конденсаційна електростанція
- конденсаційна електростанція Конденсації про нна електро а нція (КЕС), теплова паротурбінна електростанція,...
- конденсаційна електростанція
конденсаційна електростанція
Конденсації про нна електро а нція (КЕС), теплова паротурбінна електростанція, призначення якої - виробництво електричної енергії з використанням конденсаційних турбін . На КЕС застосовується органічне паливо: тверде паливо, переважно вугілля різних сортів в пилоподібному стані, газ, мазут і т. П. Тепло, що виділяється при спалюванні палива, передається в котельному агрегаті (парогенераторі) робочого тіла, зазвичай - водяної пари. КЕС, що працює на ядерному пальному, називають атомною електростанцією (АЕС) або конденсаційної АЕС (Акесу). Теплова енергія водяної пари перетворюється в конденсаційної турбіни в механічну енергію, а остання в електричному генераторі - в електричну енергію. Отработавший в турбіні пар конденсується, конденсат пара перекачується спочатку конденсатним, а потім живильним насосами в паровий котел (котлоагрегат, парогенератор). Таким чином створюється замкнутий пароводяної тракт: паровий котел з пароперегрівом - паропроводи від котла до турбіни - турбіна - конденсатор - конденсаційний і живильні насоси - трубопроводи живильної води - паровий котел. Схема пароводяного тракту є основною технологічною схемою паротурбінної електростанції і носить назву теплової схеми КЕС.
Для конденсації відпрацьованої пари потрібна велика кількість охолоджуючої води з температурою 10-20 ° С (близько 10 м3 / сек для турбін потужністю 300 МВт). КЕС є основним джерелом електроенергії в СРСР і більшості промислових країн світу; на частку КЕС в СРСР припадає 2/3 загальної потужності всіх теплових електростанцій країни. КЕС, що працюють в енергосистемах Радянського Союзу, називають також ГРЕС.
Перші КЕС, обладнані паровими машинами, з'явилися в 80-х рр. 19 в. На початку 20 ст. КЕС стали оснащувати паровими турбінами. У 1913 в Росії потужність всіх КЕС складала 1,1 Гвт. Будівництво великих КЕС (ГРЕС) почалося відповідно до плану ГОЕЛРО ; Каширська ГРЕС і Шатурская електростанція ім. В. І. Леніна були первістками електрифікації СРСР. У 1972 потужність КЕС в СРСР склала вже 95 ГВт. Приріст електричної потужності на КЕС СРСР склав близько 8 Гвт за рік. Зросла також одинична потужність КЕС і встановлених на них агрегатів. Потужність найбільш великих КЕС до 1973 досягла 2,4-2,5 ГВт. Проектуються і споруджуються КЕС потужністю 4-5 ГВт (див. Табл.). У 1967-68 на Назаровской і Слов'янської ГРЕС були встановлені перші парові турбіни потужністю 500 і 800 Мвт. Створюються (1973) одновальні турбоагрегати потужністю 1200 Мвт. За кордоном найбільші турбоагрегати (двухвальні) потужністю 1300 Мвт встановлюються (1972-73) на КЕС Камберленд (США).
Основні техніко-економічні вимоги до КЕС - висока надійність, маневреність і економічність. Вимога високої надійності і маневреності обумовлюється тим, що вироблена КЕС електроенергія споживається відразу ж, т. Е. КЕС повинна виробляти стільки електроенергії, скільки необхідно її споживачам в даний момент.
Економічність споруди і експлуатації КЕС визначається питомими капіталовкладеннями (110-150 руб. На встановлений квт), собівартістю електроенергії (0,2-0,7 коп. / Квт × ч), узагальнюючим показником - питомими розрахунковими витратами (0,5-1, 0 коп. / квт × ч). Ці показники залежать від потужності КЕС і її агрегатів, виду і вартості палива, режимів роботи і ккд процесу перетворення енергії, а також місця розташування електростанції. Витрати на паливо складають зазвичай більше половини вартості виробленої електроенергії. Тому до КЕС пред'являють, зокрема, вимоги високої теплової економічності, т. Е. Малих питомих витрат тепла і палива, високого ККД.
Перетворення енергії на КЕС виробляється на основі термодинамічної циклу Ренкіна, в якому підведення тепла води та водяної пари в котлі і відведення тепла охолоджуючої водою в конденсаторі турбіни відбуваються при постійному тиску, а робота пари в турбіні і підвищення тиску води в насосах - при постійній ентропії .
Загальний ккд сучасної КЕС - 35-42% і визначається ккд вдосконаленого термодинамічного циклу Ренкіна (0,5-0,55), внутрішній відносний ККД турбіни (0,8-0,9), механічний ккд турбіни (0,98-0, 99), ккд електричного генератора (0,98-0,99), ккд трубопроводів пари і води (0,97-0,99), ккд котлоагрегату (0,9-0,94).
Збільшення ККД КЕС досягається головним чином підвищенням початкових параметрів (початкових тиску і температури) водяної пари, вдосконаленням термодинамічної циклу, а саме - застосуванням проміжного перегріву пара і регенеративного підігріву конденсату і живильної води паром з відборів турбіни. На КЕС по техніко-економічним підстав застосовують початковий тиск пара докритичний 13-14, 16-17 або сверхкритическое 24- 25 Мн / м2, початкову температуру свіжої пари, а також після проміжного перегріву 540-570 ° С. В СРСР і за кордоном створені дослідно-промислові установки з початковими параметрами пари 30-35 Мн / м2 при 600-650 ° С. Проміжний перегрів пари застосовують зазвичай одноступінчатий, на деяких зарубіжних КЕС сверхкритического тиску - двоступеневий. Число регенеративних відборів пари 7-9, кінцева температура підігріву живильної води 260-300 ° С. Кінцевий тиск відпрацьованої пари в конденсаторі турбіни 0,003-0,005 Мн / м2.
Частина вироблюваної електроенергії споживається допоміжним обладнанням КЕС (насосами, вентиляторами, вугільними млинами і т. Д.). Витрата електроенергії на власні потреби пиловугільній КЕС складає до 7%, газомазутних -до 5%. Значить, частина - близько половини енергії на власні потреби витрачається на привід живильних насосів. На великих КЕС застосовують паротурбінний привід; при цьому витрата електроенергії на власні потреби знижується. Розрізняють ккд КЕС брутто (без урахування витрат на власні потреби) і ккд КЕС нетто (з урахуванням витрат на власні потреби). Енергетичними показниками, рівноцінними ккд, служать також питомі (на одиницю електроенергії) витрати тепла і умовного палива з теплотою згоряння 29,3 МДж / кг (7000 ккал / кг), рівні для КЕС 8,8 - 10,2Мдж / квт × ч ( 2100 - 2450 ккал / квт × ч) і 300-350 г / квт × ч. Підвищення ккд, економія палива і зменшення паливної складової експлуатаційних витрат зазвичай супроводжуються подорожчанням обладнання та збільшенням капіталовкладень. Вибір обладнання КЕС, параметрів пари і води, температури відхідних газів котлоагрегатів і т. Д. Проводиться на основі техніко-економічних розрахунків, які враховують одночасно капіталовкладення та експлуатаційні витрати (розрахункові витрати).
Основне обладнання КЕС (котельні і турбінні агрегати) розміщують в головному корпусі, котли і пилоприготувального устаткування (на КЕС, що спалюють, наприклад, вугілля у вигляді пилу) - в котельному відділенні, турбоагрегати і їх допоміжне обладнання - в машинному залі електростанції. На КЕС встановлюють переважно по одному котлу на турбіну. Котел з турбоагрегатом і їх допоміжним обладнання утворюють окрему частину - моноблок електростанції. Для турбін потужністю 150-1200 МВт потрібні котли продуктивністю відповідно 500-3600 м / ч пара. Раніше на ГРЕС застосовували по два котла на турбіну, т. Е. Дубль-блоки (див. Блокова теплова електростанція ). На КЕС без проміжного перегріву пари з турбоагрегатами потужністю 100 Мвт і менше в СРСР застосовували неблочную централізовану схему, при якій пар 113 котлів відводиться в загальну парову магістраль, а з неї розподіляється між турбінами. Розміри головного корпусу визначаються розміщених в ньому обладнанням і складають на один блок, в залежності від його потужності, по довжині від 30 до 100 м, по ширині від 70 до 100 м. Висота машинного залу близько 30 м, котельні - 50 м і більше. Економічність вигляд головного корпусу оцінюють приблизно питомої кубатурою, рівною на пиловугільній КЕС близько 0,7-0,8 м3 / квт, а на газомазутних - близько 0,6-0,7 м3 / квт. Частина допоміжного обладнання котельні (димососи, дуттьові вентилятори, золоуловители, пилові циклони й сепаратори пилу системи пилоприготування) встановлюють поза будівлею, на відкритому повітрі.
В умовах теплого клімату (наприклад, на Кавказі, в Середній Азії, на Ю. США і ін.), При відсутності значних атмосферних опадів, пилових бур і т. П., На КЕС, особливо газомазутних, застосовують відкриту компоновку обладнання. При цьому над котлами влаштовують навіси, турбоагрегати захищають легкими укриттями; допоміжне обладнання турбоустановки розміщують в закритому конденсаційному приміщенні. Питома кубатура головного корпусу КЕС з відкритою компоновкою знижується до 0,2-0,3 м3 / квт, що здешевлює спорудження КЕС. У приміщеннях електростанції встановлюють мостові крани і ін. Вантажопідйомні механізми для монтажу і ремонту енергетичного обладнання.
КЕС споруджують безпосередньо біля джерел водопостачання (річка, озеро, море); часто поруч з КЕС створюють ставок-водосховище. На території КЕС, крім головного корпусу, розміщують споруди і пристрої технічного водопостачання і хімводоочищення, паливного господарства, електричні трансформатори, розподільні пристрої, лабораторії та майстерні, матеріальні склади, службові приміщення для персоналу, який обслуговує КЕС. Паливо на територію КЕС подається зазвичай ж. д. складами. Золу і шлаки з топкової камери і золоуловителей видаляють гідравлічним способом. На території КЕС прокладають ж. д. колії та автомобільні дороги, споруджують висновки ліній електропередачі , Інженерні наземні і підземні комунікації. Площа території, яку займає спорудами КЕС, становить, в залежності від потужності електростанції, виду палива і ін. Умов, 25-70 га.
Великі пиловугільні КЕС в СРСР обслуговуються персоналом з розрахунку 1 чол. на кожні 3 Мвт потужності (приблизно 1000 чол. на КЕС потужністю 3000 Мвт); крім того, необхідний ремонтний персонал.
Потужність що віддається КЕС обмежується водними і паливними ресурсами, а також вимог охорони природи: забезпечення нормальної чистоти повітряного і водного басейнів. Викид з продуктами згоряння палива твердих частинок в повітря в районі дії КЕС обмежують установкою скоєних золоуловителей (електрофільтрів з ккд близько 99%). Решта домішки, оксиди сірки і азоту розсіюють спорудженням високих димових труб для виведення шкідливих домішок в більш високі шари атмосфери. Димові труби висотою до 300 м і більше споруджують із залізобетону або з 3-4 металевими стволами усередині залізобетонної оболонки або загального металевого каркаса.
Управління численним різноманітним обладнанням КЕС можливо тільки на основі комплексної автоматизації виробничих процесів. Сучасні конденсаційні турбіни повністю автоматизовані. У котлоагрегате автоматизується управління процесами горіння палива, харчування котлоагрегату водою, підтримання температури перегріву пари і т. Д. Здійснюється комплексна автоматизація ін. Процесів КЕС, включаючи підтримку заданих режимів експлуатації, пуск і зупинку блоків, захист обладнання при ненормальних і аварійних режимах. З цією метою в системі управління на великих КЕС в СРСР і за кордоном застосовують цифрові, рідше аналогові, керуючі електронні обчислювальні машини.
Назва електростанції
рік пуску
Електрична потужність Гвт
на тисячу дев'ятсот сімдесят три
повна (проектна)
Придніпровська (СРСР)
1955
2,4
2,4
Зміёвская (СРСР)
1960
2,4
2,4
Бурштинська (СРСР)
1965
2,4
2,4
Конаковская (СРСР)
1965
2,4
2,4
Криворізька № 2 (СРСР)
1965
2,7
3,0
Новочеркаська (СРСР)
1965
2,4
2,4
Заїнська (СРСР)
+1966
2,4
2,4
Кармановская (СРСР)
1 968
1,8
3,4
Костромська (СРСР)
1969
2,1
4,8
Запорізька (СРСР)
тисячі дев'ятсот сімдесят дві
1,2
3,6
Сірдарінська (СРСР)
тисячі дев'ятсот сімдесят дві
0,3
4,4
Парадайс (США)
1969
2,55
2,55
Камберленд (США)
1973
-
2,6
Феррібрідж С (Великобританія)
+1966
2,5
2,5
Дрекс (Великобританія)
1970
2,1
4,2
Гавр (Франція)
1 967
0,85
3,25
Поршвіль В (Франція)
1 968
0,6
2,4
Фріммередорф-П (ФРН)
тисячу дев'ятсот шістьдесят-один
2,3
2,3
Спеція (Італія)
+1966
1,84
1,84
Літ .: Гельтман А. Е., Будняцкій Д. М., Апатовская Л. Є., Блокові конденсаційні електростанції великої потужності, М.-Л., 1964; Рижкин В. Я., Теплові електричні станції, М.-Л., 1967; Шредер К., Теплові електростанції великої потужності, пров. з нім., т. 1-3, М.-Л., 1960-64: Скротцкі Б.-Г., Вопат В.-А., Техніка і економіка теплових електростанцій, пров. з англ., М.-Л., 1963.
В. Я. Рижкин.
Мал. 2. Просторовий вид (розріз) головного корпусу електростанції і пов'язаних з ним пристроїв: I - кoтельное відділення; II - машинне відділення (машинний зал); III - берегова водонасосна установка; 1 - вугільний склад; 2 - дробильна установка; 3 - водяний економайзер; 4 - пароперегрівач; 5 - паровий котел; 6 - топкова камера; 7 - пиловугільні пальника; 8 - паропровід від котла до турбіни; 9 - барабанно-кульова вугільний млин; 10 - бункер вугільного пилу; 11 - бункер сирого вугілля; 12 - щит управління блоком електростанції; 13 - деаератор; 14 - парова турбіна; 15 - електричний генератор; 16 - електричний повисітельний трансформатор; 17 - парові конденсатори; 18 - трубопроводи охолоджуючої води; 19 - конденсатні насоси; 20 - регенеративні підігрівачі низького тиску; 21 - живильний насос; 22 - регенеративні підігрівачі високого тиску; 23 - дутьевой вентилятор; 24 - золоуловітель; 25 - шлак, зола; ЕЕ - електрична енергія.
Мал. 1. Найпростіша теплова схема КЕС: Т - паливо; В повітря; УГ - гази, що йдуть; ШЗ - шлаки та зола; ПК - паровий котел; ПЕ - пароперегреватель; ПТ - парова турбіна; Г - електричний генератор; К - конденсатор; КН - конденсатний насос; ПН - живильний насос.
конденсаційна електростанція
Конденсації про нна електро а нція (КЕС), теплова паротурбінна електростанція, призначення якої - виробництво електричної енергії з використанням конденсаційних турбін . На КЕС застосовується органічне паливо: тверде паливо, переважно вугілля різних сортів в пилоподібному стані, газ, мазут і т. П. Тепло, що виділяється при спалюванні палива, передається в котельному агрегаті (парогенераторі) робочого тіла, зазвичай - водяної пари. КЕС, що працює на ядерному пальному, називають атомною електростанцією (АЕС) або конденсаційної АЕС (Акесу). Теплова енергія водяної пари перетворюється в конденсаційної турбіни в механічну енергію, а остання в електричному генераторі - в електричну енергію. Отработавший в турбіні пар конденсується, конденсат пара перекачується спочатку конденсатним, а потім живильним насосами в паровий котел (котлоагрегат, парогенератор). Таким чином створюється замкнутий пароводяної тракт: паровий котел з пароперегрівом - паропроводи від котла до турбіни - турбіна - конденсатор - конденсаційний і живильні насоси - трубопроводи живильної води - паровий котел. Схема пароводяного тракту є основною технологічною схемою паротурбінної електростанції і носить назву теплової схеми КЕС.
Для конденсації відпрацьованої пари потрібна велика кількість охолоджуючої води з температурою 10-20 ° С (близько 10 м3 / сек для турбін потужністю 300 МВт). КЕС є основним джерелом електроенергії в СРСР і більшості промислових країн світу; на частку КЕС в СРСР припадає 2/3 загальної потужності всіх теплових електростанцій країни. КЕС, що працюють в енергосистемах Радянського Союзу, називають також ГРЕС.
Перші КЕС, обладнані паровими машинами, з'явилися в 80-х рр. 19 в. На початку 20 ст. КЕС стали оснащувати паровими турбінами. У 1913 в Росії потужність всіх КЕС складала 1,1 Гвт. Будівництво великих КЕС (ГРЕС) почалося відповідно до плану ГОЕЛРО ; Каширська ГРЕС і Шатурская електростанція ім. В. І. Леніна були первістками електрифікації СРСР. У 1972 потужність КЕС в СРСР склала вже 95 ГВт. Приріст електричної потужності на КЕС СРСР склав близько 8 Гвт за рік. Зросла також одинична потужність КЕС і встановлених на них агрегатів. Потужність найбільш великих КЕС до 1973 досягла 2,4-2,5 ГВт. Проектуються і споруджуються КЕС потужністю 4-5 ГВт (див. Табл.). У 1967-68 на Назаровской і Слов'янської ГРЕС були встановлені перші парові турбіни потужністю 500 і 800 Мвт. Створюються (1973) одновальні турбоагрегати потужністю 1200 Мвт. За кордоном найбільші турбоагрегати (двухвальні) потужністю 1300 Мвт встановлюються (1972-73) на КЕС Камберленд (США).
Основні техніко-економічні вимоги до КЕС - висока надійність, маневреність і економічність. Вимога високої надійності і маневреності обумовлюється тим, що вироблена КЕС електроенергія споживається відразу ж, т. Е. КЕС повинна виробляти стільки електроенергії, скільки необхідно її споживачам в даний момент.
Економічність споруди і експлуатації КЕС визначається питомими капіталовкладеннями (110-150 руб. На встановлений квт), собівартістю електроенергії (0,2-0,7 коп. / Квт × ч), узагальнюючим показником - питомими розрахунковими витратами (0,5-1, 0 коп. / квт × ч). Ці показники залежать від потужності КЕС і її агрегатів, виду і вартості палива, режимів роботи і ккд процесу перетворення енергії, а також місця розташування електростанції. Витрати на паливо складають зазвичай більше половини вартості виробленої електроенергії. Тому до КЕС пред'являють, зокрема, вимоги високої теплової економічності, т. Е. Малих питомих витрат тепла і палива, високого ККД.
Перетворення енергії на КЕС виробляється на основі термодинамічної циклу Ренкіна, в якому підведення тепла води та водяної пари в котлі і відведення тепла охолоджуючої водою в конденсаторі турбіни відбуваються при постійному тиску, а робота пари в турбіні і підвищення тиску води в насосах - при постійній ентропії .
Загальний ккд сучасної КЕС - 35-42% і визначається ккд вдосконаленого термодинамічного циклу Ренкіна (0,5-0,55), внутрішній відносний ККД турбіни (0,8-0,9), механічний ккд турбіни (0,98-0, 99), ккд електричного генератора (0,98-0,99), ккд трубопроводів пари і води (0,97-0,99), ккд котлоагрегату (0,9-0,94).
Збільшення ККД КЕС досягається головним чином підвищенням початкових параметрів (початкових тиску і температури) водяної пари, вдосконаленням термодинамічної циклу, а саме - застосуванням проміжного перегріву пара і регенеративного підігріву конденсату і живильної води паром з відборів турбіни. На КЕС по техніко-економічним підстав застосовують початковий тиск пара докритичний 13-14, 16-17 або сверхкритическое 24- 25 Мн / м2, початкову температуру свіжої пари, а також після проміжного перегріву 540-570 ° С. В СРСР і за кордоном створені дослідно-промислові установки з початковими параметрами пари 30-35 Мн / м2 при 600-650 ° С. Проміжний перегрів пари застосовують зазвичай одноступінчатий, на деяких зарубіжних КЕС сверхкритического тиску - двоступеневий. Число регенеративних відборів пари 7-9, кінцева температура підігріву живильної води 260-300 ° С. Кінцевий тиск відпрацьованої пари в конденсаторі турбіни 0,003-0,005 Мн / м2.
Частина вироблюваної електроенергії споживається допоміжним обладнанням КЕС (насосами, вентиляторами, вугільними млинами і т. Д.). Витрата електроенергії на власні потреби пиловугільній КЕС складає до 7%, газомазутних -до 5%. Значить, частина - близько половини енергії на власні потреби витрачається на привід живильних насосів. На великих КЕС застосовують паротурбінний привід; при цьому витрата електроенергії на власні потреби знижується. Розрізняють ккд КЕС брутто (без урахування витрат на власні потреби) і ккд КЕС нетто (з урахуванням витрат на власні потреби). Енергетичними показниками, рівноцінними ккд, служать також питомі (на одиницю електроенергії) витрати тепла і умовного палива з теплотою згоряння 29,3 МДж / кг (7000 ккал / кг), рівні для КЕС 8,8 - 10,2Мдж / квт × ч ( 2100 - 2450 ккал / квт × ч) і 300-350 г / квт × ч. Підвищення ккд, економія палива і зменшення паливної складової експлуатаційних витрат зазвичай супроводжуються подорожчанням обладнання та збільшенням капіталовкладень. Вибір обладнання КЕС, параметрів пари і води, температури відхідних газів котлоагрегатів і т. Д. Проводиться на основі техніко-економічних розрахунків, які враховують одночасно капіталовкладення та експлуатаційні витрати (розрахункові витрати).
Основне обладнання КЕС (котельні і турбінні агрегати) розміщують в головному корпусі, котли і пилоприготувального устаткування (на КЕС, що спалюють, наприклад, вугілля у вигляді пилу) - в котельному відділенні, турбоагрегати і їх допоміжне обладнання - в машинному залі електростанції. На КЕС встановлюють переважно по одному котлу на турбіну. Котел з турбоагрегатом і їх допоміжним обладнання утворюють окрему частину - моноблок електростанції. Для турбін потужністю 150-1200 МВт потрібні котли продуктивністю відповідно 500-3600 м / ч пара. Раніше на ГРЕС застосовували по два котла на турбіну, т. Е. Дубль-блоки (див. Блокова теплова електростанція ). На КЕС без проміжного перегріву пари з турбоагрегатами потужністю 100 Мвт і менше в СРСР застосовували неблочную централізовану схему, при якій пар 113 котлів відводиться в загальну парову магістраль, а з неї розподіляється між турбінами. Розміри головного корпусу визначаються розміщених в ньому обладнанням і складають на один блок, в залежності від його потужності, по довжині від 30 до 100 м, по ширині від 70 до 100 м. Висота машинного залу близько 30 м, котельні - 50 м і більше. Економічність вигляд головного корпусу оцінюють приблизно питомої кубатурою, рівною на пиловугільній КЕС близько 0,7-0,8 м3 / квт, а на газомазутних - близько 0,6-0,7 м3 / квт. Частина допоміжного обладнання котельні (димососи, дуттьові вентилятори, золоуловители, пилові циклони й сепаратори пилу системи пилоприготування) встановлюють поза будівлею, на відкритому повітрі.
В умовах теплого клімату (наприклад, на Кавказі, в Середній Азії, на Ю. США і ін.), При відсутності значних атмосферних опадів, пилових бур і т. П., На КЕС, особливо газомазутних, застосовують відкриту компоновку обладнання. При цьому над котлами влаштовують навіси, турбоагрегати захищають легкими укриттями; допоміжне обладнання турбоустановки розміщують в закритому конденсаційному приміщенні. Питома кубатура головного корпусу КЕС з відкритою компоновкою знижується до 0,2-0,3 м3 / квт, що здешевлює спорудження КЕС. У приміщеннях електростанції встановлюють мостові крани і ін. Вантажопідйомні механізми для монтажу і ремонту енергетичного обладнання.
КЕС споруджують безпосередньо біля джерел водопостачання (річка, озеро, море); часто поруч з КЕС створюють ставок-водосховище. На території КЕС, крім головного корпусу, розміщують споруди і пристрої технічного водопостачання і хімводоочищення, паливного господарства, електричні трансформатори, розподільні пристрої, лабораторії та майстерні, матеріальні склади, службові приміщення для персоналу, який обслуговує КЕС. Паливо на територію КЕС подається зазвичай ж. д. складами. Золу і шлаки з топкової камери і золоуловителей видаляють гідравлічним способом. На території КЕС прокладають ж. д. колії та автомобільні дороги, споруджують висновки ліній електропередачі , Інженерні наземні і підземні комунікації. Площа території, яку займає спорудами КЕС, становить, в залежності від потужності електростанції, виду палива і ін. Умов, 25-70 га.
Великі пиловугільні КЕС в СРСР обслуговуються персоналом з розрахунку 1 чол. на кожні 3 Мвт потужності (приблизно 1000 чол. на КЕС потужністю 3000 Мвт); крім того, необхідний ремонтний персонал.
Потужність що віддається КЕС обмежується водними і паливними ресурсами, а також вимог охорони природи: забезпечення нормальної чистоти повітряного і водного басейнів. Викид з продуктами згоряння палива твердих частинок в повітря в районі дії КЕС обмежують установкою скоєних золоуловителей (електрофільтрів з ккд близько 99%). Решта домішки, оксиди сірки і азоту розсіюють спорудженням високих димових труб для виведення шкідливих домішок в більш високі шари атмосфери. Димові труби висотою до 300 м і більше споруджують із залізобетону або з 3-4 металевими стволами усередині залізобетонної оболонки або загального металевого каркаса.
Управління численним різноманітним обладнанням КЕС можливо тільки на основі комплексної автоматизації виробничих процесів. Сучасні конденсаційні турбіни повністю автоматизовані. У котлоагрегате автоматизується управління процесами горіння палива, харчування котлоагрегату водою, підтримання температури перегріву пари і т. Д. Здійснюється комплексна автоматизація ін. Процесів КЕС, включаючи підтримку заданих режимів експлуатації, пуск і зупинку блоків, захист обладнання при ненормальних і аварійних режимах. З цією метою в системі управління на великих КЕС в СРСР і за кордоном застосовують цифрові, рідше аналогові, керуючі електронні обчислювальні машини.
Назва електростанції
рік пуску
Електрична потужність Гвт
на тисячу дев'ятсот сімдесят три
повна (проектна)
Придніпровська (СРСР)
1955
2,4
2,4
Зміёвская (СРСР)
1960
2,4
2,4
Бурштинська (СРСР)
тисячі дев'ятсот шістьдесят п'ять
2,4
2,4
Конаковская (СРСР)
тисячі дев'ятсот шістьдесят п'ять
2,4
2,4
Криворізька № 2 (СРСР)
тисячі дев'ятсот шістьдесят п'ять
2,7
3,0
Новочеркаська (СРСР)
тисячі дев'ятсот шістьдесят п'ять
2,4
2,4
Заїнська (СРСР)
1966
2,4
2,4
Кармановская (СРСР)
1968
1,8
3,4
Костромська (СРСР)
1969
2,1
4,8
Запорізька (СРСР)
1972
1,2
3,6
Сірдарінська (СРСР)
1972
0,3
4,4
Парадайс (США)
1969
2,55
2,55
Камберленд (США)
1973
-
2,6
Феррібрідж С (Великобританія)
1966
2,5
2,5
Дрекс (Великобританія)
1970
2,1
4,2
Гавр (Франція)
1967
0,85
3,25
Поршвіль В (Франція)
1968
0,6
2,4
Фріммередорф-П (ФРН)
тисяча дев'ятсот шістьдесят один
2,3
2,3
Спеція (Італія)
1966
1,84
1,84
Літ .: Гельтман А. Е., Будняцкій Д. М., Апатовская Л. Є., Блокові конденсаційні електростанції великої потужності, М.-Л., 1964; Рижкин В. Я., Теплові електричні станції, М.-Л., 1967; Шредер К., Теплові електростанції великої потужності, пров. з нім., т. 1-3, М.-Л., 1960-64: Скротцкі Б.-Г., Вопат В.-А., Техніка і економіка теплових електростанцій, пров. з англ., М.-Л., 1963.
В. Я. Рижкин.
Рис. 2. Просторовий вид (розріз) головного корпусу електростанції і пов'язаних з ним пристроїв: I - кoтельное відділення; II - машинне відділення (машинний зал); III - берегова водонасосна установка; 1 - вугільний склад; 2 - дробильна установка; 3 - водяний економайзер; 4 - пароперегрівач; 5 - паровий котел; 6 - топкова камера; 7 - пиловугільні пальника; 8 - паропровід від котла до турбіни; 9 - барабанно-кульова вугільний млин; 10 - бункер вугільного пилу; 11 - бункер сирого вугілля; 12 - щит управління блоком електростанції; 13 - деаератор; 14 - парова турбіна; 15 - електричний генератор; 16 - електричний повисітельний трансформатор; 17 - парові конденсатори; 18 - трубопроводи охолоджуючої води; 19 - конденсатні насоси; 20 - регенеративні підігрівачі низького тиску; 21 - живильний насос; 22 - регенеративні підігрівачі високого тиску; 23 - дутьевой вентилятор; 24 - золоуловітель; 25 - шлак, зола; ЕЕ - електрична енергія.
Рис. 1. Найпростіша теплова схема КЕС: Т - паливо; У повітря; УГ - гази, що йдуть; ШЗ - шлаки та зола; ПК - паровий котел; ПЕ - пароперегреватель; ПТ - парова турбіна; Г - електричний генератор; К - конденсатор; КН - конденсатний насос; ПН - живильний насос.
конденсаційна електростанція
Конденсації про нна електро а нція (КЕС), теплова паротурбінна електростанція, призначення якої - виробництво електричної енергії з використанням конденсаційних турбін . На КЕС застосовується органічне паливо: тверде паливо, переважно вугілля різних сортів в пилоподібному стані, газ, мазут і т. П. Тепло, що виділяється при спалюванні палива, передається в котельному агрегаті (парогенераторі) робочого тіла, зазвичай - водяної пари. КЕС, що працює на ядерному пальному, називають атомною електростанцією (АЕС) або конденсаційної АЕС (Акесу). Теплова енергія водяної пари перетворюється в конденсаційної турбіни в механічну енергію, а остання в електричному генераторі - в електричну енергію. Отработавший в турбіні пар конденсується, конденсат пара перекачується спочатку конденсатним, а потім живильним насосами в паровий котел (котлоагрегат, парогенератор). Таким чином створюється замкнутий пароводяної тракт: паровий котел з пароперегрівом - паропроводи від котла до турбіни - турбіна - конденсатор - конденсаційний і живильні насоси - трубопроводи живильної води - паровий котел. Схема пароводяного тракту є основною технологічною схемою паротурбінної електростанції і носить назву теплової схеми КЕС.
Для конденсації відпрацьованої пари потрібна велика кількість охолоджуючої води з температурою 10-20 ° С (близько 10 м3 / сек для турбін потужністю 300 МВт). КЕС є основним джерелом електроенергії в СРСР і більшості промислових країн світу; на частку КЕС в СРСР припадає 2/3 загальної потужності всіх теплових електростанцій країни. КЕС, що працюють в енергосистемах Радянського Союзу, називають також ГРЕС.
Перші КЕС, обладнані паровими машинами, з'явилися в 80-х рр. 19 в. На початку 20 ст. КЕС стали оснащувати паровими турбінами. У 1913 в Росії потужність всіх КЕС складала 1,1 Гвт. Будівництво великих КЕС (ГРЕС) почалося відповідно до плану ГОЕЛРО ; Каширська ГРЕС і Шатурская електростанція ім. В. І. Леніна були первістками електрифікації СРСР. У 1972 потужність КЕС в СРСР склала вже 95 ГВт. Приріст електричної потужності на КЕС СРСР склав близько 8 Гвт за рік. Зросла також одинична потужність КЕС і встановлених на них агрегатів. Потужність найбільш великих КЕС до 1973 досягла 2,4-2,5 ГВт. Проектуються і споруджуються КЕС потужністю 4-5 ГВт (див. Табл.). У 1967-68 на Назаровской і Слов'янської ГРЕС були встановлені перші парові турбіни потужністю 500 і 800 Мвт. Створюються (1973) одновальні турбоагрегати потужністю 1200 Мвт. За кордоном найбільші турбоагрегати (двухвальні) потужністю 1300 Мвт встановлюються (1972-73) на КЕС Камберленд (США).
Основні техніко-економічні вимоги до КЕС - висока надійність, маневреність і економічність. Вимога високої надійності і маневреності обумовлюється тим, що вироблена КЕС електроенергія споживається відразу ж, т. Е. КЕС повинна виробляти стільки електроенергії, скільки необхідно її споживачам в даний момент.
Економічність споруди і експлуатації КЕС визначається питомими капіталовкладеннями (110-150 руб. На встановлений квт), собівартістю електроенергії (0,2-0,7 коп. / Квт × ч), узагальнюючим показником - питомими розрахунковими витратами (0,5-1, 0 коп. / квт × ч). Ці показники залежать від потужності КЕС і її агрегатів, виду і вартості палива, режимів роботи і ккд процесу перетворення енергії, а також місця розташування електростанції. Витрати на паливо складають зазвичай більше половини вартості виробленої електроенергії. Тому до КЕС пред'являють, зокрема, вимоги високої теплової економічності, т. Е. Малих питомих витрат тепла і палива, високого ККД.
Перетворення енергії на КЕС виробляється на основі термодинамічної циклу Ренкіна, в якому підведення тепла води та водяної пари в котлі і відведення тепла охолоджуючої водою в конденсаторі турбіни відбуваються при постійному тиску, а робота пари в турбіні і підвищення тиску води в насосах - при постійній ентропії .
Загальний ккд сучасної КЕС - 35-42% і визначається ккд вдосконаленого термодинамічного циклу Ренкіна (0,5-0,55), внутрішній відносний ККД турбіни (0,8-0,9), механічний ккд турбіни (0,98-0, 99), ккд електричного генератора (0,98-0,99), ккд трубопроводів пари і води (0,97-0,99), ккд котлоагрегату (0,9-0,94).
Збільшення ККД КЕС досягається головним чином підвищенням початкових параметрів (початкових тиску і температури) водяної пари, вдосконаленням термодинамічної циклу, а саме - застосуванням проміжного перегріву пара і регенеративного підігріву конденсату і живильної води паром з відборів турбіни. На КЕС по техніко-економічним підстав застосовують початковий тиск пара докритичний 13-14, 16-17 або сверхкритическое 24- 25 Мн / м2, початкову температуру свіжої пари, а також після проміжного перегріву 540-570 ° С. В СРСР і за кордоном створені дослідно-промислові установки з початковими параметрами пари 30-35 Мн / м2 при 600-650 ° С. Проміжний перегрів пари застосовують зазвичай одноступінчатий, на деяких зарубіжних КЕС сверхкритического тиску - двоступеневий. Число регенеративних відборів пари 7-9, кінцева температура підігріву живильної води 260-300 ° С. Кінцевий тиск відпрацьованої пари в конденсаторі турбіни 0,003-0,005 Мн / м2.
Частина вироблюваної електроенергії споживається допоміжним обладнанням КЕС (насосами, вентиляторами, вугільними млинами і т. Д.). Витрата електроенергії на власні потреби пиловугільній КЕС складає до 7%, газомазутних -до 5%. Значить, частина - близько половини енергії на власні потреби витрачається на привід живильних насосів. На великих КЕС застосовують паротурбінний привід; при цьому витрата електроенергії на власні потреби знижується. Розрізняють ккд КЕС брутто (без урахування витрат на власні потреби) і ккд КЕС нетто (з урахуванням витрат на власні потреби). Енергетичними показниками, рівноцінними ккд, служать також питомі (на одиницю електроенергії) витрати тепла і умовного палива з теплотою згоряння 29,3 МДж / кг (7000 ккал / кг), рівні для КЕС 8,8 - 10,2Мдж / квт × ч ( 2100 - 2450 ккал / квт × ч) і 300-350 г / квт × ч. Підвищення ккд, економія палива і зменшення паливної складової експлуатаційних витрат зазвичай супроводжуються подорожчанням обладнання та збільшенням капіталовкладень. Вибір обладнання КЕС, параметрів пари і води, температури відхідних газів котлоагрегатів і т. Д. Проводиться на основі техніко-економічних розрахунків, які враховують одночасно капіталовкладення та експлуатаційні витрати (розрахункові витрати).
Основне обладнання КЕС (котельні і турбінні агрегати) розміщують в головному корпусі, котли і пилоприготувального устаткування (на КЕС, що спалюють, наприклад, вугілля у вигляді пилу) - в котельному відділенні, турбоагрегати і їх допоміжне обладнання - в машинному залі електростанції. На КЕС встановлюють переважно по одному котлу на турбіну. Котел з турбоагрегатом і їх допоміжним обладнання утворюють окрему частину - моноблок електростанції. Для турбін потужністю 150-1200 МВт потрібні котли продуктивністю відповідно 500-3600 м / ч пара. Раніше на ГРЕС застосовували по два котла на турбіну, т. Е. Дубль-блоки (див. Блокова теплова електростанція ). На КЕС без проміжного перегріву пари з турбоагрегатами потужністю 100 Мвт і менше в СРСР застосовували неблочную централізовану схему, при якій пар 113 котлів відводиться в загальну парову магістраль, а з неї розподіляється між турбінами. Розміри головного корпусу визначаються розміщених в ньому обладнанням і складають на один блок, в залежності від його потужності, по довжині від 30 до 100 м, по ширині від 70 до 100 м. Висота машинного залу близько 30 м, котельні - 50 м і більше. Економічність вигляд головного корпусу оцінюють приблизно питомої кубатурою, рівною на пиловугільній КЕС близько 0,7-0,8 м3 / квт, а на газомазутних - близько 0,6-0,7 м3 / квт. Частина допоміжного обладнання котельні (димососи, дуттьові вентилятори, золоуловители, пилові циклони й сепаратори пилу системи пилоприготування) встановлюють поза будівлею, на відкритому повітрі.
В умовах теплого клімату (наприклад, на Кавказі, в Середній Азії, на Ю. США і ін.), При відсутності значних атмосферних опадів, пилових бур і т. П., На КЕС, особливо газомазутних, застосовують відкриту компоновку обладнання. При цьому над котлами влаштовують навіси, турбоагрегати захищають легкими укриттями; допоміжне обладнання турбоустановки розміщують в закритому конденсаційному приміщенні. Питома кубатура головного корпусу КЕС з відкритою компоновкою знижується до 0,2-0,3 м3 / квт, що здешевлює спорудження КЕС. У приміщеннях електростанції встановлюють мостові крани і ін. Вантажопідйомні механізми для монтажу і ремонту енергетичного обладнання.
КЕС споруджують безпосередньо біля джерел водопостачання (річка, озеро, море); часто поруч з КЕС створюють ставок-водосховище. На території КЕС, крім головного корпусу, розміщують споруди і пристрої технічного водопостачання і хімводоочищення, паливного господарства, електричні трансформатори, розподільні пристрої, лабораторії та майстерні, матеріальні склади, службові приміщення для персоналу, який обслуговує КЕС. Паливо на територію КЕС подається зазвичай ж. д. складами. Золу і шлаки з топкової камери і золоуловителей видаляють гідравлічним способом. На території КЕС прокладають ж. д. колії та автомобільні дороги, споруджують висновки ліній електропередачі , Інженерні наземні і підземні комунікації. Площа території, яку займає спорудами КЕС, становить, в залежності від потужності електростанції, виду палива і ін. Умов, 25-70 га.
Великі пиловугільні КЕС в СРСР обслуговуються персоналом з розрахунку 1 чол. на кожні 3 Мвт потужності (приблизно 1000 чол. на КЕС потужністю 3000 Мвт); крім того, необхідний ремонтний персонал.
Потужність що віддається КЕС обмежується водними і паливними ресурсами, а також вимог охорони природи: забезпечення нормальної чистоти повітряного і водного басейнів. Викид з продуктами згоряння палива твердих частинок в повітря в районі дії КЕС обмежують установкою скоєних золоуловителей (електрофільтрів з ккд близько 99%). Решта домішки, оксиди сірки і азоту розсіюють спорудженням високих димових труб для виведення шкідливих домішок в більш високі шари атмосфери. Димові труби висотою до 300 м і більше споруджують із залізобетону або з 3-4 металевими стволами усередині залізобетонної оболонки або загального металевого каркаса.
Управління численним різноманітним обладнанням КЕС можливо тільки на основі комплексної автоматизації виробничих процесів. Сучасні конденсаційні турбіни повністю автоматизовані. У котлоагрегате автоматизується управління процесами горіння палива, харчування котлоагрегату водою, підтримання температури перегріву пари і т. Д. Здійснюється комплексна автоматизація ін. Процесів КЕС, включаючи підтримку заданих режимів експлуатації, пуск і зупинку блоків, захист обладнання при ненормальних і аварійних режимах. З цією метою в системі управління на великих КЕС в СРСР і за кордоном застосовують цифрові, рідше аналогові, керуючі електронні обчислювальні машини.
Назва електростанції
рік пуску
Електрична потужність Гвт
на тисячу дев'ятсот сімдесят три
повна (проектна)
Придніпровська (СРСР)
1955
2,4
2,4
Зміёвская (СРСР)
1960
2,4
2,4
Бурштинська (СРСР)
тисячі дев'ятсот шістьдесят п'ять
2,4
2,4
Конаковская (СРСР)
тисячі дев'ятсот шістьдесят п'ять
2,4
2,4
Криворізька № 2 (СРСР)
тисячі дев'ятсот шістьдесят п'ять
2,7
3,0
Новочеркаська (СРСР)
тисячі дев'ятсот шістьдесят п'ять
2,4
2,4
Заїнська (СРСР)
1966
2,4
2,4
Кармановская (СРСР)
1968
1,8
3,4
Костромська (СРСР)
1969
2,1
4,8
Запорізька (СРСР)
1972
1,2
3,6
Сірдарінська (СРСР)
1972
0,3
4,4
Парадайс (США)
1969
2,55
2,55
Камберленд (США)
1973
-
2,6
Феррібрідж С (Великобританія)
1966
2,5
2,5
Дрекс (Великобританія)
1970
2,1
4,2
Гавр (Франція)
1967
0,85
3,25
Поршвіль В (Франція)
1968
0,6
2,4
Фріммередорф-П (ФРН)
тисяча дев'ятсот шістьдесят один
2,3
2,3
Спеція (Італія)
1966
1,84
1,84
Літ .: Гельтман А. Е., Будняцкій Д. М., Апатовская Л. Є., Блокові конденсаційні електростанції великої потужності, М.-Л., 1964; Рижкин В. Я., Теплові електричні станції, М.-Л., 1967; Шредер К., Теплові електростанції великої потужності, пров. з нім., т. 1-3, М.-Л., 1960-64: Скротцкі Б.-Г., Вопат В.-А., Техніка і економіка теплових електростанцій, пров. з англ., М.-Л., 1963.
В. Я. Рижкин.
Рис. 2. Просторовий вид (розріз) головного корпусу електростанції і пов'язаних з ним пристроїв: I - кoтельное відділення; II - машинне відділення (машинний зал); III - берегова водонасосна установка; 1 - вугільний склад; 2 - дробильна установка; 3 - водяний економайзер; 4 - пароперегрівач; 5 - паровий котел; 6 - топкова камера; 7 - пиловугільні пальника; 8 - паропровід від котла до турбіни; 9 - барабанно-кульова вугільний млин; 10 - бункер вугільного пилу; 11 - бункер сирого вугілля; 12 - щит управління блоком електростанції; 13 - деаератор; 14 - парова турбіна; 15 - електричний генератор; 16 - електричний повисітельний трансформатор; 17 - парові конденсатори; 18 - трубопроводи охолоджуючої води; 19 - конденсатні насоси; 20 - регенеративні підігрівачі низького тиску; 21 - живильний насос; 22 - регенеративні підігрівачі високого тиску; 23 - дутьевой вентилятор; 24 - золоуловітель; 25 - шлак, зола; ЕЕ - електрична енергія.
Рис. 1. Найпростіша теплова схема КЕС: Т - паливо; У повітря; УГ - гази, що йдуть; ШЗ - шлаки та зола; ПК - паровий котел; ПЕ - пароперегреватель; ПТ - парова турбіна; Г - електричний генератор; К - конденсатор; КН - конденсатний насос; ПН - живильний насос.