На тепловых электростанциях химическая энергия сжигаемого топлива преобразуется в котле в энергию водяного пара, приводящего во вращение турбоагрегат (паровую турбину, соединенную с генератором). Механическая энергия вращения преобразуется генератором в электрическую. Топливом для электростанций служат уголь, торф, горючие сланцы, а также газ и мазут. В отечественной энергетике на долю приходится до 60% выработки электроэнергии.

Основными особенностями КЭС являются: удаленность от потребителей электроэнергии, что определяет в основном выдачу мощности на высоких и сверхвысоких напряжениях, и блочный принцип построения электростанции. Мощность современных КЭС обычно такова, что каждая из них может обеспечить электроэнергией крупный район страны. Отсюда еще одно название электростанций этого типа - государственная районная электрическая станция (ГРЭС).

На рисунке показана упрощенная принципиальная технологическая схема энергоблока. Энергоблок представляет собой как бы отдельную электростанцию со своим основным и вспомогательным оборудованием и центром управления - блочным щитом. Связей между соседними энергоблоками по технологическим линиям обычно не предусматривается.

Принципиальная технологическая схема КЭС:
1 - склад топлива и система топливоподачи; 2 - система топливоприготовления; 3 - котел; 4 - турбина; 5 - конденсатор; 6 - циркуляционный насос; 7 - конденсатный насос; 8 - питательный насос; 9 - горелки котла; 10 - вентилятор; 11 - дымосос; 12 - воздухоподогреватель; 13 - водяной экономайзер; 14 - подогреватель низкого давления;
15 - деаэратор; 16 - подогреватель высокого давления

ПостроениеКЭС по блочному принципу дает определенные технико-экономические преимущества, которые заключаются в следующем:
1) облегчается применение пара высоких и сверхвысоких параметров вследствие более простой системы паропроводов, что особенно важно для освоения агрегатов большой мощности;
2) упрощается и становится более четкой технологическаясхема электростанции, вследствие чего увеличивается надежность работы и облегчается эксплуатация;
3) уменьшается, а в отдельных случаях может вообще отсутствовать, резервное тепломеханическое оборудование;
4) сокращается объем строительных и монтажных работ;
5) уменьшаются капитальные затраты на сооружение электростанции;
6) обеспечивается удобное расширение электростанции, причем новые энергоблоки при необходимости могут отличаться от предыдущих по своим параметрам.

Технологическая схемаКЭС состоит из нескольких систем: топливоподачи; топливоприготовления; основного пароводяного контура вместе с парогенератором и турбиной; циркуляционного водоснабжения; водоподготовки; золоулавливания и золоудаления и, наконец, электрической части станции.

Механизмы и установки, обеспечивающие нормальное функционирование всех этих элементов, входят в так называемую систему собственных нужд станции (энергоблока).

Наибольшие энергетические потери на КЭС имеют место в основном пароводяном контуре, а именно в конденсаторе, где отработавший пар, содержащий еще большое количество тепла, затраченного при парообразовании, отдает его циркуляционной воде. Тепло с циркуляционной водой уносится в водоемы, т. е. теряется. Эти потери в основном определяют КПД электростанции, составляющий для самых современных КЭС не более 40-42%.

Электроэнергия, вырабатываемая электростанцией, выдается на напряжении 110 - 750кВ и лишь часть ее отбирается на собственные нужды через трансформатор собственных нужд, подключенный к выводам генератора.

Генераторы и повышающие трансформаторы соединяют в энергоблоки и подключают к распределительному устройству высокого напряжения, которое обычно выполняется открытым (ОРУ). Варианты расположения основных сооружений могут быть различными, что иллюстрируется рисунке.

Рис. 1.3. Варианты расположения основных сооружений КЭС:
1 - главный корпус; 2 - склад топлива; 3 - дымовые трубы; 4 - трансформаторы блоков;
5, 6 - распределительные устройства; 7 - насосные станции;
8 - промежуточные опоры электрических линий

Современные КЭС оснащаются в основном энергоблоками 200 - 800 МВт. Применение крупных агрегатов позволяет обеспечить быстрое наращивание мощностей электростанций, приемлемые себестоимость электроэнергии и стоимость установленного киловатта мощности станции.

Наиболее крупные КЭС имеют мощность 4 - 6,4 млн. кВт с энергоблоками 500 и 800 МВт. Предельная мощность КЭС определяется условиями водоснабжения и влиянием выбросов станции на окружающую среду.

Современные КЭС весьма активно воздействуют на окружающую среду: на атмосферу, гидросферу и литосферу. Их влияние на атмосферу выражается в большом потреблении кислорода воздуха для горения топлива и в выбросе значительного количества продуктов сгорания. Это в первую очередь газообразные окислы углерода, серы, азота, ряд которых имеет высокую химическую активность. Летучая зола, прошедшая через золоуловители, загрязняет воздух. Наименьшее загрязнение атмосферы (для станций одинаковой мощности) отмечается при сжигании газа и наибольшее - при сжигании твердого топлива с низкой теплотворной способностью и высокой зольностью. Необходимо учесть также большие уносы тепла в атмосферу, а также электромагнитные поля, создаваемые электрическими установками высокого и сверхвысокого напряжения.

КЭС загрязняет гидросферу большими массами теплой воды, сбрасываемыми из конденсаторов турбин, а также промышленными стоками, хотя они проходят тщательную очистку.

Для литосферы влияние КЭС сказывается не только в том, что для работы станции извлекаются большие массы топлива, отчуждаются и застраиваются земельные угодья, но и в том, что требуется много места для захоронения больших масс золы и шлаков (при сжигании твердого топлива).

Влияние КЭС на окружающую среду чрезвычайно велико. Например, о масштабах теплового загрязнения воды и воздуха можно судить по тому, что около 60 % тепла, которое получается в котле при сгорании всей массы топлива, теряется за пределами станции. Учитывая размеры производства электроэнергии на КЭС, объемы сжигаемого топлива, можно предположить, что они в состоянии влиять на климат больших районов страны. В то же время решается задача утилизации части тепловых выбросов путем отопления теплиц, создания подогревных прудовых рыбохозяйств. Золу и шлаки используют в производстве строительных материалов и т. д.

1. Главная схема должна быть разработана исходя из возможности выдачи мощности без ограничений в нормальном, ремонтном и аварийном режимах, исходя из учета допустимых токов к.з., сохранения статической и динамической устойчивости.

2. На КЭС с блоками мощностью 300 МВт и более повреждение или отказ любого выключателя кроме ШСВ и СВ в главной схеме не должны приводить к отключению более одного блока. При повреждении ШСВ или СВ допускается потеря не более двух блоков и двух линий, если при этом сохраняется устойчивость энергосистемы.

3. Отключение ЛЭП межсистемной связи должно производиться не более чем двумя выключателями, а блоков АТ и ТСН – не более чем тремя.

4. Ремонт выключателя должен быть возможным без отключения присоединения.

5. Схемы РУ высокого напряжения должны предусматривать возможность деления станции на две самостоятельные части с целью ограничения токов к.з. деление должно быть стационарное или автоматическое (АСМ).

6. При питании от одного РУ двух пускорезервных трансформаторов с.н. должна быть исключена возможность потери обоих трансформаторов при повреждении или отказе любого выключателя.

а) Схемы блоков КЭС и АЭС

1. Выключатели на генераторном напряжении, как правило, отсутствуют (моноблок)

Требования:

1. Выдача мощности и связь с энергосистемой должна осуществляться не менее чем на двух уровнях высокого напряжения, отличающихся, как правило, на одну ступень 110/330; 220/500; 330/750; 500/1150.

2. Мощность ГРЭС и единичная мощность наиболее крупного блока не должны превышать 10% от установленной мощности энергосистемы для предотвращения системной аварии при аварии на ГРЭС.

3. На более низком уровне напряжения должно предусматриваться питание местного и близлежащих потребителей (до 25 – 30 % общей мощности).

4. На ГРЭС между двумя напряжениями связи с энергосистемой должна быть предусмотрена автотрансформаторная связь, число АТ не менее двух в 3-х фазном исполнении или один с пофазным исполнением, но с резервной фазой.

5. Должна быть разработана высоконадежная схема питания с.н., предусматривающая разворот станции с нуля от энергосистемы или неблочных ТЭС или ГЭС.

Схема КЭС (6 х 800) МВт

Схемы генераторов и силовых трансформаторов

на ТЭЦ на блоках эл. ст. ГРЭС

ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА КЭС

На КЭС котлы и турбины соединяются в блоки: котел-турбина (моноблоки) или два котла-турбина (Дубль-блоки). Общая принципи­альная технологическая схема конденсационной тепловой электро­станции КЭС (ГРЗС) представлена на рис. 1.7.

К топке парового котла ПК (рис. 1.7) подводится топливо: газо­образное ГТ, жидкое ЖТ или твердое ТТ. Для хранения жидкого и твердого топлив имеется склад СТ. Образующиеся при сжигании топлива нагретые газы отдают тепло поверхностям котла, подогре­вают воду, находящуюся в котле, и перегревают образовавшийся в нем пар. Далее газы направляются в дымовую трубу Дт и выбрасы­ваются в атмосферу. Если на электростанции сжигается твердое топ­ливо, то газы до поступления в дымовую трубу проходят через золоуловители ЗУ в целях охраны окружающей среды (в основном атмосферы) от загрязнения. Пар, пройдя через пароперегреватель ПИ, идет по паропроводам в паровую турбину, которая имеет цилиндры высокого (ЦВД), среднего (ЦСД) и низкого (ЦНД) давлений. Пар из котла поступает в ЦВД, пройдя через который вновь направляет­ся в котел, а затем в промежуточный пароперегреватель ППП по «хо­лодной нитке» паропровода промежуточного перегрева. Пройдя про­межуточный пароперегреватель, пар вновь возвращается к турбине по «горячей нитке» паропровода промежуточного перегрева и поступает в ЦСД. Из ЦСД пар по пароперепускньш трубам направляется в ЦНД и выходит в конденсатор /(, где конденсируется.

Конденсатор охлаждается циркуляционной водой. Циркуляцион­ная зода подается в конденсатор циркуляционными насосами ЦН. При прямоточной схеме циркуляционного водоснабжения циркуля-циончзя вода забирается из водоема В (реки, моря, озера) и, вылдя из конденсатора, вновь возвращается в водоем. При оборотной схеме циркуляционного водоснабжения охлаждающая конденсатор вода на­правляется в охладитель циркуляционной воды (градирню, пруд-охладитель, брызгальный бассейн), охлаждается в охладителе и вновэ возвращается циркуляционными насосами в конденсатор. По­тери циркуляционной воды компенсируются путем подачи добавочной воды от ее источника.

В конденсаторе поддерживается вакуум и происходит конденса­ция пара. С помощью конденсатнык насосов К.Н конденсат направля­ется в деаэратор Д, где очищается от растворенных в нем газов, в частности от кислорода. Содержание кислорода в воде и в паре теп­лосиловых установок недопустимо, так как кислород агрессивно действует на металл трубопроводов и оборудования. Из деаэратора пи­тательная вода с помощью питательных насосов ПН направляется в паровой котел. Потери воды, возникающие в контуре котел-паро­провод-турбина-деаэратор котел, пополняются с помощью устройств водоподготовки ХВО (химводоочистки). Вода из устройств водоподготовки направляется для подпитки рабочего контура теплосиловой установки через деаэратор химочищенной воды ДХВ.

Находящийся на одном валу с паровой турбиной генератор Г вырабатывает электрический ток, который по выводам генератора направляется на ГРЭС, в большинстве случаев на повышающий транс­форматор ПТр. При этом напряжение электрического тока по­вышается и появляется возможность передачи электроэнергии на боль­шие расстояния по линиям передачи ЛЭП, присоединенным к повышающему распредустройству. Распредустройства высокого на­пряжения строятся главным образом открытого типа и называются открытыми распредустройствами (ОРУ). Электродвигатели механиз­мов ЭД, освещение электростанции и другие потребители собствен­ного расхода или собственных нужд питаются от трансформаторов ТрСР, присоединенных обычно на ГРЭС к выводам генераторов.

При работе тепловых электростанций на твердом топливе должны быть приняты меры по охране окружающей среды от загрязнения золой и шлаком. Шлак и зола на электростанциях, сжигающих твер­дое топливо, смываются водой, смешиваются с нею, образуя пульпу, и направляются на золошлакоотвалы ЗШО, в которых зола и шлаки выпадают из пульпы. «Осветленная> вода с помощью насосов освет­ленной воды НОВ или самотеком направляется на электростанцию для повторного использования.

Конденсационная электростанция (КЭС), тепловая паротурбинная электростанция, назначение которой - производство электрической энергии с использованием конденсационных турбин. На КЭС применяется органическое топливо: твердое 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 электрическом генераторе - в электрическую энергию. Отработавший в турбине пар конденсируется, конденсат пара перекачивается сначала конденсатным, а затем питательным насосами в паровой котёл (котлоагрегат, парогенератор). Таким образом создаётся замкнутый пароводяной тракт: паровой котёл с пароперегревателем - паропроводы от котла к турбине - турбина - конденсатор - конденсатный и питательные насосы - трубопроводы питательной воды - паровой котёл. Схема пароводяного тракта является основной технологической схемой паротурбинной электростанции и носит название тепловой схемы КЭС.

Для конденсации отработавшего пара требуется большое количество охлаждающей воды с температурой 10-20°С (около 10 м3/сек для турбин мощностью 300 Мвт). КЭС являются основным источником электроэнергии в СССР и большинстве промышленных стран мира; на долю КЭС в СССР приходится 2/3 общей мощности всех тепловых электростанций страны. КЭС, работающие в энергосистемах Советского Союза, называют также ГРЭС. Первые КЭС, оборудованные паровыми машинами, появились в 80-х гг. 19 в. В начале 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 электрической мощности на КЭС СССР составил около 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 Назаровской 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 (двухвальные) мощностью 1300 Мвт устанавливаются (1972-73) на КЭС Камберленд (США). Основные технико-экономические 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 термодинамического цикла Ренкина, в котором 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 современной КЭС - 35-42% и определяется кпд усовершенствованного термодинамического цикла Ренкина (0,5-0,55), внутренний относительный кпд турбины (0,8-0,9), механический кпд турбины (0,98-0,99), кпд электрического генератора (0,98-0,99), кпд трубопроводов пара и воды (0,97-0,99), кпд котлоагрегата (0,9-0,94). Увеличение кпд КЭС достигается главным образом повышением начальных параметров (начальных давления и температуры) водяного пара, совершенствованием термодинамического цикла, а именно - применением промежуточного перегрева пара и регенеративного подогрева конденсата и питательной воды паром из отборов турбины. На КЭС по технико-экономическим основаниям применяют начальное давление пара докритическое 13-14, 16-17 или сверхкритическое 24-25 Мн/м2, начальную температуру свежего пара, а также после промежуточного перегрева 540-570 °С. В СССР и за рубежом созданы опытно-промышленные установки с начальными параметрами пара 30-35 Мн/м2 при 600-650 °С. Промежуточный перегрев пара применяют обычно одноступенчатый, на некоторых зарубежных КЭС сверхкритического давления - двухступенчатый. Число регенеративных отборов пара 7-9, конечная температура подогрева питательной воды 260-300 °С. Конечное давление отработавшего пара в конденсаторе турбины 0,003-0,005 Мн/м2.

Часть вырабатываемой электроэнергии потребляется вспомогательным оборудованием КЭС (насосами, вентиляторами, угольными мельницами и т. д.). Расход электроэнергии на собственные нужды пылеугольной КЭС составляет до 7%, газомазутной -до 5%. Значит, часть - около половины энергии на собственные нужды расходуется на привод питательных насосов. На крупных КЭС применяют паротурбинный привод; при этом расход электроэнергии на собственные нужды снижается. Различают кпд КЭС брутто (без учёта расхода на собственные нужды) и кпд КЭС нетто (с учётом расходов на собственные нужды). Энергетическими 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 - 10,2Мдж/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, температуры уходящих газов котлоагрегатов и т. д. производится на основе технико-экономических расчётов, учитывающих одновременно капиталовложения и эксплуатационные расходы (расчётные затраты).

Основное оборудование КЭС (котельные и турбинные агрегаты) размещают в главном корпусе, котлы и пылеприготовительную установку (на КЭС, сжигающих, например, уголь в виде пыли) - в котельном отделении, турбоагрегаты и их вспомогательное оборудование - в машинном зале электростанции. На КЭС устанавливают преимущественно по одному котлу на турбину. Котёл с турбоагрегатом и их вспомогательным оборудование образуют отдельную часть - моноблок электростанции.

Для турбин мощностью 150-1200 Мвт требуются котлы производительностью соответственно 500-3600 м/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 которой пар 113 котлов отводится в общую паровую магистраль, а из неё распределяется между турбинами.

Размеры главного 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 около 30 м, котельной - 50 м и более. Экономичность компоновки главного корпуса оценивают приближённо удельной кубатурой, равной на пылеугольной КЭС около 0,7-0,8 м3/квт, а на газомазутной - около 0,6-0,7 м3/квт. Часть вспомогательного оборудования котельной (дымососы, дутьевые вентиляторы, золоуловители, пылевые циклоны и сепараторы пыли системы

пылеприготовления) устанавливают вне здания, на открытом воздухе.

В условиях тёплого климата (например, на Кавказе, в Средней Азии, на Ю. США и др.), при отсутствии значительных атмосферных осадков, пылевых бурь и т. п., на КЭС, особенно газомазутных, применяют открытую компоновку оборудования. При этом над котлами устраивают навесы, турбоагрегаты защищают лёгкими укрытиями; вспомогательное оборудование турбоустановки размещают в закрытом конденсационном помещении. Удельная кубатура главного корпуса КЭС с открытой компоновкой снижается до 0,2-0,3 м3/квт, что удешевляет сооружение КЭС. В помещениях электростанции устанавливают мостовые краны и др. грузоподъёмные механизмы для монтажа и ремонта энергетического 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 технического водоснабжения и химводоочистки, топливного хозяйства, электрические 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 гидравлическим способом. На территории КЭС прокладывают ж. д. пути и автомобильные 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 отдаваемая КЭС ограничивается водными и топливными ресурсами, а также требованиями охраны природы: обеспечения нормальной чистоты воздушного и водного бассейнов. Выброс с продуктами сгорания топлива твёрдых частиц в воздух в районе действия КЭС ограничивают установкой совершенных золоуловителей (электрофильтров с кпд около 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 металлическими стволами внутри железобетонной оболочки или общего металлического каркаса. Управление многочисленным разнообразным оборудованием КЭС возможно только на основе комплексной автоматизации производственных процессов. Современные конденсационные турбины полностью автоматизированы. В котлоагрегате автоматизируется управление процессами горения топлива, питания котлоагрегата водой, поддержания температуры 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 вычислительные машины.

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.