Конденсационная электростанция

Определение "Конденсационная электростанция" в Большой Советской Энциклопедии

Разрез главного корпуса электростанции

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.

Тепловая схема 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.
  Крупнейшие конденсационные электростанции мира<

Название электростанции	Год пуска	Электрическая мощность Гвт
		на 1973	полная (проектная)
Приднепровская (СССР)	1955	2,4	2,4
Змиёвская (СССР)	1960	2,4	2,4
Бурштынская (СССР)	1965	2,4	2,4
Конаковская (СССР)	1965	2,4	2,4
Криворожская № 2 (СССР)	1965	2,7	3,0
Новочеркасская (СССР)	1965	2,4	2,4
Заинская (СССР)	1966	2,4	2,4
Кармановская (СССР)	1968	1,8	3,4
Костромская (СССР)	1969	2,1	4,8
Запорожская (СССР)	1972	1,2	3,6
Сырдарьинская (СССР)	1972	0,3	4,4
Парадайс (США)	1969	2,55	2,55
Камберленд (США)	1973	—	2,6
Феррибридж С (Великобритания)	1966	2,5	2,5
Дрекс (Великобритания)	1970	2,1	4,2
Гавр (Франция)	1967	0,85	3,25
Поршвиль В (Франция)	1968	0,6	2,4
Фриммередорф—П (ФРГ)	1961	2,3	2,3
Специя (Италия)	1966	1,84	1,84

  Лит.: Гельтман А. Э., Будняцкий Д. М., Апатовский Л. Е., Блочные конденсационные электростанции большой мощности, М.—Л., 1964; Рыжкин В. Я., Тепловые электрические станции, М.—Л., 1967; Шредер К., Тепловые электростанции большой мощности, пер. с нем., т. 1—3, М.—Л., 1960—64: Скротцки Б.-Г., Вопат В.-А., Техника и экономика тепловых электростанций, пер. с англ., М.—Л., 1963.
  В. Я. Рыжкин.

I — кoтельное отделение; II — машинное отделение (машинный зал); III — береговая водонасосная установка; 1 — угольный склад; 2 — дробильная установка; 3 — водяной экономайзер; 4 — пароперегреватель; 5 — паровой котёл; 6 — топочная камера; 7 — пылеугольные горелки; 8 — паропровод от котла к турбине; 9 — барабанно-шаровая угольная мельница; 10 — бункер угольной пыли; 11 — бункер сырого угля; 12 — щит управления блоком электростанции; 13 — деаэратор; 14 — паровая турбина; 15 — электрический генератор; 16 — электрический повысительный трансформатор; 17 — паровые конденсаторы; 18 — трубопроводы охлаждающей воды; 19 — конденсатные насосы; 20 — регенеративные подогреватели низкого давления; 21 — питательный насос; 22 — регенеративные подогреватели высокого давления; 23 — дутьевой вентилятор; 24 — золоуловитель; 25 — шлак, зола; ЭЭ — электрическая энергия." href="/a_pictures/18/10/224617717.jpg">I — кoтельное отделение; II — машинное отделение (машинный зал); III — береговая водонасосная установка; 1 — угольный склад; 2 — дробильная установка; 3 — водяной экономайзер; 4 — пароперегреватель; 5 — паровой котёл; 6 — топочная камера; 7 — пылеугольные горелки; 8 — паропровод от котла к турбине; 9 — барабанно-шаровая угольная мельница; 10 — бункер угольной пыли; 11 — бункер сырого угля; 12 — щит управления блоком электростанции; 13 — деаэратор; 14 — паровая турбина; 15 — электрический генератор; 16 — электрический повысительный трансформатор; 17 — паровые конденсаторы; 18 — трубопроводы охлаждающей воды; 19 — конденсатные насосы; 20 — регенеративные подогреватели низкого давления; 21 — питательный насос; 22 — регенеративные подогреватели высокого давления; 23 — дутьевой вентилятор; 24 — золоуловитель; 25 — шлак, зола; ЭЭ — электрическая энергия." src="a_pictures/18/10/th_224617717.jpg">
Рис. 2. Пространственный вид (разрез) главного корпуса электростанции и связанных с ним устройств: I — кoтельное отделение; II — машинное отделение (машинный зал); III — береговая водонасосная установка; 1 — угольный склад; 2 — дробильная установка; 3 — водяной экономайзер; 4 — пароперегреватель; 5 — паровой котёл; 6 — топочная камера; 7 — пылеугольные горелки; 8 — паропровод от котла к турбине; 9 — барабанно-шаровая угольная мельница; 10 — бункер угольной пыли; 11 — бункер сырого угля; 12 — щит управления блоком электростанции; 13 — деаэратор; 14 — паровая турбина; 15 — электрический генератор; 16 — электрический повысительный трансформатор; 17 — паровые конденсаторы; 18 — трубопроводы охлаждающей воды; 19 — конденсатные насосы; 20 — регенеративные подогреватели низкого давления; 21 — питательный насос; 22 — регенеративные подогреватели высокого давления; 23 — дутьевой вентилятор; 24 — золоуловитель; 25 — шлак, зола; ЭЭ — электрическая энергия.