тепловая паротурбинная электростанция, назначение которой — производство электрической энергии с использованием конденсационных турбин (См. Конденсационная турбина). На КЭС применяется органическое топливо: твердое топливо, преимущественно уголь разных сортов в пылевидном состоянии, газ, мазут и т. п. Тепло, выделяемое при сжигании топлива, передаётся в котельном агрегате (парогенераторе) рабочему телу, обычно — водяному пару. КЭС, работающую на ядерном горючем, называют атомной электростанцией (См. Атомная электростанция) (АЭС) или конденсационной АЭС (АКЭС). Тепловая энергия водяного пара преобразуется в конденсационной турбине в механическую энергию, а последняя в электрическом генераторе — в электрическую энергию. Отработавший в турбине пар конденсируется, конденсат пара перекачивается сначала конденсатным, а затем питательным насосами в паровой котёл (котлоагрегат, парогенератор). Таким образом создаётся замкнутый пароводяной тракт: паровой котёл с пароперегревателем — паропроводы от котла к турбине — турбина — конденсатор — конденсатный и питательные насосы — трубопроводы питательной воды — паровой котёл. Схема пароводяного тракта является основной технологической схемой паротурбинной электростанции и носит название тепловой схемы КЭС.
Для конденсации отработавшего пара требуется большое количество охлаждающей воды с температурой 10—20°С(около 10м3/секдля турбин мощностью 300Мвт). КЭС являются основным источником электроэнергии в СССР и большинстве промышленных стран мира; на долю КЭС в СССР приходится2/3общей мощности всех тепловых электростанций страны. КЭС, работающие в энергосистемах Советского Союза, называют также ГРЭС.
Первые КЭС, оборудованные паровыми машинами, появились в 80-х гг.19 в. В начале 20 в. КЭС стали оснащать паровыми турбинами. В 1913 в России мощность всех КЭС составляла 1,1Гвт.Строительство крупных КЭС (ГРЭС) началось в соответствии с планом ГОЭЛРО; Каширская ГРЭС и Шатурская электростанция им. В. И. Ленина были первенцами электрификации СССР. В 1972 мощность КЭС в СССР составила уже 95Гвт.Прирост электрической мощности на КЭС СССР составил около 8Гвтза год. Возросла также единичная мощность КЭС и установленных на них агрегатов. Мощность наиболее крупных КЭС к 1973 достигла 2,4—2,5Гвт.Проектируются и сооружаются КЭС мощностью 4—5Гвт(см. табл.). В 1967—68 на Назаровской и Славянской ГРЭС были установлены первые паровые турбины мощностью 500 и 800Мвт.Создаются (1973) одновальные турбоагрегаты мощностью 1200Мвт.За рубежом наиболее крупные турбоагрегаты (двухвальные) мощностью 1300Мвтустанавливаются (1972—73) на КЭС Камберленд (США).
Основные технико-экономические требования к КЭС — высокая надёжность, манёвренность и экономичность. Требование высокой надёжности и манёвренности обусловливается тем, что производимая КЭС электроэнергия потребляется сразу же, т. е. КЭС должна производить столько электроэнергии, сколько необходимо её потребителям в данный момент.
Экономичность сооружения и эксплуатации КЭС определяется удельными капиталовложениями (110—150 руб. на установленныйквт),себестоимостью электроэнергии (0,2—0,7коп./квт․ч),обобщающим показателем — удельными расчётными затратами (0,5—1,0коп./квт․ч). Эти показатели зависят от мощности КЭС и её агрегатов, вида и стоимости топлива, режимов работы и кпд процесса преобразования энергии, а также местоположения электростанции. Затраты на топливо составляют обычно более половины стоимости производимой электроэнергии. Поэтому к КЭС предъявляют, в частности, требования высокой тепловой экономичности, т. е. малых удельных расходов тепла и топлива, высокого кпд.
Преобразование энергии на КЭС производится на основе термодинамического цикла Ренкина, в котором подвод тепла воде и водяному пару в котле и отвод тепла охлаждающей водой в конденсаторе турбины происходят при постоянном давлении, а работа пара в турбине и повышение давления воды в насосах — при постоянной энтропии (См. Энтропия).
Общий кпд современной КЭС — 35—42% и определяется кпд усовершенствованного термодинамического цикла Ренкина (0,5—0,55), внутренний относительный кпд турбины (0,8—0,9), механический кпд турбины (0,98—0,99), кпд электрического генератора (0,98—0,99), кпд трубопроводов пара и воды (0,97—0,99), кпд котлоагрегата (0,9—0,94).
Увеличение кпд КЭС достигается главным образом повышением начальных параметров (начальных давления и температуры) водяного пара, совершенствованием термодинамического цикла, а именно — применением промежуточного перегрева пара и регенеративного подогрева конденсата и питательной воды паром из отборов турбины. На КЭС по технико-экономическим основаниям применяют начальное давление пара докритическое 13—14, 16—17 или сверхкритическое 24—25 Мн/м2,начальную температуру свежего пара, а также после промежуточного перегрева 540—570°С. В СССР и за рубежом созданы опытно-промышленные установки с начальными параметрами пара 30—35Мн/м2при 600—650°С. Промежуточный перегрев пара применяют обычно одноступенчатый, на некоторых зарубежных КЭС сверхкритического давления — двухступенчатый. Число регенеративных отборов пара 7—9, конечная температура подогрева питательной воды 260—300°С. Конечное давление отработавшего пара в конденсаторе турбины 0,003—0,005Мн/м2.
Часть вырабатываемой электроэнергии потребляется вспомогательным оборудованием КЭС (насосами, вентиляторами, угольными мельницами и т. д.). Расход электроэнергии на собственные нужды пылеугольной КЭС составляет до 7%, газомазутной —до 5%. Значит, часть — около половины энергии на собственные нужды расходуется на привод питательных насосов. На крупных КЭС применяют паротурбинный привод; при этом расход электроэнергии на собственные нужды снижается. Различают кпд КЭС брутто (без учёта расхода на собственные нужды) и кпд КЭС нетто (с учётом расходов на собственные нужды). Энергетическими показателями, равноценными кпд, служат также удельные (на единицу электроэнергии) расходы тепла и условного топлива с теплотой сгорания 29,3Мдж/кг(7000ккал/кг),равные для КЭС 8,8 —10,2Мдж/квт․ч(2100 — 2450ккал/квт․ч) и 300—350г/квт․ч.Повышение кпд, экономия топлива и уменьшение топливной составляющей эксплуатационных расходов обычно сопровождаются удорожанием оборудования и увеличением капиталовложений. Выбор оборудования КЭС, параметров пара и воды, температуры уходящих газов котлоагрегатов и т. д. производится на основе технико-экономических расчётов, учитывающих одновременно капиталовложения и эксплуатационные расходы (расчётные затраты).
Основное оборудование КЭС (котельные и турбинные агрегаты) размещают в главном корпусе, котлы и пылеприготовительную установку (на КЭС, сжигающих, например, уголь в виде пыли) — в котельном отделении, турбоагрегаты и их вспомогательное оборудование — в машинном зале (См. Машинный зал) электростанции. На КЭС устанавливают преимущественно по одному котлу на турбину. Котёл с турбоагрегатом и их вспомогательным оборудование образуют отдельную часть — моноблок электростанции. Для турбин мощностью 150—1200Мвттребуются котлы производительностью соответственно 500—3600м/чпара. Ранее на ГРЭС применяли по два котла на турбину, т. е. дубль-блоки (см. Блочная тепловая электростанция). На КЭС без промежуточного перегрева пара с турбоагрегатами мощностью 100Мвти меньше в СССР применяли неблочную централизованную схему, при которой пар 113 котлов отводится в общую паровую магистраль, а из неё распределяется между турбинами. Размеры главного корпуса определяются размещаемым в нём оборудованием и составляют на один блок, в зависимости от его мощности, по длине от 30 до 100м,по ширине от 70 до 100м.Высота машинного зала около 30м,котельной — 50ми более. Экономичность компоновки главного корпуса оценивают приближённо удельной кубатурой, равной на пылеугольной КЭС около 0,7—0,8м3/квт,а на газомазутной — около 0,6—0,7м3/квт.Часть вспомогательного оборудования котельной (дымососы, дутьевые вентиляторы, золоуловители, пылевые циклоны и сепараторы пыли системы пылеприготовления) устанавливают вне здания, на открытом воздухе.
В условиях тёплого климата (например, на Кавказе, в Средней Азии, на Ю. США и др.), при отсутствии значительных атмосферных осадков, пылевых бурь и т. п., на КЭС, особенно газомазутных, применяют открытую компоновку оборудования. При этом над котлами устраивают навесы, турбоагрегаты защищают лёгкими укрытиями; вспомогательное оборудование турбоустановки размещают в закрытом конденсационном помещении. Удельная кубатура главного корпуса КЭС с открытой компоновкой снижается до 0,2—0,3м3/квт,что удешевляет сооружение КЭС. В помещениях электростанции устанавливают мостовые краны и др. грузоподъёмные механизмы для монтажа и ремонта энергетического оборудования.
КЭС сооружают непосредственно у источников водоснабжения (река, озеро, море); часто рядом с КЭС создают пруд-водохранилище. На территории КЭС, кроме главного корпуса, размещают сооружения и устройства технического водоснабжения и химводоочистки, топливного хозяйства, электрические трансформаторы, распределительные устройства, лаборатории и мастерские, материальные склады, служебные помещения для персонала, обслуживающего КЭС. Топливо на территорию КЭС подаётся обычно ж. д. составами. Золу и шлаки из топочной камеры и золоуловителей удаляют гидравлическим способом. На территории КЭС прокладывают ж. д. пути и автомобильные дороги, сооружают выводы линий электропередачи (См. Линия электропередачи),инженерные наземные и подземные коммуникации. Площадь территории, занимаемой сооружениями КЭС, составляет, в зависимости от мощности электростанции, вида топлива и др. условий, 25—70га.
Крупные пылеугольные КЭС в СССР обслуживаются персоналом из расчёта 1 чел. на каждые 3Мвтмощности (примерно 1000 чел. на КЭС мощностью 3000Мвт); кроме того, необходим ремонтный персонал.
Мощность отдаваемая КЭС ограничивается водными и топливными ресурсами, а также требованиями охраны природы: обеспечения нормальной чистоты воздушного и водного бассейнов. Выброс с продуктами сгорания топлива твёрдых частиц в воздух в районе действия КЭС ограничивают установкой совершенных золоуловителей (электрофильтров с кпд около 99%). Оставшиеся примеси, окислы серы и азота рассеивают сооружением высоких дымовых труб для вывода вредных примесей в более высокие слои атмосферы. Дымовые трубы высотой до 300ми более сооружают из железобетона или с 3—4 металлическими стволами внутри железобетонной оболочки или общего металлического каркаса.
Управление многочисленным разнообразным оборудованием КЭС возможно только на основе комплексной автоматизации производственных процессов. Современные конденсационные турбины полностью автоматизированы. В котлоагрегате автоматизируется управление процессами горения топлива, питания котлоагрегата водой, поддержания температуры перегрева пара и т. д. Осуществляется комплексная автоматизация др. процессов КЭС, включая поддержание заданных режимов эксплуатации, пуск и остановку блоков, защиту оборудования при ненормальных и аварийных режимах. С этой целью в системе управления на крупных КЭС в СССР и за рубежом применяют цифровые, реже аналоговые, управляющие электронные вычислительные машины.
Крупнейшие конденсационные электростанции мира
------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
||| Электрическая мощностьГвт|
| Название электростанции| Год пуска|-------------------------------------------------|
||| на 1973| полная|
|||| (проектная) |
|----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------|
| Приднепровская (СССР)| 1955| 2,4| 2,4|
|----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------|
| Змиёвская (СССР)| 1960| 2,4| 2,4|
|----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------|
| Бурштынская (СССР) | 1965| 2,4| 2,4|
|----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------|
| Конаковская (СССР)| 1965| 2,4| 2,4|
|----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------|
| Криворожская № 2 (СССР)| 1965| 2,7| 3,0|
|----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------|
| Новочеркасская (СССР) | 1965| 2,4| 2,4|
|----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------|
| Заинская (СССР)| 1966| 2,4| 2,4|
|----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------|
| Кармановская (СССР) | 1968| 1,8| 3,4|
|----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------|
| Костромская (СССР) | 1969| 2,1| 4,8|
|----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------|
| Запорожская (СССР)| 1972| 1,2| 3,6|
|----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------|
| Сырдарьинская (СССР)| 1972| 0,3| 4,4|
|----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------|
| Парадайс (США)| 1969| 2,55| 2,55 |
|----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------|
| Камберленд (США)| 1973| —| 2,6|
|----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------|
| Феррибридж С (Великобритания)| 1966| 2,5| 2,5|
|----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------|
| Дрекс (Великобритания) | 1970| 2,1| 4,2|
|----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------|
| Гавр (Франция)| 1967| 0,85| 3,25 |
|----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------|
| Поршвиль В (Франция) | 1968| 0,6| 2,4|
|----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------|
| Фриммередорф—П (ФРГ)| 1961| 2,3| 2,3|
|----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------|
| Специя (Италия)| 1966| 1,84| 1,84 |
------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
Лит.:Гельтман А. Э., Будняцкий Д. М., Апатовский Л. Е., Блочные конденсационные электростанции большой мощности, М.—Л., 1964; Рыжкин В. Я., Тепловые электрические станции, М.—Л., 1967; Шредер К., Тепловые электростанции большой мощности, пер. с нем., т. 1—3, М.—Л., 1960—64: Скротцки Б.-Г., Вопат В.-А., Техника и экономика тепловых электростанций, пер. с англ., М.—Л., 1963.
В. Я. Рыжкин.
Рис. 1. Простейшая тепловая схема КЭС: Т — топливо; В — воздух; УГ — уходящие газы; ШЗ — шлаки и зола; ПК — паровой котёл; ПЕ — пароперегреватель; ПТ — паровая турбина; Г — электрический генератор; К — конденсатор; КН — конденсатный насос; ПН — питательный насос.
Рис. 2. Пространственный вид (разрез) главного корпуса электростанции и связанных с ним устройств: I — кoтельное отделение; II — машинное отделение (машинный зал); III — береговая водонасосная установка; 1 — угольный склад; 2 — дробильная установка; 3 — водяной экономайзер; 4 — пароперегреватель; 5 — паровой котёл; 6 — топочная камера; 7 — пылеугольные горелки; 8 — паропровод от котла к турбине; 9 — барабанно-шаровая угольная мельница; 10 — бункер угольной пыли; 11 — бункер сырого угля; 12 — щит управления блоком электростанции; 13 — деаэратор; 14 — паровая турбина; 15 — электрический генератор; 16 — электрический повысительный трансформатор; 17 — паровые конденсаторы; 18 — трубопроводы охлаждающей воды; 19 — конденсатные насосы; 20 — регенеративные подогреватели низкого давления; 21 — питательный насос; 22 — регенеративные подогреватели высокого давления; 23 — дутьевой вентилятор; 24 — золоуловитель; 25 — шлак, зола; ЭЭ — электрическая энергия.