1 – электрический генератор; 2 – паровая турбина; 3 – пульт управления; 4 – деаэратор; 5 и 6 – бункеры; 7 – сепаратор; 8 – циклон; 9 – котел; 10 – поверхность нагрева (теплообменник); 11 – дымовая труба; 12 – дробильное помещение; 13 – склад резервного топлива; 14 – вагон; 15 – разгрузочное устройство; 16 – конвейер; 17 – дымосос; 18 – канал; 19 – золоуловитель; 20 – вентилятор; 21 – топка; 22 – мельница; 23 – насосная станция; 24 – источник воды; 25 – циркуляционный насос; 26 – регенеративный подогреватель высокого давления; 27 – питательный насос; 28 – конденсатор; 29 – установка химической очистки воды; 30 – повышающий трансформатор; 31 – регенеративный подогреватель низкого давления; 32 – конденсатный насос.

На схеме, представленной ниже, отображен состав основного оборудования тепловой электрической станции и взаимосвязь ее систем. По этой схеме можно проследить общую последовательность технологических процессов протекающих на ТЭС.

Обозначения на схеме ТЭС:

1. Топливное хозяйство;
2. подготовка топлива;
3. промежуточный пароперегреватель;
4. часть высокого давления (ЧВД или ЦВД);
5. часть низкого давления (ЧНД или ЦНД);
6. электрический генератор;
7. трансформатор собственных нужд;
8. трансформатор связи;
9. главное распределительное устройство;
10. конденсатный насос;
11. циркуляционный насос;
12. источник водоснабжения (например, река);
13. (ПНД);
14. водоподготовительная установка (ВПУ);
15. потребитель тепловой энергии;
16. насос обратного конденсата;
17. деаэратор;
18. питательный насос;
19. (ПВД);
20. шлакозолоудаление;
21. золоотвал;
22. дымосос (ДС);
23. дымовая труба;
24. дутьевой вентилятов (ДВ);
25. золоуловитель.

Описание технологической схемы ТЭС:

Обобщая все вышеописанное, получаем состав тепловой электростанции:

• топливное хозяйство и система подготовки топлива;
• котельная установка: совокупность самого котла и вспомогательного оборудования;
• турбинная установка: паровая турбина и ее вспомогательное оборудование;
• установка водоподготовки и конденсатоочистки;
• система технического водоснабжения;
• система золошлокоудаления (для ТЭС, работающих, на твердом топливе);
• электротехническое оборудование и система управления электрооборудованием.

Топливное хозяйство в зависимости от вида используемого на станции топлива включает приемно-разгрузочное устройство, транспортные механизмы, топливные склады твердого и жидкого топлива, устройства для предвари-тельной подготовки топлива (дробильные установки для угля). В состав ма-зутного хозяйства входят также насосы для перекачки мазута, подогреватели мазута, фильтры.

Подготовка твердого топлива к сжиганию состоит из размола и сушки его в пылеприготовительной установке, а подготовка мазута заключается в его подогреве, очистке от механических примесей, иногда в обработке спецприсадками. С газовым топливом все проще. Подготовка газового топлива сводится в основном к регулированию давления газа перед горелками котла.

Необходимый для горения топлива воздух подается в топочное пространство котла дутьевыми вентиляторами (ДВ). Продукты сгорания топлива — дымовые газы — отсасываются дымососами (ДС) и отводятся через дымовые трубы в атмосферу. Совокупность каналов (воздуховодов и газоходов) и различных элементов оборудования, по которым проходит воздух и дымовые газы, образует газовоздушный тракт тепловой электростанции (теплоцентрали). Входящие в его состав дымососы, дымовая труба и дутьевые вентиляторы составляют тягодутьевую установку. В зоне горения топлива входящие в его состав негорючие (минеральные) примеси претерпевают химико-физические превращения и удаляются из котла частично в виде шлака, а значительная их часть выносится дымовыми газами в виде мелких частиц золы. Для защиты атмосферного воздуха от выбросов золы перед дымососами (для предотвращения их золового износа) устанавливают золоуловители.

Шлак и уловленная зола удаляются обычно гидравлическим способом на золоотвалы.

При сжигании мазута и газа золоуловители не устанавливаются.

При сжигании топлива химически связанная энергия превращается в тепловую. В результате образуются продукты сгорания, которые в поверхностях нагрева котла отдают теплоту воде и образующемуся из нее пару.

Совокупность оборудования, отдельных его элементов, трубопроводов, по которым движутся вода и пар, образуют пароводяной тракт станции.

В котле вода нагревается до температуры насыщения, испаряется, а образующийся из кипящей котловой воды насыщенный пар перегревается. Из котла перегретый пар направляется по трубопроводам в турбину, где его тепловая энергия превращается в механическую, передаваемую на вал турбины. Отработавший в турбине пар поступает в конденсатор, отдает теплоту охлаждающей воде и конденсируется.

На современных ТЭС и ТЭЦ с агрегатами единичной мощностью 200 МВт и выше применяют промежуточный перегрев пара. В этом случае турбина имеет две части: часть высокого и часть низкого давления. Отработавший в части высокого давления турбины пар направляется в промежуточный перегреватель, где к нему дополнительно подводится теплота. Далее пар возвращается в турбину (в часть низкого давления) и из нее поступает в конденсатор. Промежуточный перегрев пара увеличивает КПД турбинной установки и повышает надежность ее работы.

Из конденсатора конденсат откачивается конденсационным насосом и, пройдя через подогреватели низкого давления (ПНД), поступает в деаэратор. Здесь он нагревается паром до температуры насыщения, при этом из него выделяются и удаляются в атмосферу кислород и углекислота для предотвращения коррозии оборудования. Деаэрированная вода, называемая питательной, насосом подается через подогреватели высокого давления (ПВД) в котел.

Конденсат в ПНД и деаэраторе, а также питательная вода в ПВД подогреваются паром, отбираемым из турбины. Такой способ подогрева означает возврат (регенерацию) теплоты в цикл и называется регенеративным подогревом. Благодаря ему уменьшается поступление пара в конденсатор, а следовательно, и количество теплоты, передаваемой охлаждающей воде, что приводит к повышению КПД паротурбинной установки.

Совокупность элементов, обеспечивающих конденсаторы охлаждающей водой, называется системой технического водоснабжения. К ней относятся: источник водоснабжения (река, водохранилище, башенный охладитель — градирня), циркуляционный насос, подводящие и отводящие водоводы. В конденсаторе охлаждаемой воде передается примерно 55% теплоты пара, поступающего в турбину; эта часть теплоты не используется для выработки электроэнергии и бесполезно пропадает.

Эти потери значительно уменьшаются, если отбирать из турбины частично отработавший пар и его теплоту использовать для технологических нужд промышленных предприятий или подогрева воды на отопление и горячее водоснабжение. Таким образом, станция становится теплоэлектроцентралью (ТЭЦ), обеспечивающей комбинированную выработку электрической и тепловой энергии. На ТЭЦ устанавливаются специальные турбины с отбором пара — так называемые теплофикационные. Конденсат пара, отданного тепловому потребителю, возвращается на ТЭЦ насосом обратного конденсата.

На ТЭС существуют внутренние потери пара и конденсата, обусловленные неполной герметичностью пароводяного тракта, а также невозвратным расходом пара и конденсата на технические нужды станции. Они составляют приблизительно 1 — 1,5% от общего расхода пара на турбины.

На ТЭЦ могут быть и внешние потери пара и конденсата, связанные с отпуском теплоты промышленным потребителям. В среднем они составляют 35 — 50%. Внутренние и внешние потери пара и конденсата восполняются предварительно обработанной в водоподготавливающей установке добавочной водой.

Таким образом, питательная вода котлов представляет собой смесь турбинного конденсата и добавочной воды.

Электротехническое хозяйство станции включает электрический генератор, трансформатор связи, главное распределительное устройство, систему электроснабжения собственных механизмов электростанции через трансформатор собственных нужд.

Система управления осуществляет сбор и обработку информации о ходе технологического процесса и состоянии оборудования, автоматическое и дистанционное управление механизмами и регулирование основных процессов, автоматическую защиту оборудования.

Технологический процесс преобразования исходного сырья (топлива) в конечный продукт (электричество) отражается на технологических схемах электростанций.

Технологическая схема ТЭС, работающей на углях , показана на рисунке 3.4. Она представляет собой сложный комплекс взаимосвязанных трактов и систем: систему пылеприготовления; систему топливоподачи и розжига топлива (топливный тракт); систему шлакозолоудаление; газовоздушный тракт; систему пароводяного тракта, включающую в себя пароводяной котел и турбинную установку; систему приготовления и подачи добавочной воды на восполнение потерь питательной воды; систему технического водоснабжения, обеспечивающую охлаждение пара; систему сетевых водоподогревательных установок; электроэнергетическую систему, включающую синхронный генератор, повышающий трансформатор, высоковольтное распредустройство и др.

Ниже дана краткая характеристика основных систем и трактов технологической схемы ТЭС на примере ТЭЦ, работающей на угле.

Рис. 3.3. Технологическая схема пылеугольной электростанции

1. Система пылеприготовления. Топливный тракт . Доставка твердого топлива осуществляется по железной дороге в специальных полувагонах 1 (см. рис. 3.4). Полувагоны с углем взвешивают на железнодорожных весах. В зимнее время полувагоны с углем пропускают через размораживающий тепляк, в котором осуществляется подогрев стенок полувагона подогретым воздухом. Далее полувагон заталкивается в разгрузочное устройство – вагоноопрокидыватель 2 , в котором он поворачивается вокруг продольной оси на угол около 180 0 ; уголь сбрасывается на решетки, перекрывающие приемные бункера. Уголь из бункеров подается питателями на транспортер 4 , по которому он поступает либо на угольный склад 3 , либо через дробильное отделение 5 в бункера сырого угля котельной 6 , в которые может также доставляться с угольного склада.

Из дробильной установки топливо поступает в бункер сырого угля 6 , а оттуда через питатели – в пылеугольные мельницы 7 . Угольная пыль пневматически транспортируется через сепаратор 8 и циклон 9 в бункер угольной пыли 10 , а оттуда питателями 11 подается к горелкам. Воздух из циклона засасывается мельничным вентилятором 12 и подается в топочную камеру котла 13 .

Весь этот топливный тракт вместе с угольным складом относится к системе топливоподачи, которую обслуживает персонал топливно–транспортного цеха ТЭС.

Пылеугольные котлы обязательно имеют также растопочное топливо, обычно мазут. Мазут доставляется в железнодорожных цистернах, в которых он перед сливом разогревается паром. С помощью насосов первого и второго подъема он подается к мазутным форсункам. Растопочным топливом может быть также природный газ, поступающий из газопровода через газорегулировочный пункт к газовым горелкам.

На ТЭС, сжигающих газомазутное топливо, топливное хозяйство значительно упрощается по сравнению с пылеугольными ТЭС. Становятся ненужными угольный склад, дробильное отделение, система транспортера, бункера сырого угля и пыли, а также системы золоулавливания и золошлакоудаления.

2. Газовоздушный тракт. Система шлакозолоудаления. Воздух, необходимый для горения, подается в воздухоподо–

греватели парового котла дутьевым вентилятором 14 . Забирается воздух обычно из верхней части котельной и (при паровых котлах большой производительности) снаружи котельного отделения.

Газы, образующиеся при горении в топочной камере, после выхода из нее проходят последовательно газоходы котельной установки, где в пароперегревателе (первичном и вторичном, если осуществляется цикл с промежуточным перегревом пара) и водяном экономайзере отдают теплоту рабочему телу, а воздухоподогревателе – подаваемому в паровой котел воздуху. Затем в золоуловителях (электрофильтрах) 15 газы очищаются от летучей золы и через дымовую трубу 17 дымососами 16 выбрасываются в атмосферу.

Шлак и зола, выпадающие под топочной камерой, воздухоподогревателем и золоуловителями, смываются водой и по каналам поступают к багерным насосам 33 , которые перекачивают их в золоотвалы.

3. Пароводяной тракт. Перегретый в пароперегревателе пар от парового котла 13 по паропроводам и системе сопел поступает к турбине 22 .

Конденсат из конденсатора 23 турбины подается конденсатными насосами 24 через регенеративные подогреватели низкого давления 18 в деаэратор 20 , в котором вода доводится до кипения; при этом она освобождается от растворенных в ней агрессивных газов О 2 и СО 2 , что предотвращает коррозию в пароводяном тракте. Из деаэратора вода подается питательными насосами 21 через подогреватели высокого давления 19 в экономайзер котла, обеспечивая предварительный нагрев воды и существенно повышая КПД ТЭС.

Пароводяной тракт ТЭС является наиболее сложным и ответственным, поскольку в этом тракте имеют место наиболее высокие температуры металла и наиболее высокие давления пара и воды.

Для обеспечения функционирования пароводяного тракта необходимы система приготовления и подачи добавочной воды на восполнение потерь рабочего тела, а также система технического водоснабжения ТЭС для подачи охлаждающей воды в конденсатор турбины.

4. Система приготовления и подачи добавочной воды. Добавочная вода получается в результате химической очистки сырой воды, осуществляемой в специальных ионообменных фильтрах химводоочистки.

Потери пара и конденсата вследствие утечек в пароводяном тракте восполняются в данной схеме химически обессоленной водой, которая подается из бака обессоленной воды перекачивающим насосом в линию конденсата за конденсатором турбины.

Устройства для химической обработки добавочной воды находятся в химическом цехе 28 (цехе химводоочистки).

5. Система охлаждения пара. Охлаждающая вода подается в конденсатор из приемного колодца водоснабжения 26 циркуляционными насосами 25 . Подогретая в конденсаторе охлаждающая вода сбрасывается в сборный колодец 27 того же источника воды на некотором расстоянии от места забора, достаточном для того, чтобы подогретая вода не подмешивалась к забираемой.

Во многих технологических схемах ТЭС охлаждающая вода прокачивается через трубки конденсатора циркуляционными насосами 25 и затем поступает в башенный охладитель (градирню), где за счет испарения вода охлаждается на тот же перепад температур, на который она нагрелась в конденсаторе. Система водоснабжения с градирнями применяется преимущественно на ТЭЦ. На КЭС применяется система водоснабжения с прудами–охладителями. При испарительном охлаждении воды выпар примерно равен количеству конденсирующегося в конденсаторах турбин пара. Поэтому требуется подпитка систем водоснабжения, обычно водой из реки.

6. Система сетевых водоподогревательных установок. В схемах может быть предусмотрена небольшая сетевая подогревательная установка для теплофикации электростанции и прилегающего поселка. К сетевым подогревателям 29 этой установки пар поступает от отборов турбины, конденсат отводится по линии 31 . Сетевая вода подводится к подогревателю и отводится от него по трубопроводам 30 .

7. Электроэнергетическая система. Электрический генератор, вращаемый паровой турбиной, вырабатывает переменный электрический ток, который через повышающий трансформатор идет на сборные шины открытого распределительного устройства (ОРУ) ТЭС. К выводам генератора через трансформатор собственных нужд присоединены также шины системы собственных нужд. Таким образом, потребители собственных нужд энергоблока (электродвигатели агрегатов собственных нужд – насосов, вентиляторов, мельниц и т.п.) питаются от генератора энергоблока. Для снабжения электроэнергией электродвигателей, осветительных устройств и приборов электростанции имеется электрическое распределительное устройство собственных нужд 32 .

В особых случаях (аварийные ситуации, сброс нагрузки, пуск и остановы) питание собственных нужд обеспечивается через резервный трансформатор шин ОРУ. Надежное электропитание электродвигателей агрегатов собственных нужд обеспечивает надежность функционирования энергоблоков и ТЭС в целом. Нарушение электропитания собственных нужд приводит к отказам и авариям.

Принципиальное отличие технологической схемы газотурбинной энергетической установки (ГТУ) от паротурбинной заключается в том, что в ГТУ химическая энергия топлива превращается в механическую в одном агрегате – газовой турбине, вследствие чего отпадает необходимость в паровом котле.

Газотурбинная установка (рис. 3.5) состоит из камеры сгорания КС, газовой турбины ГТ, воздушного компрессора К и электрического генератора Г. Компрессор К засасывает атмосферный воздух, сжимает его в среднем до 6–10 кг/см 2 и подает в камеру сгорания КС. В камеру сгорания попадает и топливо (например, соляровое масло, природный или промышленный газ), которое сгорает в среде сжатого воздуха.

Рис. 3.4. Упрощенная технологическая схема газотурбинной

электростанции на жидком или газовом топливе: Т – топливо; В –

воздух; КС – камера сгорания; ГТ – газовая турбина; К – воздушный компрессор; Г – электрический генератор

Горячие газы с температурой 600–800 °С из камеры сгорания поступают в газовую турбину ГТ. Проходя через турбину, они расширяются до атмосферного давления и, двигаясь с большой скоростью между лопатками, вращают вал турбины. Отработавшие газы через выхлопную трубу уходят в атмосферу. Значительная часть мощности газовой турбины затрачивается на вращение компрессора и других вспомогательных устройств.

Основными преимуществами газотурбинных установок по сравнению с паротурбинными являются:

1) отсутствие котельной установки и химводоочистки;

2) значительно меньшая потребность в охлаждающей воде, что дает возможность применять ГТУ в районах с ограниченными водными ресурсами;

3) значительно меньшее количество эксплуатационного персонала;

4) быстрый пуск в ход;

5) более низкая стоимость вырабатываемой электроэнергии.

Компоновочные схемы ТЭС

ТЭС по типу (структуре) тепловой схемы подразделяются на блочные и неблочные.

При блочной схеме все основное и вспомогательное оборудование установки не имеет технологических связей с оборудованием другой установки электростанции. На электростанциях на органическом топливе к каждой турбине пар подводится только от одного или двух соединенных с ней котлов. Паротурбинную установку, турбина которой питается паром от одного парового котла, называют моноблоком , при наличии двух котлов на одну турбину – дубль–блоком.

При неблочной схеме ТЭС пар от всех паровых котлов поступает в общую магистраль и лишь оттуда распределяется по отдельным турбинам. В ряде случаев имеется возможность направлять пар непосредственно от паровых котлов к турбинам, однако общая соединительная магистраль при этом сохраняется, поэтому всегда можно использовать пар от всех котлов для питания любой турбины. Линии, по которым вода подается в паровые котлы (питательные трубопроводы), также имеют поперечные связи.

Блочные ТЭС дешевле неблочных, так как упрощается схема трубопроводов, сокращается количество арматуры. Управлять отдельными агрегатами на такой станции проще, установки блочного типа легче автоматизировать. В эксплуатации работа одного блока не отражается на соседних блоках. При расширении электростанции последующий блок может иметь другую мощность и работать на новых параметрах. Это дает возможность на расширяемой станции устанавливать более мощное оборудование с более высокими параметрами, т.е. позволяет совершенствовать оборудование и повышать технико–экономические показатели электростанции. Процессы наладки нового оборудования при этом не отражаются на работе ранее установленных агрегатов. Однако для нормальной эксплуатации блочных ТЭС надежность их оборудования должна быть значительно выше, чем на неблочных. В блоках нет резервных паровых котлов; если возможная производительность котла выше необходимого для данной турбины расхода, часть пара (так называемый скрытый резерв, который широко используется на неблочных ТЭС) здесь нельзя перепустить на другую установку. Для паротурбинных установок с промежуточным перегревом пара блочная схема является практически единственно возможной, так как неблочная схема станции в этом случае окажется чрезмерно сложной.

В нашей стране паротурбинные установки ТЭС без регулируемых отборов пара с начальным давлением P 0 ≤8,8 МПа и установки с регулируемыми отборами при P 0 ≤12,7 МПа, работающие по циклам без промежуточного перегрева пара, строятся неблочными. При более высоких давлениях (на КЭС при P 0 ≥12,7 МПа, а на ТЭЦ при P 0 = 23,5 МПа) все паротурбинные агрегаты работают по циклам с промежуточным перегревом, и станции с такими установками строят блочными.

В главном здании (главном корпусе) размещают основное и вспомогательное оборудование, непосредственно используемое в технологическом процессе электростанции. Взаимное расположение оборудования и строительных конструкций называют компоновкой главного здания электростанции .

Главное здание электростанции обычно состоит из машинного зала, котельной (с бункерным отделением при работе на твердом топливе) или реакторного отделения на АЭС и деаэраторного помещения. В машинном зале наряду с основным оборудованием (прежде всего, турбоагрегатами) размещают: конденсатные насосы, регенеративные подогреватели низкого и высокого давления, питательные насосные установки, испарители, паропреобразователи, сетевые подогреватели (на ТЭЦ), вспомогательные подогреватели и другие теплообменники.

В условиях теплого климата (например, на Кавказе, в Средней Азии 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 легкими укрытиями; вспомогательное оборудование турбоустановки размещают в закрытом конденсационном помещении. Удельная кубатура главного 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 другие грузоподъемные механизмы для монтажа и ремонта энергетического оборудования.

На рис. 3.6. приведена компоновочная схема энергоблока пылеугольной электростанции: I – помещение парогенераторов; II – машинный зал, III – насосная станция охлаждающей воды; 1 – разгрузочное устройство; 2 – дробильная установка; 3 – водяной экономайзер и воздухоподогреватель; 4 – пароперегреватели; 5 , 6 – топочная камера; 7 – пылеугольные горелки; 8 –парогенератор; 9 – мельничный вентилятор; 10 – бункер угольной пыли; 11 – питатели пыли; 12 – трубопроводы па­ра промежуточного перегрева; 13 – деаэратор; 14 – паровая турбина; 15 – электрический генератор; 16 – повышаю­щий электрический трансформатор; 17 – конденсатор; 18 – подающие и сливные трубопроводы охлаждающей воды; 19 – конденсатные насосы; 20 – регенеративные ПНД; 21 – питательный насос; 22 – регенеративные ПВД; 23 – дутьевой вентилятор; 24 – золоуловитель; 25 – шлакосмывные и золосмывные каналы; ЭЭ – электроэнергия высокого напряжения.

На рис. 3.7 приведена упрощенная компоновочная схема газомазутной электростанции мощностью 2400 МВт с указанием размещения только основного и части вспомогательного оборудования, а также габаритов сооружений (м): 1 – котельное отделение; 2 –турбинное отделение; 3 – конденсаторное отделение; 4 – генераторное отделение; 5 – деаэраторное отделение; 6 – дутьевой вентилятор; 7 – регенеративные воздухоподогреватели; 8 – распредустройство собственных нужд (РУСН); 9 – дымовая труба.

Рис. 3.7. Компоновка главного корпуса газомазутной

электростанции мощностью 2400 МВт

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. Котел с турбоагрегатом и их вспомогательным оборудованием образуют отдельную часть – моноблок электростанции.

Для турбин мощностью 150–1200 МВт требуются котлы производительностью соответственно 500–3600 м 3 /ч пара. Ранее на ГРЭС применяли по два котла на турбину, т.е. дубль–блоки. На КЭС без промежуточного перегрева пара с турбоагрегатами мощностью 100 МВт и меньше применяли неблочную централизованную схему, при которой пар из котлов отводится в общую паровую магистраль, а из нее распределяется между турбинами.

Размеры главного корпуса зависят от мощности размещаемого в нем оборудования: длина одного блока 30–100 м, ширина 70–100 м. Высота машинного зала около 30 м, котельной – 50 ми более. Экономичность компоновки главного корпуса оценивают приближенно удельной кубатурой, равной на пылеугольной КЭС около 0,7–0,8 м 3 /кВт, а на газомазутной – около 0,6–0,7 м 3 /кВт. Часть вспомогательного оборудования котельной (дымососы, дутьевые вентиляторы, золоуловители, пылевые циклоны и сепараторы пыли системы пылеприготовления) часто устанавливают вне здания, на открытом воздухе.

КЭС сооружают непосредственно у источников водоснабжения (река, озеро, море); часто рядом с КЭС создают водохранилище (пруд). 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 подается обычно железнодорожными составами. Золу и шлаки из топочной камеры и золоуловителей удаляют гидравлическим способом. На территории КЭС прокладывают железнодорожные 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 других условий, 25–70 га.

Крупные пылеугольные КЭС в России обслуживаются персоналом из расчета 1 человек на каждые 3 МВт мощности (примерно 1000 чел. на КЭС мощностью 3000 МВт); кроме того, необходим ремонтный персонал.

Мощность КЭС зависит от водных и топливных ресурсов, а также требований охраны природы: обеспечения нормальной чистоты воздушного и водного бассейнов. Выбросы с продуктами сгорания топлива в виде твердых частиц в воздух в районе действия КЭС ограничиваются установкой совершенных золоуловителей (электрофильтров с КПД около 99 %). Оставшиеся примеси, окислы серы и азота рассеиваются с помощью высоких дымовых труб, которые сооружаются 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 автоматизировано управление процессами горения топлива, питания котлоагрегата водой, поддержания температуры перегрева пара и т.д. Автоматизированы и другие процессы КЭС: поддержание заданных режимов эксплуатации, пуск и остановка блоков, защита оборудования при ненормальных и аварийных режимах.

Гидравлические электростанции (ГЭС) и гидроаккумулирующие (ГАЭС), использующие энергию падающей воды

Атомные электростанции (АЭС), использующие энергию ядерного распада

Дизельные электростанции (ДЭС)

ТЭС с газотурбинными (ГТУ) и парогазовыми установками (ПГУ)

Солнечные электростанции (СЭС)

Ветровые электростанции (ВЭС)

Геотермальные электростанции (ГЕОТЭС)

Приливные электростанции (ПЭС)

Наиболее часто в современной энергетике выделяют традиционную и нетрадиционную энергетики.

Традиционную энергетику главным образом разделяют на электроэнергетику и теплоэнергетику.

Наиболее удобный вид энергии - электрическая, которая может считаться основой цивилизации. Преобразование первичной энергии в электрическую производится на электростанциях.

В нашей стране производится и потребляется огромное количество электроэнергии. Она почти полностью вырабатывается тремя основными типами электростанций: тепловыми, атомными и гидроэлектростанциями.

Примерно 70% мировой электроэнергии вырабатывают на ТЭС. Они делятся на конденсационные тепловые электростанции (КЭС), вырабатывающие только электроэнергию, и теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), которые производят электроэнергию и теплоту.

В России около 75% энергии производится на тепловых электростанциях. ТЭС строят в районах добычи топлива или в районах потребления энергии. ГЭС выгодно строить на полноводных горных реках. Поэтому наиболее крупные ГЭС построены на сибирских реках. Енисее, Ангаре. Но также построены каскады ГЭС и на равнинных реках: Волге, Каме.

АЭС построены в районах, где потребляется много энергии, а других энергоресурсов не хватает (в западной части страны).

Основным типом электростанций в России являются тепловые (ТЭС). Эти установки вырабатывают примерно 67% электроэнергии России. На их размещение влияют топливный и потребительский факторы. Наиболее мощные электростанции располагаются в местах добычи топлива. ТЭС, использующие калорийное, транспортабельное топливо, ориентированы на потребителей.

Рис.1. Принципиальная схема тепловой электростанции

Принципиальная схема тепловой электростанции представлена на рис.1. Стоит иметь в виду, что в ее конструкции может быть предусмотрено несколько контуров - теплоноситель от тепловыделяющего реактора может не идти сразу на турбину, а отдать свое тепло в теплообменнике теплоносителю следующего контура, который уже может поступать на турбину, а может дальше передавать свою энергию следующему контуру. Также в любой электростанции предусмотрена система охлаждения отработавшего теплоносителя, чтобы довести температуру теплоносителя до необходимого для повторного цикла значения. Если поблизости от электростанции есть населенный пункт, то это достигается путем использования тепла отработавшего теплоносителя для нагрева воды для отопления домов или горячего водоснабжения, а если нет, то излишнее тепло отработавшего теплоносителя просто сбрасывается в атмосферу в градирнях. Конденсатором отработавшего пара на неатомных электростанциях чаще всего служат именно градирни.

Основное оборудование ТЭС - котел-парогенератор, турбина, генератор, конденсатор пара, циркуляционный насос.

В котле парогенератора при сжигании топлива выделяется тепловая энергия, которая преобразуется в энергию водяного пара. В турбине энергия водяного пара превращается в механическую энергию вращения. Генератор превращает механическую энергию вращения в электрическую. Схема ТЭЦ отличается тем, что по ней, помимо электрической энергии, вырабатывается и тепловая путем отвода части пара и нагрева с его помощью воды, подаваемой в тепловые магистрали.

Есть ТЭС с газотурбинными установками. Рабочее тело и них - газ с воздухом. Газ выделяется при сгорании органического топлива и смешивается с нагретым воздухом. Газовоздушная смесь при 750-770°С подается в турбину, которая вращает генератор. ТЭС с газотурбинными установками более маневренна, легко пускается, останавливается, регулируется. Но их мощность в 5-8 раз меньше паровых.

Процесс производства электроэнергии на ТЭС можно разделить на три цикла: химический - процесс горения, в результате которого теплота передается пару; механический - тепловая энергия пара превращается в энергию вращения; электрический - механическая энергия превращается в электрическую.

Общий КПД ТЭС состоит из произведения КПД (η) циклов:

КПД идеального механического цикла определяется так называемым циклом Карно:

где T 1 и Т 2 - температура пара на входе и выходе паровой турбины.

На современных ТЭС Т 1 =550°С (823°К), Т 2 =23°С (296°К).

Практически с учетом потерь η тэс =36-39%. Из-за более полного использования тепловой энергии КПД ТЭЦ = 60-65%.

Атомная электростанция отличается от ТЭС тем, что котел заменен ядерным реактором. Теплота ядерной реакции используется для получения пара.

Первичной энергией на АЭС является внутренняя ядерная энергия, которая при делении ядра выделяется в виде колоссальной кинетической энергии, которая, в свою очередь, превращается в тепловую. Установка, где идут эти превращения, называется реактором.

Через активную зону реактора проходит вещество теплоноситель, которое служит для отвода тепла (вода, инертные газы и т.д.). Теплоноситель уносит тепло в парогенератор, отдавая его воде. Образующийся водяной пар поступает в турбину. Регулирование мощности реактора производится с помощью специальных стержней. Они вводятся в активную зону и изменяют поток нейтронов, а значит, и интенсивность ядерной реакции.

Природное ядерное горючее атомной электрической станции - уран. Для биологической защиты от радиации используется слой бетона в несколько метров толщиной.

При сжигании 1 кг каменного угля можно получить 8 кВт-ч электроэнергии, а при расходе 1 кг ядерного топлива вырабатывается 23 млн. кВтч электроэнергии.

Более 2000 лет человечество использует водную энергию Земли. Теперь энергия воды используется на гидроэнергетических установках (ГЭУ) трех видов:

• гидравлические электростанции (ГЭС);
• приливные электростанции (ПЭС), использующие энергию приливов и отливов морей и океанов;
• гидроаккумулирующие станции (ГАЭС), накапливающие и использующие энергию водоемов и озер.

Гидроэнергетические ресурсы в турбине ГЭУ преобразуются в механическую энергию, которая в генераторе превращается в электрическую.

Таким образом, основными источниками энергии являются твердое топливо, нефть, газ, вода, энергия распада ядер урана и других радиоактивных веществ.



Технологическая схема тепловой электростанции отражает состав и взаимосвязь ее технологических систем, общую последовательность проте­кающих в них процессов. На рис. 11 показана принципиальная схема конденсационной тепловой электростанции на твердом топливе .

В состав тепловой электростанции входят: топливное хозяйство и система подготовки топлива к сжиганию; котельная установка – совокупность котла и вспомогательного оборудования (состоит из собственно котла, топочного устройства, пароперегревателя, водяного экономайзера, воздухоподогревателя, каркаса, обмуровки, арматуры, котельно-вспомогательного оборудования и трубопроводов); турбинная установка – совокупность турбины и вспомогательного оборудования; установки водоподготовки и конденсатоочистки; система технического водоснабжения, система золошлакоудаления; электротехническое хозяйство; система управления энергооборудованием.

Топливное хозяйство включает приемно-разгрузочные устройства, транспортные механизмы, топливные склады твердого и жидкого топлива, устройства для предварительной подготовки топлива (дробильные установки для угля). В состав мазутного хозяйства входят также насосы для перекачки мазута и подогреватели.

Подготовка твердого топлива к сжиганию состоит в размоле и сушке его в пылеприготовительной установке, а подготовка мазута заключается в его подогреве, очистке от механических примесей, иногда – в обработке спе­циальными присадками. Подготовка газового топлива сводится в основном к регулированию давления газа перед поступлением его в котел.

Необходимый для горения топлива воздух подается в котел дутьевыми вентиляторами. Продукты сгорания топлива – дымовые газы отсасываются дымососами и выводятся через дымовые трубы в атмосферу. Совокупность каналов (воздуховодов и газоходов) и различных элементов оборудования, по которым проходят воздух и дымовые газы, образуют газо-

воздушный тракт тепловой электростанции. Входящие в его состав дымососы, дымовая труба и дутьевые вентиляторы составляют тягодутьевую установку. В зоне горения топлива входящие в его состав негорючие (минеральные) примеси претерпевают физико-химические превращения и удаляются из котла частично в виде шлака, а значительная их часть уносится дымовыми газами в виде мелких частиц золы. Для защиты атмосферного воздуха от выбросов золы перед дымососами (для предотвращения их золового износа) устанавливают золоуловители.

Шлак и уловленная зола удаляются обычно гидравлическим способом за пределы территории электростанции на золоотвалы. При сжигании мазута и газа золоуловители не устанавливаются.

При сжигании топлива химически связанная энергия превращается в тепловую, образуются продукты сгорания, которые в по­верхностях нагрева котла отдают теплоту воде и образующемуся из нее пару.

Совокупность оборудования, его отдельных элементов, трубопроводов, по которым движутся вода и пар, образует водопаровой тракт станции .

В котле вода нагревается до температуры насыщения, испаряется, а образовавшийся из кипящей (котловой) воды насыщенный пар перегревается. Далее перегретый пар направляется по трубопроводам в турбину, где его тепловая энергия превращается в механическую, передаваемую валу турбины. Отработанный в турбине пар поступает в конденсатор, отдает теплоту охлаждающей воде и конденсируется.

Из конденсатора преобразовавшийся в воду пар откачивается конденсатным насосом и, пройдя через подогреватели низкого давления (ПНД), поступает в деаэра­тор. Здесь вода нагревается паром до температуры насыщения, при этом происходит удаление в атмосферу кислорода и других газов для предотвращения коррозии оборудования. Из деаэратора вода, называемая питательной , питательным насосом прокачивается через подогреватели высокого давления (ПВД) и подается в котел.

Конденсат в ПНД и деаэраторе, а также питательная вода в ПВД по­догреваются паром, отбираемым из турбины. Такой способ подогрева озна­чает возврат (регенерацию) теплоты в цикл и называется регенеративным подогревом . Благодаря ему сокращается поступление пара в конденсатор, а следовательно, и количество теплоты, передаваемой охлаждающей воде, что приводит к повышению КПД паротурбинной установки.

Совокупность элементов, обеспечивающих конденсаторы охлаждаю­щей водой, называют системой технического водоснабжения . К ней относятся источник водоснабжения (река, водохранилище, башенный охладитель – градирня), циркуляционный насос, подводящие и отводящие водоводы. В конденсаторе охлаждающей воде передается около 55 % теплоты пара, поступающего турбину; эта часть теплоты не используется для выработки электроэнергии и бесполезно теряется.

Данные потери значительно уменьшатся, если отбирать из турбины час­тично отработанный пар и его тепло использовать для технологических нужд промышленных предприятий или для подогрева воды на отопление. Таким образом, станция становится теплоэлектроцентралью (ТЭЦ), обеспечивающей комбинированную выработку электрической и тепловой энергии. На ТЭЦ устанавливаются специальные турбины с отборами пара – так называемые теплофикационные. Конденсат пара, отданного тепловому потребителю, подается на ТЭЦ насосом обратного конденсата.

На ТЭЦ могут быть и внешние потери пара и конденсата , связанные с отпуском теплоты промышленным потребителям. В среднем они равны 35 – 50 %. Внутренние и внешние потери пара и конденсата восполняются предварительно обработанной в водоподготовительной установке добавочной водой.

На ТЭС происходят внутренние потери конденсата и пара , обуслов­ленные неполной герметичностью водопарового тракта, а также безвозвратным расходом пара и конденсата на технические нужды станции. Они составляют небольшую долю общего расхода пара на турбины (около 1 – 1,5 %).

Таким образом, питательная вода котлов представляет собой смесь турбинного конденсата и добавочной воды.

Электротехническое хозяйство станции включает электрический генератор, трансформатор связи, главное распределительное устройство, систему электроснабжения собственных механизмов электростанции через трансформатор собственных нужд.

Система управления энергооборудованием на тепловых электростан­циях осуществляет сбор и обработку информации о ходе технологического процесса и состояния оборудования, автоматическое и дистанционное управление механизмами и регулирование основных процессов, автоматическую защиту оборудования.

Контрольные вопросы к главе 3

1. Какие типы электростанций вы знаете?

2. В чем отличие тепловых электрических станций от атомных?

3. Какие вы знаете способы преобразования тепловой энергии в механическую?

4. В чем отличие котельной установки от турбинной?

5. Дайте определения тягодутьевой установки и водопарового тракта станции.

6. Что такое питательная вода котлов?

7. Что такое система технического водоснабжения?

8. В чем отличие внешних потерь от внутренние потерь конденсата и пара?

ПОДГОТОВКА ВОДЫ

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Устройства для химической обработки добавочной воды находятся в химическом цехе.

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

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

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

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

Контроль и управление работой тепловой станции осуществляются с пульта управления.

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

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

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

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

Компоновка главного здания электростанции

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

В проекте принято поперечное расположение турбин.

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

Общие принципы размещения площадок и генплан

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Схемы электрических соединений собственных нужд

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Техническое водоснабжение.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Топливное хозяйство электростанций

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

На организацию управления энергооборудованием большое влияние оказывает уровень автоматизации ТЭС.

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

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

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

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

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

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

На ТЭС применяется сигнализация двух назначений: технологическая и аварийная.

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

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

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

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

Дальнейшим развитием группового управления являются иерархические системы управления функциональными группами.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Очистка дымовых газов, золошлакоудаление

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

		Мощность блока номинальная, MВт	Давление пара, МПа	Температура рабочего пара,	Температура пара перегревателя RH1, °C	Температура пара перегре- вателя RH2,	Номиналь- ный к.п.д., %
Голландия
Финляндия
Германия
Германия

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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