция, которая находится в Сахалинской области, вблизи поселка Лермонтовка. Объект подает электричество в южную и центральную часть о. Сахалин;
• ГРЭС Симферополь - объект, расположенный недалеко от Симферополя. Обеспечивает электричеством окрестности города;
• ГРЭС Мыски или Томь-Усинская - крупный государственный объект на юге Западной Сибири. Всего в нем находится 9 блоков, общая масса которых составляет 1272 МВт. Установка является частью СУЭК, входит в ТГК-12. Ее основная цель - покрытие нагрузок энергетической системы Кузбасса;
• Пермская ГРЭС - тепловая станция, находящаяся в Пермском крае. Она расположена в 7 км. от Перми и в 5 км. от г. Добрянка. Объект является источником электричества для различных групп потребителей: промышленного узла Верхнекамский (занимается переработкой и добычей леса, химией и нефтехимией, добычей полезных ископаемых, металлургией), промышленного центра Пермского края (занимается строительством машин, добычей и переработкой нефти, нефтехимией;
• Костромская ГРЭС - находится в Волгореченске, входит в Интер РАО. Мощность составляет 3600 МВт. Третья дымовая труба объекта имеет высоту, равную 320 метрам. Она признана одной из наиболее высоких в РФ;
• Новочеркасская ГРЭС - станция в микрорайоне города Новочеркасска. Обеспечивает электричеством Ростовскую область, является частью состава ПАО ОГК-2. Мощность равна 2112 МВт, топливом для объекта является уголь и природный газ, иногда используется мазут. Представленный объект - единственный, осуществляющий работу на отходах, которые остаются после добычи угля. Высота 3-х труб станции достигает по 250 м., одна труба равна 185 метрам;
• Троицкая ГРЭС - находится в Троицке, Челябинская область. Является частью ОГК-2. Мощность составляет 2059 МВт. Первый пуск объекта был выполнен в 1960 г. Затем неоднократно достраивались новые блоки установки. Четвертый, пятый и седьмой блоки станции имеют экологические фильтры, призванные очищать их от пыли и газа. В качестве топлива выступает мазут. Всего электричества объект потребляем в количестве 7,1 % от общей выработки;
• Харанорская ГРЭС - один из крупных объектов. Находится на р. Онон, в п. Ясногорск, который и обеспечивает теплом. В будущем может стать источником тепла для п. Ясная;
• Каширская ГРЭС - может расшифровываться как станция имени Кржижановского. Находится в г. Кашира, Московская область. Была возведена еще при В.И. Ленине.

Существуют и другие электростанции, мы представили только самые основные. Все КЭС производят электрическую энергию и обладают схожим принципом работы. Они представляют собой сложный комплекс строений, энергетического оборудования, арматуры и труб, разных автоматических систем. Влияние на гидросферу, литосферу и атмосферу подобных объектов неблагоприятно, но предпринимаются меры, позволяющие делать установки более экологичными.

КОНДЕНСАЦИОННАЯ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯ (КЭС), тепловая паротурбинная электростанция, назначение
которой - производство электрич. энергии с использованием конденсационных
турбин. На КЭС применяется органическое топливо:
твёрдое топливо, преимущественно уголь разных сортов в пылевидном состоянии,
газ, мазут и т. п. Тепло, выделяемое при сжигании топлива, передаётся в
котельном агрегате (парогенераторе) рабочему телу, обычно - водяному пару.
КЭС, работающую на ядерном горючем, называют атомной электростанцией
(АЭС)
или конденсационной АЭС (АКЭС). Тепловая энергия водяного пара преобразуется
в конденсационной турбине в механическую энергию, а последняя в электрич.
генераторе - в электрическую энергию. Отработавший в турбине пар конденсируется,
конденсат пара перекачивается сначала кон-денсатным, а затем питательным
насосами в паровой котёл (котлоагрегат, парогенератор). Т.о. создаётся
замкнутый пароводяной тракт: паровой котёл с пароперегревателем - паропроводы
от котла к турбине-турбина-конденсатор-конденсат-ный и питат.насосы-трубопроводы
питат. воды-паровой котёл.Схема пароводяного тракта является осн. технологич.
схемой паротурбинной электростанции и носит название тепловой схемы КЭС
(рис. 1).

Для конденсации
отработавшего пара требуется большое кол-во охлаждающей воды с темп-рой
10-20 0 С (ок. 10 м 3 /сек для турбин
мощностью 300 Мвт ). КЭС являются осн. источником электроэнергии
в СССР и большинстве пром. стран мира; на долю КЭС в СССР приходится 2 /з
общей мощности всех тепловых электростанций страны. КЭС, работающие в энергосистемах
Советского Союза, наз. также ГРЭС.

Первые КЭС,
оборудованные паровыми машинами, появились в 80-х гг. 19 в. В нач. 20 в.
КЭС стали оснащать паровыми турбинами. В 1913 в России мощность всех КЭС
составляла 1,1 Гвт. Строительство крупных КЭС (ГРЭС) началось в
соответствии с планом ГОЭЛРО; Каширская ГРЭС и Шатурская электростанция
им.
В. И. Ленина были первенцами электрификации СССР. В 1972 мощность КЭС в
СССР составила уже 95 Гвт. Прирост электрич. мощности на КЭС СССР
составил ок. 8 Гвт за год. Возросла также единичная мощность КЭС
и установленных на них агрегатов. Мощность наиболее крупных КЭС к 1973
достигла 2,4-2,5 Гвт. Проектируются и сооружаются КЭС мощностью
4-5 Гвт (см. табл.). В 1967-68 на Назаров-ской и Славянской ГРЭС
были установлены первые паровые турбины мощностью 500 и 800 Мвт. Создаются
(1973) одновальные турбоагрегаты мощностью 1200 Мвт. За рубежом
наиболее крупные турбоагрегаты (двухзальные) мощностью 1300 Мвт устанавливаются
(1972-73) на КЭС Камберленд (США).

Осн. технико-экономич.
требования к КЭС - высокая надёжность, манёвренность и экономичность. Требование
высокой надёжности и манёвренности обусловливается тем, что производимая
КЭС электроэнергия потребляется сразу же, т. е. КЭС должна производить
столько электроэнергии, сколько необходимо её потребителям в данный момент.

Экономичность
сооружения и эксплуатации КЭС определяется удельными капиталовложениями
(110-150 руб. на установленный квт), себестоимостью электроэнергии
(0,2-0,7 коп./квт-ч), обобщающим показателем - удельными расчётными
затратами (0,5-1,0 коп./квт-ч). Эти показатели зависят от мощности
КЭС и её агрегатов, вида и стоимости топлива, режимов работы и кпд процесса
преобразования энергии, а также местоположения электростанции. Затраты
на топливо составляют обычно более половины стоимости производимой электроэнергии.
Поэтому к КЭС предъявляют, в частности, требования высокой тепловой экономичности,
т. е. малых удельных расходов тепла и топлива, высокого кпд.

Преобразование
энергии на КЭС производится на основе термодинамич. цикла Ренкина, в к-ром
подвод тепла воде и водяному пару в котле и отвод тепла охлаждающей водой
в конденсаторе турбины происходят при постоянном давлении, а работа пара
в турбине и повышение давления воды в насосах - при постоянной энтропии.

Общий кпд совр.
КЭС -35-42% и определяется кпд усовершенствованного термодинамич. цикла
Ренкина (0,5-0,55), внутр. относит, кпд турбины (0,8-0,9),механич. кпд
турбины (0,98-0,99), кпд электрич. генератора (0,98-0,99), кпд трубопроводов
пара и воды (0,97-0,99), кпд котлоагрегата (0,9-0,94).

Увеличение
кпд КЭС достигается гл. обр. повышением начальных параметров (начальных
давления и темп-ры) водяного пара, совершенствованием термодинамич. цикла,
а именно-применением промежуточного перегрева пара и регенеративного подогрева
конденсата и питат. воды паром из отборов турбины. На КЭС по технико-экономич.
основаниям применяют начальное давление пара до-критическое 13-14, 16-17
или сверхкритическое 24-25Мн/м г, начальную темп-ру свежего
пара, а также после промежуточного перегрева 540-570 "С. В СССР и за рубежом
созданы опытно-пром. установки с начальными параметрами пара 30-35 Мн/м г при
600-650 0 С. Промежуточный перегрев пара применяют обычно одноступенчатый,
на нек-рых зарубежных КЭС сверхкритич. давления - двухступенчатый. Число
регенеративных отборов пара 7-9, конечная темп-pa подогрева питат. воды
260-300 0 С. Конечное давление отработавшего пара в конденсаторе
турбины 0,003-0,005 Мн/м 2 .

Часть вырабатываемой
электроэнергии потребляется вспомогат. оборудованием КЭС (насосами, вентиляторами,
угольными мельницами и т. д.). Расход электроэнергии на собственные нужды
пылеуголь-ной КЭС составляет до 7%, газомазутной - до 5%. Значит,
часть - около половины энергии на собственные нужды расходуется на привод
питат. насосов. На крупных КЭС применяют паротурбинный привод; при этом
расход электроэнергии на собств. нужды снижается. Различают кпд КЭС брутто
(без учёта расхода на собств. нужды) и кпд КЭС нетто (с учётом расходов
на собств. нужды). Энергегич. показателями, равноценными кпд, служат также
удельные (на единицу электроэнергии) расходы тепла и условного топлива
с теплотой сгорания 29,3 Мдж/кг (7000 ккал/кг), равные для
КЭС 8,8 - 10,2 Мдж/квт-ч (2100 - 2450 ккал/квт-ч) и 300-350
г/квт-ч.
Повышение
кпд, экономия топлива и уменьшение топливной составляющей эксплуатационных
расходов обычно сопровождаются удорожанием оборудования и увеличением капиталовложений.
Выбор оборудования КЭС, параметров пара и воды, темп-ры уходящих газов
котлоагрегатов и т. д. производится на основе технико-экономич. расчётов,
учитывающих одновременно капиталовложения и эксплуатац. расходы (расчётные
затраты).

Осн. оборудование
КЭС (котельные и турбинные агрегаты) размещают в гл. корпусе (рис. 2),
котлы и пылепригото-вит. установку (на КЭС, сжигающих, напр., уголь в виде
пыли) - в котельном отделении, турбоагрегаты и их вспомогательное оборудование
- в машинном зале электростанции. На КЭС устанавливают преим. по
одному котлу на турбину. Котёл с турбоагрегатом и их вспомогат. оборудование
образуют отд. часть - мо-поблок электростанции. Для турбин мощностью 150-1200
Мвт требуются котлы производительностью соответственно 500-3600 т/ч
пара.
Ранее на ГРЭС применяли по два котла на турбину, т. е. дубль-блоки (см.
Блочная
тепловая электростанция). На КЭС без промежуточного перегрева пара
с турбоагрегатами мощностью 100 Мвт и меньше в СССР применяли неблочную
централизованную схему, при к-рой пар из котлов отводится в общую паровую
магистраль, а из неё распределяется между турбинами. Размеры гл. корпуса
определяются размещаемым в нём оборудованием и составляют на один блок,
в зависимости от его мощности, по длине от 30 до 100 м, по ширине
от 70 до 100 м. Высота машинного зала ок. 30 м, котельной
-50 м и более. Экономичность компоновки гл. корпуса оценивают приближённо
удельной кубатурой, равной на пылеугольной КЭС ок. 0,7-0,8 м 3 /квт,
а
на газомазутной - ок. 0,6-0,7 м 3 /квт. Часть вспомогат.
оборудования котельной (дымососы, дутьевые вентиляторы, золоуловители,
пылевые циклоны и сепараторы пыли системы пылепри-готовления) устанавливают
вне здания, на открытом воздухе.

В условиях
тёплого климата (напр., на Кавказе, в Ср. Азии, на Ю. США и др.), при отсутствии
значит, атм. осадков, пылевых бурь и т. п., на КЭС, особенно газомазутных,
применяют открытую компоновку оборудования. При этом над котлами устраивают
навесы, турбоагрегаты защищают лёгкими укрытиями; вспомогат. оборудование
турбоустановки размещают в закрытом конденсационном помещении. Удельная
кубатура гл. корпуса КЭС с открытой компоновкой снижается до 0,2-0,3 м 3 /квт,
что
удешевляет сооружение КЭС. В помещениях электростанции устанавливают мостовые
краны и др. грузоподъёмные механизмы для монтажа и ремонта энергетич. оборудования.

КЭС сооружают
непосредственно у источников водоснабжения (река, озеро, море); часто рядом
с КЭС создают пруд-водохранилище. На территории КЭС, кроме главного корпуса,
размещают сооружения и устройства технич. водоснабжения и химводоочистки,
топливного х-ва, электрич. трансформаторы, распределительные устройства,
лаборатории и мастерские, материальные склады, служебные помещения для
персонала, обслуживающего КЭС. Топливо на территорию КЭС подаётся обычно
ж.-д. составами. Золу и шлаки из топочной камеры и золоуловителей удаляют
гидрав-лич. способом. На территории КЭС прокладывают ж.-д. пути и автомоб.
дороги, сооружают выводы линий электропередачи, инженерные наземные
и подземные коммуникации. Площадь территории, занимаемой сооружениями КЭС,
составляет, в зависимости от мощности электростанции, вида топлива и др.
условий, 25-70 га.

Крупные пылеугольные
КЭС в СССР обслуживаются персоналом из расчёта 1 чел. на каждые 3 Мвт
мощности
(примерно 1000 чел. на КЭС мощностью 3000 Мвт); кроме того, необходим ремонтный
персонал.

Мощность отд.
КЭС ограничивается водными и топливными ресурсами, а также требованиями
охраны природы; обеспечения нормальной чистоты возд. и водного бассейнов.
Выброс с продуктами сгорания топлива твёрдых частиц в воздух в районе действия
КЭС ограничивают установкой совершенных золоуловителей (электрофильтров
с кпд ок. 99%). Оставшиеся примеси, окислы серы и азота рассеивают сооружением
высоких дымовых труб для вывода вредных примесей в более высокие слои атмосферы.
Дымовые трубы высотой до 300 м и более сооружают из железобетона
или с 3- 4 металлич. стволами внутри железобетонной оболочки или общего
металлич. каркаса.

Управление
многочисл. разнообразным оборудованием КЭС возможно только на основе комплексной
автоматизации производств, процессов. Совр. конденсационные турбины полностью
автоматизированы. В котлоагрегате автоматизируется управление процессами
горения топлива, питания котлоагрегата водой, поддержания темп-ры перегрева
пара и т. д. Осуществляется комплексная автоматизация др. процессов КЭС,
включая поддержание заданных режимов эксплуатации, пуск и остановку блоков,
защиту оборудования при ненормальных и аварийных режимах. С этой целью
в системе управления на крупных КЭС в СССР и за рубежом применяют цифровые,
реже аналоговые, управляющие электронные вычислит, машины.

Тепловой электростанцией называют комплекс сооружений и оборудования, в которых тепловая энергия поступающего на станцию органического топлива преобразуется в электрическую энергию, передаваемую в энергетическую систему или непосредственно потребителям. На тепловых электростанциях, называемых теплоэлектроцентралями (ТЭЦ), кроме электрической энергии, вырабатывается еще и тепловая, которая при помощи теплотрасс передается потребителям и распределяется между ними.

Конденсационными электрическими станциями (КЭС) называются тепловые электрические станции, предназначенные только для производства электроэнергии. Главной особенностью конденсационных электрических станций является то, что в них обеспечиваются условия максимально полного преобразования энергии пара, выработанного в котле, путем максимально возможного расширения его в рабочих цилиндрах турбины в механическую энергию вращения ротора турбогенератора, а затем и в электрическую энергию.

Для обеспечения максимально полного преобразования энергии пара выхлоп его из турбины осуществляется в специальные теплообменники, в которых происходит конденсация отработанного пара и поддерживается минимальное для конкретных

температурных условий давление (вакуум). Такие теплообменники получили название конденсаторов (см.подраздел 3.2). Выделяющаяся при конденсации скрытая теплота парообразования сбрасывается через внешний циркуляционный контур в окружающую среду (водоем или атмосферу) и безвозвратно теряется. Доля этой теплоты в общем балансе паросиловой установки достигает 60–65%, что обуславливает относительно низкий термический коэффициент полезного действия (к.п.д.) конденсационных электрических станций, в основном не превышающий 40%.

Для повышения термического к.п.д. стремятся максимально повысить температуру и давление пара на входе в турбину, применить вторичный перегрев пара, а также снизить долю теплоты, теряемой в конденсаторе, путем использования скрытой теплоты парообразования недоработавшей части пара, отобранной из турбины, в подогревателях питательной воды системы регенерации.

Максимальные температура и давление пара на КЭС ограничиваются жаропрочностью и жаростойкостью сталей, применяемых в конструкциях пароперегревателей котла, паропроводов, элементов проточной части турбины. Современные мощные тепловые электростанции работают при давлении пара на входе в турбину до 26 МПа и его температуре порядка 540–568°С.

Современная конденсационная электрическая станция – это сложный технологический комплекс зданий, сооружений и агрегатов с блочной схемой установки оборудования, при которой блок «котел – турбина – генератор» является независимо включенной и самостоятельно регулируемой производственной единицей. В качестве примера рассмотрим работу электростанции, сжигающей уголь (рис. 4.1).

Поступающее на ТЭС топливо (уголь) выгружается из вагонов разгрузочными устройствами и подается через дробильное помещение конвейерами в бункера сырого топлива или на склад резервного топлива.

Уголь размалывается в мельницах. Угольная пыль, пройдя сепаратор и циклон, из пылевых бункеров вместе с горячим воздухом, подаваемым мельничным вентилятором, поступает в топку котла. Образующиеся в топке высокотемпературные продукты сгорания при движении по газоходам нагревают воду в теплообменниках (поверхностях нагрева) котла до состояния перегретого пара. Пар, расширяясь в ступенях турбины, приводит во вращение ее ротор и соединенный с ним ротор электрогенератора, в котором возбуждается электрический ток. Вырабатываемая электроэнергия с помощью повышающих трансформаторов преобразуется в ток высокого напряжения, передается на открытое распределительное устройство (ОРУ) и затем в энергосистему.

Для снабжения электроэнергией электродвигателей, осветительных устройств и приборов электростанции используется распределительное устройство собственных нужд.

Отработавший в турбине пар поступает в конденсатор. Образовавшийся там конденсат подается конденсатными насосами через регенеративные подогреватели низкого давления в деаэратор. Здесь при температуре, близкой к температуре насыщения, происходит удаление растворенных в воде газов, вызывающих коррозию оборудования, и подогревается вода до температуры насыщения. Потери конденсата (утечки через неплотности в трубопроводах станции или в линиях потребителей) восполняются химически очищенной (обессоленной) в специальных установках водой, добавляемой в деаэратор.

Деаэрированная и подогретая питательная вода подается питательными насосами в регенеративные подогреватели высокого давления, а затем в экономайзер котла. Цикл преобразования рабочего тела повторяется.

Устройства для химической обработки добавочной воды находятся в химическом цехе.

Охлаждающая вода от источника технического водоснабжения подается в конденсатор циркуляционными насосами, расположенными в насосной станции. Подогретая охлаждающая вода (циркуляционная) сбрасывается в систему охлаждения или в природный водоем на некотором расстоянии от места забора, достаточном для того, чтобы подогретая вода не подмешивалась к забираемой. В схемах может быть предусмотрена небольшая сетевая подогревательная установка для теплофикации электростанции и прилегающего поселка. К сетевым подогревателям такой установки пар поступает от отборов турбины.

Газы, образующиеся при сгорании топлива в котле, проходят последовательно топочную камеру, поверхности пароперегревателя и водяного экономайзера, где отдают теплоту рабочему телу, а в воздухоподогревателе – подаваемому в паровой котел воздуху. Затем в золоуловителях (электрофильтрах) газы очищаются от летучей золы и через дымовую трубу дымососами выбрасываются в атмосферу.

Шлак и зола из-под топочной камеры, воздухоподогревателя и золоуловителей смываются водой и по каналам поступают к багерным насосам, которые перекачивают их на золоотвалы.

Воздух, необходимый для горения, подается в воздухоподогреватели парового котла дутьевым вентилятором. Забор воздуха осуществляется из верхней части котельного отделения или снаружи.

Контроль и управление работой тепловой станции осуществляются с пульта управления.

На рис. 4.2, а и 4.2, б представлены типичные тепловые схемы паротурбинных конденсационных установок на органическом топливе. На рис. 4.2, а показан простейший вариант тепловой схемы КЭС малой мощности, когда подвод теплоты в цикле осуществляется только при генерации пара и подогреве его до выбранной температуры перегрева. Тепловая схема на рис. 4.2, б характерна для мощных блочных электростанций, где наряду с передачей теплоты острому пару тепло подводится к пару и после того, как он отработал в цилиндре высокого давления турбины.

Первую схему называют схемой без промежуточного перегрева, вторую – с промежуточным перегревом пара. Тепловая эффективность второй схемы выше при одних и тех же начальных и конечных параметрах пара. Однако целесообразность применения промежуточного перегрева в установках различной мощности должна определяться технико-экономическим расчетом, так как это связано с увеличением металлоемкости и стоимости оборудования. В мировой практике встречаются схемы с двойным промежуточным перегревом пара.

В настоящее время в эксплуатации на территории Украины находятся в основном блоки мощностью 200 МВт, работающие на начальных параметрах пара 12,7 МПа, 540°С и блоки мощностью 300 и 800 МВт с параметрами 23,5 МПа, 545°С.

На блоках мощностью 200 МВт используются питательные насосы с электроприводом, а на более мощных, начиная с 300 МВт – питательные турбонасосы (питательные электронасосы применяются как резервные). Блоки с турбиной К-300-240 оснащены одним питательным насосом с приводной турбиной с противодавлением, а на блоке с турбиной К-800-240 установлены две приводные турбины с собственными конденсаторами. Мощность электропривода на блоках с турбинами К-200-130 составляет около 2% мощности блока. Мощность турбопривода блока с турбиной К-300-240 – 9,0 МВт, а две приводные турбины, установленные на блоке мощностью 800 МВт, развивают при номинальной нагрузке блока мощность около 27 МВт.

Компоновка главного здания электростанции

Основные агрегаты КЭС и относящееся к ним вспомогательное оборудование размещаются в главном здании (главном корпусе). Совокупность технических решений по размещению оборудования и выполнению строительной части объединяются понятием компоновки главного здания. Применяются различные компоновки главного здания, имеющие общую структуру помещений в соответствии с технологической схемой выработки энергии и применяемым оборудованием. Например, оборудование первых электростанций, построенных в Нью-Йорке в конце XIX века, размещалось на нескольких этажах (рис. 4.3).

На КЭС основными помещениями главного здания являются котельное и турбинное отделения, дополнительными – деаэраторное и бункерное. На современных КЭС все эти помещения располагаются параллельно друг другу (см. рис. 4.1). Размещение паровых котлов и турбин и расстояния между ними выбираются такими, чтобы длина турбинного и котельного отделений были одинаковыми.

Бункерное и деаэраторное отделения обычно располагаются между котельным и турбинным. Они предусматриваются не во всех типах компоновок главного здания. Без бункерного отделения сооружаются главные здания КЭС, работающих на газе и мазуте, а также на твердом топливе при подготовке пыли на центральном пылезаводе. Имеются компоновки блочных КЭС без деаэраторного отделения. В современных компоновках главного корпуса бункерное и деаэраторное отделения совмещаются.

Компоновка главного здания может быть закрытой, если все основное оборудование размещается в помещениях; полуоткрытой, если паровые котлы устанавливаются на открытом воздухе, и открытой, если стеновые ограждения отсутствуют и над турбинами.

В главных зданиях современных КЭС основные и вспомогательные помещения вплотную примыкают друг к другу без строительных разрывов, что позволяет уменьшить объем здания и занимаемую им площадь, а также сократить протяженность трубопроводов пара и воды между котельным и турбинным отделениями.

Компоновку котельного отделения определяют тип устанавливаемых котлов и вид используемого топлива. Все современные котлы выполняются с нижним выпуском дымовых газов. При такой конструкции котлов их выгодно размещать фронтом к турбинному залу, а дымососы, вентиляторы и дымовые трубы устанавливать на нулевой отметке.

На современных КЭС часть оборудования котельной размещается на открытом воздухе. Дымососы и вентиляторы устанавливаются открыто на всех газомазутных электростанциях независимо от климатических условий. При сжигании твердого топлива открытая установка тягодутьевых машин, трубчатых и регенеративных вохдухоподогревателей допускается в районах с низшей расчетной температурой наружного воздуха не менее –28°С. Мокрые золоуловители устанавливаются открыто при температуре не ниже –15°С. Если расчетная температура ниже указанных значений, то дымососы, вентиляторы и золоуловители размещают в отдельном строении, сооружаемом рядом с котельным отделением.

Дымовые трубы сооружаются на расстоянии 20–40 м от наружной стенки котельной. Учитывая высокую стоимость труб, число их принимают минимальным: одна труба на 2–4 паровых котла.

В современной тепловой энергетике в основном применяются камерный способ сжигания пылевидного топлива и индивидуальные системы приготовления угольной пыли. Оборудование индивидуальной системы пылеприготовления располагается в одной ячейке с котлом. Мельницы устанавливаются на нулевой отметке: молотковые и среднеходные – с фронта и боков котла, а шаровые барабанные – чаще всего в бункерном (бункерно-деаэраторном) отделении. Место для них выбирается с учетом обеспечения минимальной длины пылепроводов и удобств обслуживания. Сепараторы и циклоны устанавливаются на верхних отметках бункерного отделения.

На высоте 9–11 м предусматривается площадка с индивидуальными и групповыми щитами управления. Там же размещаются пылепитатели. Между котлами предусматривается место для сооружения багерной насосной станции системы гидрозолоудаления. Для насосной станции делается приямок, пол которого имеет отметку на 3–4 м ниже пола зольного помещения, располагающегося на нулевой отметке. На мощных КЭС багерную насосную располагают за пределами котельной в отдельной пристройке.

Со стороны временного торца здания в зольное помещение прокладывается железнодорожный путь. Для производства монтажных и ремонтных работ в здании котельной устанавливаются два мостовых крана.

Компоновка турбинного отделения определяется выбранным способом расположения турбин – вдоль или поперек оси здания. От этого зависят размеры помещения, расстановка вспомогательного оборудования, длина трубопроводов пара, питательной воды и циркуляционной воды. При продольном расположении турбин ширина (пролет) турбинного зала меньше, чем при поперечном, а длина зала больше.

Оборудование в турбинном зале размещается по «островному» принципу. Вдоль зала с определенным шагом устанавливаются турбинные агрегаты, а около каждого из них – вспомогательное оборудование.

На нулевой отметке пола конденсационного помещения располагается вспомогательное оборудование (сетевые и конденсатные насосы, маслои газоохладители и др.).

В одной ячейке с турбиной устанавливается система смазки подшипников и регулирования турбины.

На отметке 8–9 м (на блоках мощностью 300 МВт – 9,6 м; 800 МВт – 11,4 м) располагаются органы управления основными задвижками и вентилями, а также приборный щит турбин.

У постоянного и временного торцов турбинного зала предусматриваются площадки, не занятые оборудованием, которые предназначаются для раскладки деталей при ремонтных и монтажных работах. К этим площадкам прокладываются тупиковые железнодорожные пути.

Часть оборудования турбинного отделения располагается в деаэраторном отделении, имеющем несколько этажей. На нулевой отметке размещаются распредустройства собственных нужд и кабельные коридоры. На некоторых КЭС здесь же устанавливаются питательные насосы, редукционно-охладительные установки и другое оборудование. На втором этаже располагаются блочные щиты управления; на верхних этажах размещаются деаэраторы и баки питательной воды. Установка деаэраторов на верхних этажах создает дополнительный подпор воды на всосе питательных насосов, что повышает надежность их работы, исключая кавитацию.

В турбинном зале устанавливаются один или два мостовых крана. Их грузоподъемность выбирается из расчета подъема наиболее тяжелой детали оборудования, которой является обычно статор генератора. Отметка расположения крана над площадкой обслуживания, как правило, такая, чтобы можно было снимать цилиндры турбин и переносить их над работающими турбинами на ремонтные площадки.

Вентиляция турбинного зала осуществляется за счет естественной конвекции через аэрационный фонарь, сооружаемый на кровле здания, а при очень больших пролетах для облегчения кровли фонарь не сооружается, а приток воздуха осуществляется с помощью вентиляторов.

На рис. 4.4 приведена компоновка оборудования пылеугольной КЭС с блоками мощностью 300 МВт. Главное здание из сборного железобетона имеет шаг несущих колонн 12 м. Турбинный зал выполнен с подвальным помещением, заглубленным на 2,7 м. Бункерно-деаэраторное отделение однопролетное. Стена отделения, обращенная к котельной, совмещена с фронтовой стеной котла. Такой же вариант здания применяется для КЭС на твердом топливе при подготовке пыли на центральном пылезаводе; бункера пыли на таких КЭС размещаются между котлами.

В проекте принято поперечное расположение турбин.

Для блочных щитов управления (один щит на два блока) на отметке основного обслуживания предусмотрены помещения в бункернодеаэраторном отделении. В торце отделения размещается также и главный щит (центральный щит управления ТЭС).

Общие принципы размещения площадок и генплан

Кроме главного корпуса, в состав электростанции входят много других вспомогательных зданий и сооружений, обеспечивающих функционирование КЭС в целом. К главному корпусу примыкают площадки для размещения золоуловителей, дымососов, дымовые и вентиляционные трубы, объекты топливного хозяйства, распределительное устройство закрытого или открытого типа, щит управления, если он располагается в отдельном здании, сооружения технического водоснабжения, химводоочистка, здание ремонтного цеха и мастерских, золоотвал и пульпопроводы к нему, административный, объединенный вспомогательный корпус, склады, здания ацетиленовой, кислородной и компрессорной станций, подъездные железнодорожные и автомобильные пути, локомотивное депо, пожарное депо, водоочистные сооружения и др.

Большинство из перечисленных выше объектов размещается в пределах ограды электростанции. За ограду выносятся золоотвал, резервный и расходный склады угля, мазутное хозяйство, если емкость его превышает 10000 м3 , объекты технического водоснабжения. Электрические распределительные устройства, насосные станции размещаются как внутри, так и вне ограды, но с обязательным охранным ограждением.

На перечень и количество объектов электростанции влияют тепловая схема, вид используемого топлива и тип системы водоснабжения.

Мощные конденсационные электростанции на органическом топливе сооружаются в основном вблизи источников топлива: крупных месторождений угля, торфа, сланцев, чем достигаются минимальные затраты на доставку топлива. Важное значение при размещении имеет близость их к потребителям энергии, что позволяет сократить протяженность ЛЭП, магистральных трубопроводов пара, воды и потери в них.

Для КЭС на низкосортном топливе (бурые угли, торф, сланцы) близость к месторождению является обязательным условием. Однако при использовании качественного угля доставка его может быть рентабельной и на большие расстояния, что позволяет выбирать площадку для строительства КЭС ближе к потребителям энергии. Для КЭС на газе и мазуте расстояние до источника топливоснабжения не имеет столь важного значения, поскольку затраты на доставку этих видов топлива существенно ниже, чем для угля, торфа или сланцев.

В условиях объединенных энергосистем расширяются возможности выбора места размещения мощных конденсационных электростанций. Они должны располагаться вблизи реки, озера или моря для обеспечения минимальной протяженности коммуникаций технического водоснабжения и уменьшения затрат на сооружение гидротехнических объектов.

Радиус санитарной зоны для КЭС обычно составляет 500–1000 м; больший размер принимается при сжигании многозольного и высокосернистого топлива. При определении размера санитарной зоны КЭС принимается во внимание наличие вблизи площадки других предприятий, которые уже создают некоторый уровень (фон) загрязнений в данной местности. При наличии фонового загрязнения размеры зоны должны быть таковы, чтобы общий уровень содержания вредных веществ в атмосфере не превышал действующих норм.

На генеральном плане электростанции размещение главного корпуса предопределяет размещение и компоновку всех других объектов. На рис. 4.5 показан генплан угольной КЭС с блоками 300 МВт, характерный для электростанций мощностью 2400 и 3000 МВт с установкой соответственно восьми или десяти блоков.

Главный корпус размещается таким образом, чтобы турбинное отделение было обращено к водному источнику; это обеспечивает минимальную длину водоводов технического водоснабжения. При оборотном водоснабжении с градирнями ориентировка главного корпуса определяется удобствами трассировки линий электропередач, железнодорожных путей и естественными условиями площадки, в частности направлением господствующих ветров. Градирни обычно размещаются со стороны постоянного торца главного здания, ориентировка которого должна быть такова, чтобы постоянный торец был с подветренной стороны. Расстояние между градирнями и главным корпусом, а также открытым распредустройством обычно составляет не менее 100 м.

Распределительные устройства (РУ) предназначены для приема электрической энергии от источников, отдачи ее в систему или распределительную сеть. РУ распределяют электроэнергию между другими распределительными устройствами, подстанциями, силовыми трансформаторами и т.п. Для электрооборудования электрических станций применяют высоковольтные РУ; низковольтные РУ используют в установках собственных нужд. По конструктивному исполнению РУ делят на закрытые (ЗРУ), когда все электрооборудование располагается в специальных зданиях, открытые (ОРУ) с размещением оборудования на открытом воздухе на огороженной территории, комплектные (КРУ), составляемые из закрытых металлических шкафов с установленными в них аппаратурой, приборами и вспомогательными устройствами. Оборудование ОРУ рассчитано на работу с напряжением 35 кВ и выше и состоит из шинных устройств, масляных выключателей, разъединителей, силовых и измерительных трансформаторов, аппаратуры защиты, автоматики и сигнализации.

Главные схемы электрических соединений ТЭС выбираются на основании схемы присоединения и выдачи мощности в энергосистему с учетом общей и единичной мощности устанавливаемых агрегатов. При их разработке учитываются следующие исходные данные:

• напряжения, на которых выдается электроэнергия ТЭС, графики нагрузки, схемы сетей и число линий, отходящих от электростанций, размер потоков обменной мощности;
• токи короткого замыкания для каждого из распределительных устройств (РУ) повышенных напряжений, требования к схеме соединений по устойчивости параллельной работы, требования к регулированию напряжений на РУ, необходимость установки шунтирующих реакторов;

• значение наибольшей мощности, теряемой при повреждении любого выключателя;
• применение на ТЭС не более двух повышенных напряжений, а также возможность применения двух распределительных устройств одного напряжения с параллельной работой этих РУ через районные сети;
• возможность выделения части собственных нужд ТЭС на питание от изолированного источника при системных авариях.

На ТЭС, имеющих распределительные устройства генераторного напряжения, суммарная мощность трансформаторов, связывающих эти РУ с РУ повышенного напряжения, должна обеспечивать выдачу в сеть повышенного напряжения всей активной и реактивной мощности за вычетом собственных нужд с учетом годового графика потребления электроэнергии, теплоты и в аварийных режимах.

При выборе числа и суммарной мощности трансформаторов связи для резервирования энергосистемой нагрузок, присоединенных к РУ генераторного напряжения, при выходе из работы только одного из генераторов, работающих на РУ генераторного напряжения, на ТЭС приняты трехфазные трансформаторы или группы из однофазных трансформаторов. При установке трехфазных трансформаторов в блоках предусматривается один резервный на восемь блоков.

• Для ограничения токов короткого замыкания при распределении электроэнергии на генераторном напряжении применяются сдвоенные реакторы. Для РУ с реактированными линиями, как правило, используются схемы шины–выключатель–реактор–выключатель–реактор–линия.
• Каждый генератор мощностью 300 МВт и выше присоединен на стороне повышенного напряжения через отдельные трансформаторы (попарно присоединено два блока на стороне повышенного напряжения либо присоединено два генератора к одному трансформатору с расщепленной обмоткой). При этом между каждым генератором и трансформатором установлены выключатели.
• Для РУ с числом присоединения не более четырех применяются схемы треугольника, четырехугольника, мостика. Для РУ с большим числом присоединений при напряжении 330–750 кВ и выше применяются схемы:
• блочные (генератор–трансформатор– ВЛ–РУ понижающей подстанции);
• с двумя системами шин (СШ), с четырьмя выключателями на три цепи (схема «4/3»);
• с двумя системами шин, с тремя выключателями на две цепи (схема «3/2» полуторная);
• блочные схемы генератор–трансформатор–линия (ГТЛ) с уравнительно-обходным многоугольником;
• схема с одним или двумя многоугольниками с числом присоединений к каждому многоугольнику до шести включительно, объединенными двумя перемычками с выключателями в перемычках.

РУ генераторного напряжения выполняются с одной системой шин, с применением КРУ и групповых сдвоенных реакторов для питания потребителей.

Выдача мощности современных крупных ТЭС с блоками 500, 800, 1000, 1200 МВт осуществляется на напряжении 220, 330, 500, 750 кВ и выше.

На рис. 4.6 показана схема электрических соединений ТЭС с восемью блоками по 300 МВт и установкой блока 1200 МВт при расширении. Блоки 1, 2, 3 выдают электроэнергию в РУ 220 кВ, выполненное по схеме с двумя рабочими и обходной системами шин. В процессе развития электростанции при увеличении числа присоединений к шинам 220 кВ одна система шин секционируется. Блок 4 с автотрансформатором связывает РУ 220 кВ и 500 кВ. Объединенные блоки 6, 5 и 7, 8 выдают электроэнергию в РУ 500 кВ, выполненное по схеме шестиугольника, а при развитии и установке блока 1200 МВт – по схеме «3/2» выключателя на присоединение (на рисунке расширение схемы показано пунктиром).

Для ТЭЦ широко применялась схема электрических соединений с двумя системами шин на стороне генераторного и высшего напряжения.

Рост единичной мощности турбогенераторов, применяемых на ТЭЦ (120, 250 МВт), привел к широкому распространению блочных схем электрических соединений. На схеме, изображенной на рис. 4.7, потребители напряжения 6–10 кВ получают питание реактированными отпайками от генераторов Г1, Г2, более удаленные потребители питаются через подстанции глубокого ввода от шин 110 кВ. Параллельная работа генераторов, осуществляемая на высшем напряжении, уменьшает ток короткого замыкания на стороне 6–10 кВ. Потребительское КРУ имеет две секции с автоматическим включением резерва (АВР) на секционном выключателе. В цепях генераторов для большей надежности электроснабжения установлены выключатели В1, В2. Трансформаторы связи Т1, Т2 должны быть рассчитаны на выдачу всей избыточной активной и реактивной мощности и обязательно снабжены РПН. На трансформаторах блоков Г3, Г4 также может быть предусмотрено устройство РПН (показано пунктиром), позволяющее обеспечить соответствующий уровень напряжения на шинах 110 кВ при выдаче резервной реактивной мощности ТЭЦ, работающей по тепловому графику. Наличие РПН у этих трансформаторов позволяет уменьшить колебания напряжения в установках собственных нужд.

Схемы электрических соединений собственных нужд

Кроме основных агрегатов – паровых котлов, турбин, генераторов, ТЭС оснащены большим числом механизмов, обслуживающих или автоматизирующих работу основных агрегатов и вспомогательных устройств электростанции. Все механизмы вместе с их приводными двигателями, источниками питания, внутристанционными электросетями и распределительными устройствами, устройствами электроосвещения входят в комплекс, который принято называть установкой собственных нужд. На ТЭС к установке собственных нужд относятся механизмы топливного склада и топливоподачи (вагоноопрокидыватели, разгрузочные краны, транспортеры, ковшовые конвейеры, мазутные насосы, грохоты, дробилки), пылеприготовления (угольные мельницы, питатели сырого угля, мельничные вентиляторы, шнеки, питатели пыли), тягодутьевые (дутьевые вентиляторы, дымососы, дымососы рециркуляции), механизмы турбинного отделения (питательные, конденсатные, циркуляционные эжекторные насосы, насосы конденсатоочистки, насосы систем смазки подшипников и регулирования), химводоочистки и ряд других.

Кроме перечисленных механизмов, обслуживающих основной технологический процесс, на электростанциях имеются механизмы вспомогательного назначения: насосы технического водоснабжения, пожарные насосы, компрессорные установки, двигательгенераторы для зарядки аккумуляторных батарей и т.п.

Надежность работы механизмов собственных нужд в значительной степени определяет надежность работы станции в целом. В зависимости от роли в технологическом процессе станции основные механизмы собственных нужд подразделяют на ответственные и неответственные. К ответственным относят механизмы, прекращение работ которых даже на незначительное время приводит к снижению производительности или остановке основных агрегатов электростанции. К наиболее ответственным механизмам собственных нужд принадлежат циркуляционные насосы, конденсатные насосы, масляные насосы паротурбинных установок, питательные насосы котлов, дымососы, дутьевые вентиляторы, питатели пыли и т.п. К неответственным относят механизмы, перерыв в работе которых на некоторое время не вызывает снижения выдачи электрической или тепловой энергии.

Для привода механизмов собственных нужд применяются электродвигатели. Паровой привод применяется для высокооборотных мощных питательных насосов блоков со сверхкритическими параметрами пара.

Максимальная мощность, потребляемая механизмами собственных нужд, зависит от типа и мощности ТЭС, от рода и качества топлива, способов его сжигания, параметров пара. Расход электроэнергии на собственные нужды зависит также от правильного выбора производительности механизмов, мощности электродвигателей и экономичности ведения режима работы оборудования в эксплуатации и составляет 3–14%, а расход тепловой энергии составляет 3–10%.

Как все ответственные потребители электроэнергии 1-й категории, схемы электроснабжения собственных нужд имеют резервирование, обеспечивающее бесперебойное питание путем автоматического включения резервного питания (АВР). Резервирование может быть осуществлено в неявно выраженном виде (рис. 4.8), когда рабочий трансформатор собственных нужд одновременно является резервным.

В этом случае каждый рабочий трансформатор по мощности выбирается из условия питания всех собственных нужд ТЭС. Такие схемы резервирования применены на ТЭС очень малой мощности. Резервирование питания собственных нужд ТЭЦ, имеющих шины генераторного напряжения, может быть и явно выраженным (рис. 4.9). В этом случае для ряда рабочих трансформаторов собственных нужд предусматривается один резервный трансформатор собственных нужд (ПРТСН), включающийся автоматически на ту секцию собственных нужд, у которой отключился рабочий трансформатор собственных нужд. На каждые шесть рабочих трансформаторов (линий) принимается один ПРТСН.

Выбор мощности рабочего трансформатора собственных нужд блока основывается на подсчете действительной нагрузки секций собственных нужд (блочной и общестанционной, подключенной к шинам собственных нужд блока). Ряд двигателей являются резервными в пределах блока или нескольких блоков (резервный возбудитель), часть механизмов работает периодически (насос кислотной промывки, противопожарные насосы и т.д.). Пускорезервные трансформаторы собственных нужд по мощности равны наиболее крупному рабочему.

На случай полной длительной (более 30 мин) потери напряжения промышленной частоты, связанной с авариями, на ТЭС предусмотрено надежное питание от неблочной части станции (если она имеется) от ближайших электростанций или аварийных дизель-генераторных или газотурбогенераторных установок следующих потребителей: электродвигателей валоповоротных механизмов, подзарядных агрегатов аккумуляторных батарей, аппаратуры КИП, аварийного освещения.

В качестве источников постоянного тока на ТЭС используются аккумуляторные батареи, которые являются независимым источником постоянного тока, способным питать своих потребителей при любых авариях на станции. От них питаются потребители, обязанные работать при любых условиях (в том числе и при аварийных). К таким потребителям относятся цепи управления выключателями РУ всех напряжений, цепи управления коммутационными аппаратами двигателей механизмов собственных нужд 0,4 кВ, цепи сигнализации, автоматики, релейной защиты, аварийное освещение, аварийные насосы систем регулирования и смазки турбоагрегатов. На ТЭС с блоками 300 МВт и выше на каждый блок предусматривается по одной аккумуляторной батарее и одна или две общестанционные батареи. В цепях постоянного тока предусматривается возможность взаимного резервирования питания.

Для аккумуляторных батарей, как правило, используют свинцово-кислотные стационарные аккумуляторы типа С или СК (для кратковременных разрядов большим током).

Все станционные аккумуляторные батареи эксплуатируются в режиме постоянного подзаряда. В связи с этим для каждой из них предусматривается отдельное подзарядное устройство. Для зарядки всех аккумуляторных батарей устанавливается один общестанционный зарядный агрегат.

Место для открытого распредустройства (ОРУ) отводится обычно со стороны турбинного отделения, а иногда – со стороны постоянного торца главного корпуса.

В системе охлаждения генератора на КЭС обычно используется водород. Так как водород взрывоопасен, то его хранение выносится за территорию главного корпуса, а иногда за территорию станции. Хранится он в специальных емкостях – водородных ресиверах. Подсобные и вспомогательные объекты КЭС размещаются на генплане таким образом, чтобы обеспечивалась минимальная протяженность железнодорожных и автомобильных путей.

Система химводоочистки . Для подготовки надлежащего качества питательной и подпиточной воды на электростанции устанавливается система химводоочистки (ХВО), которая, как правило, включает в себя осветлители, механические фильтры (сульфоугольные или намывные целлюлозные), фильтры для обессоливания воды (Na, H – катионитные и анионитные). Оборудование системы ХВО размещается в химцехе КЭС, располагаемом в отдельно стоящем здании или объединенно-вспомогательном корпусе КЭС. Кроме ХВО, в процессе эксплуатации энергоблоков с прямоточными котлами конденсат подвергается очистке в блочной обессоливающей установке (БОУ), в состав которой входят механические фильтры, фильтры смешанного действия и фильтры-регенераторы для восстановления катионита и анионита.

Техническое водоснабжение.

Для нормальной работы электростанций требуется надежное и бесперебойное снабжение их водой. Потребителями воды на КЭС являются конденсаторы турбин и технологические конденсаторы, системы охлаждения подшипников оборудования, водоподготовки и гидравлического золошлакоудаления, многочисленные вспомогательные теплообменники и системы. В состав системы технического водоснабжения электростанции входят: источник воды, подводящие и отводящие каналы (водоводы), насосы, охладители воды. По схеме коммуникаций и способам охлаждения воды системы подразделяют на прямоточные, оборотные и смешанные.

Система называется прямоточной, когда вся вода для электростанции забирается из естественного источника (реки, озера или моря) и после использования сбрасывается в этот же источник. Место сброса выбирают ниже по течению, если источником является река, и в удаленном от забора месте, если источником является озеро или море. Схема коммуникаций прямоточной системы показана на рис. 4.10.

Вода от источника на электростанцию подается по напорным водоводам или самотечным каналам. При напорной подаче на берегу источника сооружается насосная станция, от которой к главному зданию прокладываются железобетонные или металлические водоводы. От водоводов к каждой турбине делаются ответвления. При значительном удалении электростанции от источника, а также при большом перепаде высоты между конденсаторами и уровнем воды в источнике сооружается дополнительная насосная станция перекачки.

При равнинном рельефе местности вода к главному зданию подводится по самотечным каналам. В этом случае рядом с главным зданием сооружается центральная насосная станция. Этих станций может быть несколько, если электростанция сооружается очередями.

Отработавшая вода сбрасывается по закрытым подземным водоводам, переходящим в открытые каналы.

Возможности применения прямоточной системы определяются законодательством страны, условиями охраны окружающей среды, параметрами стока реки. Водным кодексом Украины запрещается применение прямоточных систем технического водоснабжения.

Наиболее широко применяется оборотная система водоснабжения, когда один и тот же объем воды используется многократно, требуя лишь небольшой добавки (подпитки) для восполнения потерь воды. Эта система представляет собой замкнутый контур, состоящий из охладителя воды, насосов и водоводов.

На современных крупных ТЭС применяются системы оборотного водоснабжения, а также смешанные. В качестве охладителей используются чаще всего искусственные водоемы, градирни и брызгальные бассейны. Примерная схема с водоемом-охладителем показана на рис. 4.11.

Экономически более выгодна схема с охладителем в виде водоема, обеспечивающая более низкую температуру охлажденной воды и более глубокий вакуум в конденсаторах турбин. В системах с градирнями уменьшается площадь отчуждаемой земли, однако среднегодовая температура охлажденной воды после испарительных градирен и безвозвратное водопотребление выше, чем в оборотных системах с водохранилищами. В схеме с брызгальными бассейнами увеличивается безвозвратное водопотребление. Так, для технического водоснабжения ТЭС мощностью 1 млн.кВт в среднем необходимо 0,9 км3 воды в год, основная часть которой (до 95%) используется для охлаждения конденсаторов турбин. При оборотной системе водоснабжения около 5% общего объема должна составлять подпитка свежей водой для компенсации безвозвратных потерь воды в технологическом цикле ТЭС (в основном на испарение) и продувки системы охлаждения для поддержания в ней допустимого солевого режима. При продувке продувочная вода сбрасывается в водные объекты (река или водохранилище), в которые с этой водой попадают сульфаты, хлориды и др. При оборотной системе с испарительными градирнями безвозвратные потери воды составляют 1,5–2% общего водопотребления.

Техническое водоснабжение электростанций тесно связано с проблемой защиты окружающей среды. Сброс подогретой воды (с повышенным содержанием солей при продувке) в источник водоснабжения или рассеяние теплоты охлаждаемой воды в атмосфере могут отрицательно влиять на экологическую обстановку прилегающего района.

При выборе систем технического водоснабжения важнейшим условием является минимизация отрицательных последствий для окружающей среды.

Топливное хозяйство электростанций

Топливное хозяйство электростанций – это комплекс технологически связанных устройств, механизмов и сооружений, служащих для подготовки и подачи топлива в котельную. Структура топливного хозяйства и применяемое оборудование различны при использовании твердого, жидкого и газообразного топлива. Комплекс выполняется в виде непрерывной технологической линии, началом которой является приемо-разгрузочное устройство, а концом – главное здание, куда подается подготовленное топливо. Топливоподача и топливное хозяйство размещаются со стороны котельного отделения не ближе чем в 200–250 м от главного корпуса. Минимальное расстояние определяется допустимым углом подъема конвейеров топливоподачи.

Подача топлива совмещается с различными этапами его подготовки, а также операциями складирования, взвешивания, отбора проб. Совокупность всех операций именуется переработкой топлива.

Подготовка твердого топлива заключается в подсушке и измельчении его до размера не крупнее 25 мм и освобождении от посторонних предметов. Жидкое топливо в процессе подготовки фильтруется через сетки, подогревается и подается в котельную при строго определенных значениях температуры и давления. Газовое топливо подготовки практически не требует.

Переработка топлива как основная задача топливного хозяйства складывается из следующих основных операций: прием топлива и организация его контроля по количеству и качеству; разгрузка прибывающих вагонов; своевременная и бесперебойная подача топлива в бункера котельной, а при использовании газа и мазута – к горелкам паровых котлов; удаление из топлива случайных металлических и неметаллических предметов и измельчение кусков твердого топлива до размера 15–25 мм; хранение топлива на складах (за исключением газового). На КЭС, использующих в качестве топлива уголь, торф, сланцы, топливное хозяйство состоит из пристанционных железнодорожных путей (путевого хозяйства), разгрузочного устройства, топливоподачи, дробильного корпуса, бункеров в главном здании и склада. В районах с континентальным климатом и при систематическом поступлении вагонов со смерзшимся топливом, кроме вышеперечисленных объектов, сооружается размораживающее устройство.

Типовое топливное хозяйство КЭС, работающей на угле, показано на рис. 4.12. Топливо, как правило, доставляется железнодорожным транспортом. Прибывающие вагоны с топливом подаются в разгрузочное устройство, оборудованное вагоноопрокидывателями. Перед разгрузочным устройством установлены вагонные весы для определения количества поступающего топлива. При разгрузке уголь высыпается в приемный бункер и питателем подается на первый конвейер топливоподачи.

В разгрузочном устройстве топливо проходит первый этап подготовки, заключающийся в измельчении его до кусков размером 200–300 мм. Крупные куски угля задерживаются на решетке, закрывающей сверху приемный бункер, и измельчаются с помощью дробильно-фрезерной машины (ДФМ). На решетке задерживаются также крупные посторонние предметы, которые затем удаляются. При отсутствии ДФМ грубое измельчение угля производится дискозубчатыми дробилками, устанавливаемыми между питателем и конвейером топливоподачи.

Из разгрузочного устройства уголь поступает в узел пересыпки, откуда его можно направить на склад или в дробильный корпус. В дробильном корпусе устанавливаются молотковые дробилки, измельчающие уголь на куски. Перед дробилками устанавливаются грохоты, с помощью которых уголь, не требующий измельчения, пропускается помимо дробилок.

При движении по конвейеру топливо освобождается от случайных металлических предметов. Металл улавливается с помощью подвесных и шкивных электромагнитов (сепараторов-металлоуловителей).

Из дробильного корпуса уголь подается конвейером в главное здание на горизонтальный конвейер и с него ссыпается в бункера сырого угля паровых котлов.

На схеме показан склад топлива, в котором в качестве перевалочных механизмов использованы скреперы и бульдозеры. Со склада уголь подается в бункера конвейера, с помощью которого уголь поступает в узел пересыпки и далее в дробильный корпус. Склады также оборудуются кранами-перегружателями, роторными погрузчиками и штабелерами. Количество топлива, которое может быть принято, переработано и подготовлено к сжиганию или закладке на хранение, характеризует производительность топливного хозяйства. Определяющей характеристикой производительности является суммарный расход топлива всеми котлами при номинальной нагрузке ТЭС с учетом поправок на неравномерность поступления топлива и остановки оборудования.

Бункера главного здания предусматриваются для создания запаса топлива и непрерывной его выдачи при остановке топливоподачи. Выполняются они в виде 4-гранной призмы, переходящей внизу в усеченную пирамиду (воронку), имеющую в конце отверстие выпуска. Объем бункеров рассчитывается на 4–6-часовой запас топлива.

Склады служат для создания запаса топлива на случай прекращения его доставки. Склад выполняет также роль буферной емкости, позволяющей сглаживать неравномерность доставки топлива.

Емкость складов выбирается в зависимости от мощности КЭС, вида топлива и расстояния до поставщика. Для КЭС, работающих на угле, емкость склада рассчитывается на 30-суточный запас. При расстоянии до поставщика менее 100 км запас снижается до 2-недельного.

Мазутным хозяйством именуется комплекс устройств и сооружений, предназначенных для приемки, хранения, подготовки и подачи мазута в котельную. Основными объектами мазутного хозяйства являются: приемо-разгрузочное устройство, хранилище (склад), насосная станция, мазутопроводы. Эти объекты вместе с мазутопроводами образуют технологическую схему, типичный вид которой изображен на рис. 4.13.

Основное мазутное хозяйство размещается обычно за пределами территории КЭС не ближе 500 м от ближайшего населенного пункта. Это диктуется мерами пожарной безопасности и стремлением улучшить показатели генплана КЭС. На площадку подводится линия электропередачи, сооружается железнодорожная ветка и автомобильная дорога. Все объекты мазутного хозяйства оборудуются надежной грозозащитой.

Мазут на КЭС доставляется железнодорожным, водным или трубопроводным транспортом и сливается в приемный резервуар. В лотках перед резервуарами устанавливаются фильтры грубой очистки, служащие для задержки посторонних предметов. Из приемных резервуаров мазут насосами перекачивается в основные резервуары-хранилища, служащие для создания запаса мазута.

Из резервуаров-хранилищ мазут самотеком или с помощью насосов подается в здание насосной станции, где устанавливаются насосы, теплообменники и фильтры тонкой очистки. Здесь мазут подогревается, очищается и под заданным давлением подается в котельное отделение.

В технологической схеме предусматриваются линии рециркуляции мазута, за счет которых обеспечивается непрерывное движение его по трубам в трубопроводах. Это предупреждает его застывание при остановке котлов.

Мазут на электростанциях используется не только как основное, но и как вспомогательное топливо, применяемое для растопки котлов, работающих на твердом топливе. В зависимости от назначения мазута на КЭС сооружается или основное, или растопочное мазутное хозяйство. Основное хозяйство рассчитывается на подачу такого количества мазута, которое обеспечивает работу всех котлов с номинальной нагрузкой; растопочное – только для одновременной растопки двух котлов до нагрузки, равной 30% номинальной.

Для обеспечения надежности транспорта мазут приходится подогревать на всем протяжении тракта его движения. Первичный подогрев до температуры 35–45°С производится в приемо-разгрузочном устройстве при сливе из цистерн и движении по самотечным лоткам. В резервуарах мазут подогревается до 90°С. Окончательный подогрев до температуры 120–150°С, выбираемой по условиям распыливания мазута в форсунках горелочных устройств котлов, осуществляется в подогревателях, которые устанавливаются в насосной станции.

Давление мазута в линии, по которой он подается в котельную, выбирается в зависимости от типа форсунок. Качественное распыливание механическими форсунками обеспечивается при давлении 3–4,5 МПа; паровыми – 0,5–1,0 МПа. Давление 3–4,5 МПа надежно обеспечивается только при работе двух последовательно включенных групп насосов. В первой давление повышается до 1–1,5 МПа, во второй – до заданного. Одноступенчатый подъем давления ненадежен изза возникновения явлений кавитации и срыва работы насосов.

Приемо-разгрузочное устройство представляет собой участок железнодорожного пути с желобом между рельсами, куда сливается мазут из цистерн. Желоб выполняется из железобетона с металлической облицовкой и небольшим уклоном дна в сторону приемных резервуаров. По дну желоба прокладываются паровые трубы для разогрева мазута.

Для ускорения слива мазут в цистернах разогревается паром давлением 1–1,2 МПа, подаваемым в цистерну через верхнюю горловину. На некоторых КЭС для этой цели используются разогревающие устройства, сооружаемые по типу размораживающих устройств.

Резервуары служат для приемки и хранения мазута. Суммарная емкость резервуаров на складе рассчитывается на 15-суточный запас, если мазут доставляется по железной дороге и является основным топливом. При доставке по трубопроводам запас предусматривается 3-суточным. Если мазут является растопочным топливом, то запас предусматривается 10-суточный. Для обеспечения технологической надежности переработки и подачи мазута в котельное отделение на складе устанавливаются не менее трех резервуаров.

Резервуары выполняются металлическими или железобетонными. Исполнение их может быть наземным, подземным или полуподземным. В резервуарах мазут подогревается с помощью паровых поверхностных теплообменников и в результате рециркуляции горячего мазута. В нагреватели подается пар давлением 0,5–0,6 МПа.

Хранится мазут в резервуарах при температуре 70–90°С. Для снижения потерь теплоты в окружающую среду стенки наземных резервуаров покрываются теплоизоляцией в виде матов из минеральной ваты с обшивкой снаружи жестью или нанесением слоя асбоцементной штукатурки.

Мазутонасосные станции сооружаются в виде отдельного здания с помещениями для насосов, вентиляционного оборудования, щита управления и распредустройства. Из технологического оборудования в мазутонасосной станции устанавливаются насосы, фильтры, подогреватели и устройства для сбора и очистки загрязненных мазутом вод.

Для перекачки мазута применяются насосы специального исполнения. В мазутонасосной станции устанавливаются центробежные насосы с горизонтальным валом, а в резервуарах – осевые насосы погружного типа. И те, и другие имеют электродвигатели с герметичным корпусом.

Фильтры грубой очистки выполняются в виде сеток с ячейками 10× 10 мм2 . Тонкая очистка осуществляется в фильтрах корпусного типа через сетки с ячейками размером 1× 1 мм2 .

Для окончательного подогрева мазута до температуры 120–150°С используются двухсекционные трубчатые теплообменники. По трубам движется мазут, а в межтрубное пространство подается пар давлением 1–1,2 МПа.

Помещение мазутонасосной станции относится к категории взрывоопасных объектов. Поэтому вся электрическая арматура и электродвигатели выполняются взрывобезопасными. На всасывающих и нагнетательных мазутопроводах в 10–15 м от здания насосной станции устанавливаются аварийные запорные клапаны. Растопочное мазутное хозяйство совмещается, как правило, со складом масел и горюче-смазочных материалов.

Топливное хозяйство КЭС на газовом топливе состоит из газораспределительного пункта (ГРП) и системы газопроводов. Газ к газораспределительному пункту подается от распределительной станции, располагающейся за пределами КЭС и соединенной с магистральным газопроводом. Давление газа перед газораспределительным пунктом составляет 1–1,2 МПа, а после ГРП – 0,05–0,12 МПа. Под готовка газа к сжиганию заключается в очистке его от пыли и обеспечении требуемого давления перед горелками.

В схеме газораспределительного пункта (рис. 4.14) предусматривается установка волокнистого фильтра для обеспыливания газа, автоматического регулятора давления газа, приборов для измерения давления и расхода газа, запорной арматуры, а также обводная линия для подачи газа в котельное отделение при ремонтах на газораспределительных пунктах.

Газораспределительные пункты на мощных КЭС располагаются в отдельном здании, состоящем из двух помещений: основного, где установлены вся арматура и приборы, и вспомогательного, предназначенного для отопительно-вентиляционной установки. На КЭС мощностью до 1200 МВт обычно сооружается один газораспределительный пункт, а при большей мощности их может быть два и более.

Прокладка всех газопроводов на территории КЭС выполняется наземной на железобетонных или металлических эстакадах. Газ от газораспределительного пункта к магистрали котельного отделения и от него к котлам подводится по одному газопроводу. На отводах к котлам устанавливается запорная и регулирующая арматура с дистанционным управлением, а также прибор для измерения расхода газа. На всех концевых точках газопроводов делаются продувочные линии с плотной арматурой, служащие для удаления газа из трубопроводов при ремонтах.

Для обеспечения ремонтных работ на ТЭС необходимо наличие сжатого воздуха, кислорода, газа. Для этого существует специальная разветвленная система подачи этих сред. Работу системы сжатого воздуха обеспечивает компрессорная станция, а кислород подается от азотно-кислородной станции.

Организация управления технологическими процессами на ТЭС. Обеспечение надёжного и эффективного функционирования всех средств контроля и управления и того оборудования, которое они обслуживают, зависит от многих факторов, и одним из них является организация управления на ТЭС. Под организацией управления на ТЭС понимается такая структура связей между объектами управления, оператором и средствами контроля и управления, которая обеспечивает ведение технологического процесса с заданными технологическими показателями.

В основе такой структуры лежат, с одной стороны, психологические данные человека (оператора), а с другой – технические и экономические факторы, характеризующие объект и систему управления. К первым относятся: техническая квалификация и опыт оператора, его натренированность, быстрота реакции на получаемую информацию о состоянии объекта и ходе процесса, утомляемость. Ко вторым относятся тип ТЭС (блочный или с поперечными связями), сложность оборудования и технологических схем, уровень автоматизации объекта и т.п.

Для ТЭС блочного типа характерно управление всем оборудованием, входящим в блок, оператором с блочного щита управления (БЩУ).

Значительное влияние на организацию управления оказывает сам объект: его конструктивная сложность, технологическая схема, а также статические и динамические характеристики. Энергетическое оборудование – котлы, турбины, генераторы, насосы и т.п. – может быть отнесено к числу наиболее сложных агрегатов. Это относится в целом и к энергетическому блоку, представляющему собой комплекс перечисленного оборудования, связанного единым технологическим процессом.

Сами блоки также могут быть подразделены по степени сложности. Например, блок с барабанным котлом, работающий на газе или мазуте, проще блока с многотопочным или многокорпусным прямоточным котлом, в котором сжигается твердое топливо.

На организацию управления энергооборудованием большое влияние оказывает уровень автоматизации ТЭС.

Исходя из современных требований, система управления автоматически подготавливает персоналу исчерпывающие информационные данные, способна осуществлять поиск оптимальных решений при пусках и нормальной эксплуатации энергоблока, обеспечить защиту оборудования от повреждений и предупреждение аварий. Этот уровень требует широкого внедрения вычислительных средств.

Организация управления ТЭС тесно связана с принятой системой управления энергооборудованием блоков, представляющей собой комплекс технических средств управления, сбора, обработки и представления информации, связанных с объектом и между собой таким образом, что при их помощи персонал может управлять оборудованием на всех режимах его работы.

На современных ТЭС система управления является автоматизированной и имеет, как правило, два уровня: первый – это автоматизированная система управления технологическими процессами (АСУ ТП), которая обеспечивает управление отдельными агрегатами, группами агрегатов или энергетическим блоком. Второй уровень представляет собой автоматизированную систему управления тепловой электростанцией в целом (АСУ ТЭС), позволяющую персоналу наиболее эффективно и оперативно управлять не только электростанцией, но и хозяйственной деятельностью ТЭС.

Система управления энергооборудованием блока представлена на рис. 4.15. Она включает в себя следующие подсистемы: информационную; сигнализации; дистанционного и автоматического управления; автоматического регулирования; технологической защиты и блокировки.

Информационная подсистема обеспечивает непрерывный сбор, обработку и представление информации о работе и состоянии оборудования и ходе технологического процесса, получение информации вспомогательного характера, необходимой для изучения обстановки, а также для составления технической отчетности и расчета технико-экономических показателей работы ТЭС.

Подсистема сигнализации включает в себя устройства, представляющие оперативную информацию о нарушениях в режиме технологического процесса или работе агрегатов при помощи светового или звукового сигналов. Сигнализация имеет следующие основные функции: привлечь внимание персонала к нарушению режимов работы объекта или к аварийной ситуации; обеспечить понимание причины происходящего и способствовать исключению ошибочных действий, принятию правильного решения для действий в сложившихся условиях.

На ТЭС применяется сигнализация двух назначений: технологическая и аварийная.

Технологическая сигнализация служит для предупреждения персонала об отклонении рабочих параметров от установленных пределов и нарушении режима технологического процесса; сюда же относится сигнализация срабатывания защит.

Аварийная сигнализация даёт персоналу представление о положении механизмов (работает, не работает, аварийный останов, включение резерва и т.п.).

Подсистемы дистанционного и автоматического управления осуществляют дискретное воздействие на электрифицированные приводы механизмов и запорно-регулирующей арматуры, расположенные в различных местах энергетического блока, дистанционно с поста управления или автоматически по заданным логическим программам. На современных ТЭС дистанционное управление достигло высокой степени централизации: около 80% приводов задвижек и 90% вспомогательного оборудования управляются с блочных или групповых щитов. Дистанционное управление может быть индивидуальным или групповым.

Групповое управление предусматривает подачу команды либо одновременно на ряд приводов (например несколько задвижек на параллельных пароводяных трактах котла), либо на один привод группы функционально связанных механизмов с дальнейшим развитием команды по определённой программе.

Дальнейшим развитием группового управления являются иерархические системы управления функциональными группами.

Подсистема автоматического регулирования – одна из важнейших частей системы управления, поскольку она создает основу для автоматизации производственных процессов и является высшей ее ступенью. Автоматическое регулирование повышает экономичность установки, увеличивает надежность ее работы, повышает производительность труда персонала. В схемах автоматического регулирования энергетических объектов могут быть выделены четыре основные группы регуляторов.

Первая группа включает в себя особо ответственные регуляторы, обеспечивающие надёжность работы агрегатов. Функции таких регуляторов не могут быть заменены ручным воздействием оператора, а выход их из строя влечёт за собой, как правило, остановку агрегата (например регулятор скорости турбины).

Ко второй группе относятся режимные регуляторы, обеспечивающие ведение процесса (например регуляторы горения, температуры пара). Отключение их обычно не вызывает остановку агрегата, так как регулирование, хотя и менее экономичное, может вестись вручную.

К третьей группе относятся пусковые регуляторы, обеспечивающие поддержание необходимых параметров в процессе пуска агрегата. Эти регуляторы не принимают участия в работе при нормальных режимах.

Наконец, четвертую группу составляют местные регуляторы, обеспечивающие регулирование вспомогательных процессов, например уровня воды в деаэраторах, подогревателях и т.п.

Общей задачей автоматического регулирования является поддержание оптимальных условий протекания какого-либо технологического процесса без вмешательства человека. На тепловых электростанциях к таким условиям относятся соответствие между электрической нагрузкой турбогенератора и производительностью парогенератора (в блочных установках), поддержание давления и температуры пара в заданных пределах; экономичное сжигание топлива; соответствие производительности питательной установки нагрузке парогенераторов, а также поддержание стабильных значений параметров ряда вспомогательных процессов.

Подсистема технологических защит и блокировок широко применяется для сохранения оборудования от повреждений и предупреждений аварий. На электротехническом оборудовании (электродвигателях, генераторах, трансформаторах) применяется защита от перегрузки, перенапряжения, токовая, грозовая и другие виды защиты. Защиты тепломеханического оборудования стали развиваться в связи с массовым вводом в эксплуатацию крупных энергетических блоков. Количество защит и сложность их построений во многом зависят от конструктивных особенностей и надёжности основного оборудования. Для правильной эксплуатации оборудования ТЭС большое значение имеет своевременное и точное определение первопричины срабатывания защит. Для этого применяются световая и звуковая сигнализация и системы определения первопричины срабатывания защит.

Структура организации управления на ТЭС блочного типа представлена на рис. 4.16. Она включает:

• центральный щит управления ТЭС (ЦЩУ), являющийся местом пребывания дежурного инженера станции (ДИС);
• блочные щиты управления (БЩУ) – местонахождение операторов блоков (Оп), связанных с дежурным инженером станции;
• местные щиты управления (МЩУ) для общестанционных устройств, топливоподачи и химводоочистки, имеющие постоянный обслуживающий персонал, и мазутонасосной, компрессорной и электролизерной, обслуживаемых обходчиками (Об).

Центральный щит управления служит для управления элементами связи с энергосистемой и с него осуществляются:

• контроль линейных и шинных разъединителей всех распределительных устройств высоких напряжений и автотрансформаторов связи между распределительными устройствами (РУ) высоких напряжений и управление ими;
• ручная синхронизация на шинных аппаратах и выключателях автотрансформаторов связи между РУ высоких напряжений;
• управление резервными источниками питания собственных нужд 6 кВ и электродвигателями резервных возбудителей и контроль над ними;
• управление центральной береговой насосной станцией.

На ЦЩУ сосредотачиваются небольшой объем информации о работе блоков, сигнализация о неисправности оборудования общественных устройств, не имеющих постоянного персонала, сигнализация о состоянии всех элементов, управляемых с ЦЩУ, а также сигнализация о положении коммутационных аппаратов.

Для электростанций большой мощности (2400 МВт и более) такого объема информации о работе блоков, поступающей на ЦЩУ, где находится ДИС, оказывается уже недостаточно. Требуются более обширная информация о работе блоков, состоянии оборудования, а также знание ряда технико-экономических показателей, необходимых для выявления эффективности работы ТЭС. С этой целью на ЦЩУ должен быть оборудован общественный информационно-вычислительный пункт для сбора и обработки данных, необходимых для анализа работы ТЭС и передачи их в вышестоящее энергообъединение. Информация на такой пункт может поступать как от блочных информационновычислительных устройств, так и непосредственно от штатных измерительных комплектов блока.

БЩУ служит для дистанционного контроля и управления блоком. С этого щита ведутся управление установкой в нормальном режиме и в аварийных ситуациях, пуск и плановая остановка блока или отдельных его агрегатов.

В целях получения оптимальных решений часть средств контроля и управления, относящихся к отдельным агрегатам, располагается на местных щитах управления (МЩУ) – у агрегатов. Такие щиты устанавливали, например, для горелок парогенератора, регенеративной системы и связывали с БЩУ сигнализацией. Местные щиты управления общестанционными установками служат для пуска и остановки агрегатов, оперативного переключения запорной электрифицированной арматуры, а также для контроля за работой оборудования и сигнализации о нарушениях в его работе.

В организации управления на ТЭС, предусматривающей четкое взаимодействие оперативного персонала всех рангов, широко используются современные средства связи и сигнализации. Для передачи команд ДИС и операторов БЩУ оперативному персоналу служат следующие виды оперативной связи: двусторонняя связь ДИС с подчинённым оперативным персоналом; двусторонняя связь операторов БЩУ с подчиненным персоналом (обходчиками оборудования); общестанционная и блочная командно-поисковая связь.

Оперативная двусторонняя связь может быть комбинированной – телефонной и громкоговорящей. Эти виды оперативной связи могут дополняться промышленными многоканальными телевизионными установками. Дежурный инженер станции, кроме того, имеет возможность ведения циркулярной связи и подключения магнитофона.

Очистка дымовых газов, золошлакоудаление

Система очистки дымовых газов существует в связи с тем, что в продуктах сгорания топлива содержатся вредные для окружающей среды токсичные составляющие: летучая зола, оксиды серы (SO2 и SO3 ) и азота (NO и NO2 ). Для их удаления с уходящими применяют газовоздушные вспомогательные устройства (вентиляторы, дымососы), которые осуществляют подачу воздуха на горение в топку котельной установки и отвод продуктов сгорания.

Тяга может быть естественной и искусственной. Естественная тяга осуществляется с помощью дымовой трубы за счет разности плотностей атмосферного воздуха и горячих газов в дымовой трубе.

В установках с большим аэродинамическим сопротивлением газового тракта, когда дымовая труба не обеспечивает естественной тяги, применяют искусственную тягу, устанавливая дымососы. Разрежение, создаваемое дымососом, определяется аэродинамическим сопротивлением газового тракта и необходимостью поддерживать разрежение в топке, равное 20–30 Па. В котельных установках небольших КЭС разрежение, создаваемое дымососом, составляет 1–2 кПа, а в мощных – 2,5–3 кПа.

Для подачи воздуха в топку и преодоления аэродинамического сопротивления воздушного тракта (воздуховодов, воздухоподогревателя, слоя топлива или горелок) перед воздухоодогревателем устанавливают вентиляторы.

При работе электростанции на твердом топливе обязательным является применение золоуловителей, которые по принципу действия делятся на механические (сухие и мокрые) и электростатические. Механические сухие золоуловители циклонного типа отделяют частицы от газа за счет центробежных сил при вращательном движении потока. Степень улавливания золы в них 75–80% при гидравлическом сопротивлении 0,5–0,7 кПа. Механические мокрые золоуловители представляют собой вертикальные циклоны с водяной пленкой, стекающей по стенкам. Степень улавливания золы в них выше и превышает 80–90%. Электрофильтры обеспечивают высокую степень очистки газов (95–99%) при гидравлическом сопротивлении 150–200 Па без снижения температуры и увлажнения дымовых газов.

Для удаления шлака и золы за пределы промплощадки пылеугольных КЭС существует система золошлакоудаления. На КЭС применяют три основных способа золошлакоудаления: механический (с помощью шнеков или ленточных транспортеров), пневматический (под напором воздуха в закрытых трубах или каналах) и гидравлический (смыв водой в открытых или закрытых каналах). Наиболее распространен гидравлический способ.

Для складирования удаляемых шлаков и золы применяют золоотвалы. Емкость золоотвала рассчитана на заполнение его в течение 15–20 лет. Золоотвалы размещают в оврагах, низинах и ограждают насыпью (дамбой). При отстаивании золошлаковой смеси, поданной на золоотвал, частицы шлака и золы выпадают, а осветленная вода стекает к приемным колодцам, откуда она подается в котельную для повторного использования или очищается и сбрасывается в близлежащий водоем. Заполненный участок золоотвала во избежание пыления закрывают грунтом и высеивают на нем траву.

Сейчас в связи с растущим в мире беспокойством по поводу вредных выбросов в результате работы ТЭС на угле прилагаются все усилия, чтобы повысить их эффективность и улучшить экологические показатели их функционирования.

В конце ХХ – начале ХХI вв. в мире были введены в эксплуатацию энергоблоки ТЭС с улучшенными экологическими показателями, к.п.д. которых находится в диапазоне 42–49% благодаря использованию новейших высокотемпературных технологий производства электроэнергии (табл. 4.1).

Таблица 4.1 Примеры применения передовых технологий производства электроэнергии в Европе, США, Японии и Китае

Как видно из таблицы 4.1, энергоблоки с однократным промперегревом пара сверхкритического и суперсверхкритического давления успешно работают в Германии, Дании, Голландии, а также в странах Юго-Восточной Азии.

К одной из самых экологически чистых и производительных электростанций на угольном топливе в мире в начале XXI века относится и ТЭС «Hemweg» в Нидерландах, энергоблок «Hemweg 8» которой вышел на полную проектную мощность 630 МВт в мае 1994 года.

Одной из основных ее особенностей является использование котла в режиме сверхкритического давления для достижения высокого термического к.п.д. (42%) и, как результат, наличие низкой эмиссии СО2 . Чтобы обеспечить оптимальную работу электростанции,

дополнительно к прогрессивным технологиям работы и контроля за выбросами применялись сложные системы управления и эксплуатации, а именно: современная система контроля для оптимизации работы энергоблока; современные методики управления и обслуживания для обеспечения высокой работоспособности и функционирования энергоблока; обработка твердых остатков для применения в качестве строительного материала при сооружении зданий и дорог; обработка жидких стоков для минимизации риска загрязнения почвы или воды.

С августа 2002 года на ТЭС «Niederaussem» (Германия) работает энергоблок «К» мощностью 1000 МВт·с, параметрами свежего пара 27,4 МПа, 580°С, важной особенностью которого является использование высоковлажного бурого угля с теплотой сгорания 1890–2510 ккал/кг.

В Дании успешно работают энергоблоки «Skaerbaek 3» и «Nordjyland 3» мощностью 411 МВт с двойным промперегревом пара, благодаря чему на этих блоках удалось повысить к.п.д. до 49 и 47%.

Эксплуатация электростанций с использованием новейших технологий показала, что можно достичь высоких уровней чистого сжигания углей, позволяющих снизить (вплоть до нуля) выбросы СО2 и других вредных веществ в окружающую среду, высокой производительности циклов и отличной работоспособности ТЭС.

Одна из самых современных в мире ТЭС с использованием бурых углей строится в настоящее время в местечке Гревенбройх/Нойрат (Германия). Создающиеся два энергоблока новой ТЭС будут иметь мощность по 1100 МВт и довольно высокий для угольных электростанций к.п.д. – 43%.

Ежегодно будет «экономиться» выброс 6 млн. т диоксида углерода (СО2 ) и на треть снизится выброс диоксида серы, оксида азота и пыли. Такой уровень эффективности будет достигнут благодаря применению новых конструктивных материалов, электростатических фильтров и полной автоматизации электростанции, контроль за функционированием которой будет осуществляться с центрального диспетчерского пункта. Ориентировочно электростанцию планируют подключить к сети в 2014 году.

В настоящее время энергетики объединенной Европы продолжают работы над созданием усовершенствованного энергоблока с температурой свежего пара 700°С и пылеугольного котла для этого блока (проект имеет название AD 700 PF). Эта работа объединила всех ведущих энергомашиностроителей, а также крупнейшие энергокомпании, научно-исследовательские и проектно-конструкторские организации Западной Европы. Активное участие в ней на разных этапах принимают такие компании, как «Alstom», «Mitsui Babcock», «Ansaldo», «Enel», «Deutsche Babcock», KEMA, EDF, а также известные металлургические компании «British Steel», «Sandvik Steel», «Special Metals» и др. Учитывается опыт передовых энергомашиностроительных компаний, которые еще в конце 90-х годов ХХ века изготовили несколько мощных угольных энергоблоков с к.п.д. в диапазоне 42–45%.

Работая над проектом AD 700 PF, разработчики компании «Alstom» готовят материалы для создания демонстрационного блока мощностью 400 МВт с башенным котлом, имеющим следующие параметры:

• пар высокого давления: 991 т/ч, 35,8 МПа, 702°С;
• пар промперегрева: 782 т/ч, 7,1 МПа, 720°С;
• температура питательной воды 330°С. По предварительным оценкам, к.п.д. разра
• батываемого пылеугольного энергоблока по проекту AD 700 PF составит 53–54%, что даст возможность сэкономить большое количество топлива и значительно снизить выбросы токсичных загрязнителей (NOx , SОx ), а также
• тепличных газов (CO2 ).

Конденсационные электростанции

Конденсационные электростанции (КЭС) - тепловые паротурбинные электростанции, предназначенные для выработки электрической энергии.

Рис. 2.1. Принципиальная технологическая схема конденсационной электростанции, работающей на твердом топливе

Топливо, поступающее на электростанцию, проходит предварительную обработку. Так, наиболее часто используемое на ТЭС твердое топливо (уголь) сначала дробится, а затем подсушивается и на специальных мельничных установках размельчается до пылевидного состояния. Комплекс устройств, предназначенных для разгрузки, хранения и предварительной обработки топлива, составляет топливное хозяйство или топливоподачу. Топливоподача 1 и пылеприготовление 2 образуют топливный тракт КЭС (А на рис. 2.1.).

Угольная пыль вместе с воздушным потоком, создаваемым специальным насосом (воздуходувкой), подается в топку котла 3. Продукты сгорания топлива проходят через специальные очистительные сооружения 7 (золоуловители), где выделяются зола и другие примеси (при сжигании нефти и газа золоуловители не требуются), а оставшиеся газы с помощью дымососа 6 через дымовую трубу 8 выбрасываются в атмосферу.

Теплота, получаемая при сжигании топлива в котле, используется для получения пара, который перегревается в пароперегревателе 4 и по паропроводу 9 поступает в паровую турбину 10. В турбине энергия пара преобразуется в механическую работу вращения ее вала, который специальной муфтой соединен с валом генератора 13, вырабатывающим электроэнергию. Отработавший в турбине пар после своего расширения от начального давления при входе в турбину 13-24 МПа до конечного (на выходе) 0,0035-0,0045 МПа поступает в специальный аппарат 11 , называемый конденсатором. В конденсаторе пар превращается в воду (конденсат), которая насосом 12 подается обратно в котел, и цикл в пароводяном тракте (Б на рис. 2.1.) повторяется. Для охлаждения пара в конденсаторе используется вода, забираемая циркуляционным насосом 14 из водоема 17.

Таков общий принцип действия КЭС. На такой электростанции в процессе преобразования энергии неизбежны ее потери. Тепловой баланс, представленный на рис. 2.2., дает общее представление об этих потерях.

Рис. 2.2. Тепловой баланс конденсационной электростанции

Совершенство КЭС (ТЭС) определяется ее коэффициент полезного действия (КПД) агрегатов станции. КПД станции без учета расходов энергии на собственные нужды, например привод электродвигателей вспомогательных агрегатов, называется КПД брутто и имеет вид

η бр = [ Э выр / (G ▪ Q r)] ▪ 100% ,

где: Э выр ─ количество выработанной генератором электроэнергии, кДж;

G ─ расход топлива за это же время, кг;

Q r ─ теплота сгорания топлива, кДж/кг.

Коэффициент полезного действия (КПД) современных крупных блочных КЭС не превышает обычно 35%.

Основными элементами ТЭС являются:

Паровой котел. Это сложное техническое сооружение, предназначенное для получения (генерации) пара заданных по давлению и температуре параметров из поступающей в него питательной воды. По конструктивным признакам паровые котлы подразделяются на барабанные и прямоточные.

Упрощенная схема прямоточного котла, приведена на рис. 2.3. Циркуляция воды и пара создается насосами. Конструктивно такой котел состоит из ряда параллельно включенных витков стальных труб, в которые через экономайзер 1 поступает питательная вода. Сначала эта вода поступает в нижнюю часть экранов (витков труб) 2. Здесь она нагревается и, поднимаясь, испаряется, постепенно утрачивая свойства капельной жидкости. В верхней части экранов 3 осуществляется начальный перегрев пара, после чего он поступает в пароперегреватель 4 и далее по паропроводам в турбину. В воздухоподогревателе 5 воздух подогревается перед подачей его в топку, (давление пара свыше 22 МПа).

Рис. 2.3. Упрощенная схема прямоточного парового котла.

Паровая турбина. Паровой турбиной называют тепловой двигатель, преобразующий потенциальную энергию пара сначала в кинетическую энергию, а затем в механическую работу на валу. Преобразование энергии в турбине происходит в два этапа (рис. 2.4.).

На первом этапе пар из паропровода поступает в неподвижное сопло 1 (может быть группа параллельных сопл, образующих так называемую сопловую решетку), где он расширяется и, следовательно, ускоряется в своем движении в направлении вращения рабочих лопаток. Другими словами, пар, проходящий по соплу, теряет свою тепловую энергию (температура и давление снижаются) и повышает кинетическую (скорость увеличивается). После сопл поток пара попадает в каналы, образованные рабочими лопатками 2 , закрепленными на диске 3 и жестко соединенными с вращающимся валом 4. Здесь происходит второй этап преобразования энергии: кинетическая энергия потока превращается в механическую работу вращения ротора турбины (вала с дисками и лопатками).

В зазоре между сопловой и рабочей решетками давление пара не изменяется, оно изменяется в рабочих лопатках.

Рис. 2.4. Схема ступени турбины

Совокупность соплового и лопаточного аппаратов носит название турбинной ступени. Конструктивно турбины выполняются как одноступенчатыми так и многоступенчатыми (рис.2.5.). В последнем случае неподвижные сопловые решетки чередуются с рабочими.

Все крупные турбины делают многоступенчатыми. На рис. 2.5. показана схема активной многоступенчатой турбины, которая включает несколько последовательно расположенных по ходу пара ступеней, сидящих на одном валу. Ступени отделены друг от друга диафрагмами, в которые встроены сопла. В таких турбинах давление падает при проходе пара через сопла и остается постоянным на рабочих лопатках. Абсолютная скорость пара в ступени, называемой ступенью давления, то возрастает - в соплах,

Рис. 2.5. Схема активной турбины с тремя ступенями давления:

1 - сопло; 2 - входной патрубок; 3 - рабочая лопатка 1 ступени; 4 - сопло; 5 - рабочая лопатка 2 ступени; 6 - сопло; 7 - рабочая лопатка 3 ступени; 8 - выхлопной патрубок; 9 - диафрагмы

то снижается - на рабочих лопатках. Так как объем пара по мере его расширения увеличивается, то геометрические размеры проточной части по ходу пара возрастают.

Генератор предназначен для преобразования механического движения (вращения вала турбины) в электрический ток. Электрический ток бывает постоянным и переменным. Но широко

Рис. 2.6. Простейшая установка для выработки переменного электрического тока

применяется переменный ток. Это обусловлено тем, что напряжение и силу переменного тока можно преобразовывать практически без потерь энергии. Переменный ток получают при помощи генераторов переменного тока с использованием явлений электромагнитной индукции. На рис. 2.6. изображена принципиальная схема установка для выработки переменного тока.

Принцип действия установки прост. Проволочная рамка вращается в однородном магнитном поле с постоянной скоростью. Своими концами рамка закреплена на кольцах, вращающихся вместе с ней. К кольцам плотно прилегают пружины, играющие роль контактов. Через поверхность рамки непрерывно будет протекать изменяющийся магнитный поток, но поток, создаваемый электромагнитом, останется постоянным. В связи с этим в рамке возникнет ЭДС индукции.

В мировой промышленной практике широко распространен трехфазный переменный ток, который имеет множество преимуществ перед однофазным током. Трехфазной называют такую систему, которая имеет три электрические цепи со своими переменными ЭДС с одинаковыми амплитудами и частотой, но сдвинутые по фазе относительно друг друга на 120° или на 1/3 периода.

Конденсатор. Экономичность работы паровой турбины в большой степени зависит от конечного давления пара, с понижением которого увеличивается используемый тепловой перепад и возрастает КПД турбоустановки. Можно сказать, что из трех параметров пара, определяющих экономичность турбины,- начального давления, начальной температуры и конечного давления - последний параметр оказывает наибольшее влияние на КПД турбины.

Рис. 2.7. Схема конденсатора.

Снижение давления пара после выхода его из турбины осуществляется с помощью устройства, называемого конденсатором, в котором поддерживается низкое абсолютное давление, равное 0,005-0,0035 МПа.

В простейшем случае конденсатор представляет собой цилиндрический корпус с большим числом трубок, закрытый с торцов (рис. 2.7.). Охлаждающая вода поступает через патрубок 1 , пройдя по трубкам 2 и нагревшись, она покидает конденсатор через патрубок 3. Пар поступает через патрубок 4, заполняя межтрубное пространство внутри корпуса, соприкасается с холодной наружной поверхностью трубок и конденсируется. Конденсат специальным насосом откачивается через патрубок 5.

Температура охлаждающей воды на входе в конденсатор обычно 12-20° С, на выходе из него 30-35° С. Таким температурам конденсации соответствует глубокий вакуум (0,0035-0,0045 МПа).

Для обеспечения вакуума воздух из конденсатора откачивается с помощью вакуумного насоса через патрубок 6 .

Количество охлаждающей воды для выработки 1 кВт-ч электроэнергии современной мощной конденсационной турбиной составляет от 0,12 до 0,16 м 3 , тогда как для КЭС установленной мощностью 1000 МВт среднегодовой расход воды будет равен не менее 20 м 3 /с. Это немногим меньше, чем, например, летний расход подмосковной р. Пахры близ железнодорожной станции «Ленинская». Нетрудно увидеть, что для технических нужд КЭС мощностью 2000-3000 МВт требуется «солидная» река. Поэтому строительство мощных КЭС возможно лишь вблизи крупных водоемов.

КОНДЕНСАЦИОННАЯ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯ (КЭС), тепловая паротурбинная электростанция, назначение которой - производство электрич. энергии с использованием конденсационных турбин. Тепло, выделяемое при сжигании топлива, передаётся в котельном агрегате (парогенераторе) рабочему телу, обычно - водяному пару. Тепловая энергия водяного пара преобразуется в конденсационной турбине в механическую энергию, а последняя в электрич. генераторе - в электрическую энергию. Отработавший в турбине пар конденсируется, конденсат пара перекачивается сначала конденсатным, а затем питательным насосами в паровой котёл (котлоагрегат, парогенератор). Т.о. создаётся замкнутый пароводяной тракт: паровой котёл с пароперегревателем - паропроводы от котла к турбине-турбина-конденсатор-конденсатный и питат.насосы-трубопроводы питат. воды-паровой котёл. Схема пароводяного тракта является осн. технологич. схемой паротурбинной электростанции и носит название тепловой схемы КЭС (рис. 1).

Преимущества:

1. Используемое топливо достаточно дешево.

2. Требуют меньших капиталовложений по сравнению с другими электростанциями.

3. Могут быть построены в любом месте независимо от наличия топлива. Топливо может транспортироваться к месту расположения электростанции железнодорожным или автомобильным транспортом.

4. Занимают меньшую площадь по сравнению с гидроэлектростанциями.

5. Стоимость выработки электроэнергии меньше, чем у дизельных электростанций.

Недостатки:

1. Загрязняют атмосферу, выбрасывая в воздух большое количество дыма и копоти.

2. Более высокие эксплуатационные расходы по сравнению с гидроэлектростанциями.

Схема КЭС. Преимущества, недостатки, применение.

КЭС – конденсационная электростанция. (Подтип тепловой)Предназначена для выработки только электрической энергии.

Простейшая принципиальная схема КЭС, работающей на угле, представлена на рисунке.

Простейшая тепловая схема КЭС: Т - топливо; В - воздух; УГ - уходящие газы; ШЗ - шлаки и зола; ПК - паровой котёл; ПЕ - пароперегреватель; ПТ - паровая турбина; Г - электрический генератор; К - конденсатор; КН - конденсатный насос; ПН - питательный насос

Тепловые конденсацион­ные электростанции име­ют невысокий кпд (30- 40%), так как большая часть энергии теряется с отходящими топочными газами и охлаждающей водой конденсатора. Сооружать КЭС выгодно в непосредственной близости от мест добычи топлива.

Схема АЭС.

А́томная электроста́нция (АЭС) - ядерная установка для производства энергии в заданных режимах и условиях применения, располагающаяся в пределах определённой проектом территории, на которой для осуществления этой цели используются ядерный реактор (реакторы) и комплекс необходимых систем, устройств, оборудования и сооружений с необходимыми работниками.