Конденсационная электростанция (КЭС ) производит только электрическую энергию. Историческое название «ГРЭС» - государственная районная электростанция с течением времени потеряло свой первоначальный смысл («районная») и в современном понимании означает, как правило, конденсационную электростанцию (КЭС) большой мощности (тысячи МВт), работающую в объединённой энергосистеме совместно с другими крупными электростанциями.

Принцип работы (рис.5.2).В котел с помощью питательного насоса 13 подводится питательная вода под большим давлением, в топку котла 1 подаются топливо и атмосферный воздух для горения. При сжигании топлива его химическая энергия превращается в тепловую и лучистую энергию и передается питательной воде, которая нагревается до температуры кипения, кипит и переходит в пар. Питательная вода протекает по экранным трубам 2 внутри топки котла. Получаемый пар в пароперегревателе 3 котла перегревается выше температуры насыщения, примерно до 540 0 C, и с давлением 13–24МПа по одному или нескольким трубопроводам подаётся в паровую турбину 8. Паровая турбина, электрогенератор 9 и возбудитель составляют в целом турбоагрегат.

Рис. 5.2. Схема конденсационной паротурбинной электростанции: 1 - топка котельного агрегата; 2 - экранные трубы; 3 - пароперегреватель; 4 - барабан котла; 5 - промежуточный пароперегреватель; 6 - водяной экономайзер; 7 - воздухоподогреватель; 8 - паровая турбина; 9 - эдектрогенератор; 10 - конденсатор; 11 - конденсатный насос; 12 - регенеративный подогреватель питательной воды; 13 - питательный насос; 14 - вентилятор; 15 - золоуловитель; 16 - дымосос; 17 - дымовая труба

В паровой турбине пар попадает на рабочие лопатки турбины 8, расширяется до очень низкого давления (примерно в 30 раз меньше атмосферного). При расширении потенциальная энергия сжатого и нагретого до высокой температуры пара превращается в кинетическую энергию движения, а затем в механическую энергию вращения ротора турбины. Турбина приводит во вращательное движение электрогенератор, преобразующий энергию вращения ротора генератора в электрический ток.

Электрогенератор состоит из статора, в электрических обмотках которого генерируется ток, и ротора, представляющего собой вращающийся электромагнит, питание которого осуществляется от возбудителя.

Конденсатор турбины 10 служит для конденсации пара, отработавшего в турбине, и создания глубокого разрежения (вакуума) на выходе турбины. Благодаря этой особенности технологического процесса конденсационные электростанции получили своё название. Пар конденсируется до состояния воды путём теплообмена с охлаждающей водой, после чего при помощи насоса 11 конденсат по трубопроводу направляется обратно в котельный агрегат.

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.

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 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.

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