Конденсационных электростанциях

При современном развитии советской теплоэнергетики, когда доля выработки электроэнергии на конденсационных электростанциях с высокими и сверхкритическими начальными параметрами (13 и 24 МПа) превышает 85% суммарной выработки этих станций, средний удельный расход топлива (нетто) на отпуск электроэнергии от конденсационных электростанций является сравнительно стабильной величиной. Что же касается удельного расхода топлива (нетто) на отпуск тепла 6Т, то он может изменяться в весьма широких пределах в зависимости от источника выработки этого тепла.

В тех случаях, когда прилегающие к тепловым электростанциям районы должны потреблять большие количества тепла, целесообразнее прибегать к комбинированной выработке тепла и электроэнергии, чем снабжать эти районы теплом- от специальных котельных, а электроэнергией — от конденсационных электростанций. Установки, служащие для комбинированной выработки тепла и электроэнергии, называют теплоэлектроцентралями (ТЭЦ); они работают по так называемому теплофикационному циклу.

Для работы паротурбинных конденсационных электростанций требуются большие количества технической воды, расходуемой па следующие нужды, %:

За двадцатилетие предстоит построить 200 крупных тепловых конденсационных электростанций, около 250 теплоэлектроцентралей и 180 крупных ГЭС, протянуть сотни тысяч километров электрических проводов. Борясь за решение поставленных партией и правительством задач, энергостроители вводят в действие на отдельных электростанциях по нескольку крупных агрегатов в год. Этим обеспечивается такой подъем энергетики, который позволит к 1970 г. достигнуть ежегодного ввода 15 млн. кет новых мощностей.

В ближайшие 10—15 лет предполагается принципиально по-новому удовлетворять прирост производства электроэнергии в Европейской части СССР-не менее 25—30% — за счет строительства теплоэлектроцентралей, прибли зительно 15—20% — за счет конденсационных электростанций, менее 5% — за счет гидроэлектростанций, а около половины — за счет передачи электроэнергии из восточных районов страны и строительства атомных электростанций [21].

a — тепловых (конденсационных) электростанций, б — турбоагрегатов

Для повышения коэффициента полезного действия МГД-установки горячий газ после его охлаждения в канале направляется в топку обычного парового котла теплоэлектростанции (ТЭС). Предварительные подсчеты показывают, что общий коэффициент полезного действия установки достигнет 60— 70%, т. е. на 15—20% превысит к. п. д. лучших тепловых конденсационных электростанций [9].

Важное место среди них по-прежнему должна нанимать работа по совершенствованию энергетического оборудования. Речь идет о коренном совершенствовании действующих установок и широком использовании принципиально новых, таких как МГД-генераторы и парогазовые установки на электростанциях, автоматические газовые, каталитические угольные генераторы тепла для теплоснабжения и сушки, комбинированные энерготехнологические установки и многие другие. Наряду с этим необходимо мобилизовать такие резервы экономии энергетических и одновременно трудовых ресурсов, как демонтаж устаревшего энергетического оборудования и его реконструкция (например, использование предвключенных газовых турбин на газовых котельных и мелких электростанциях), перевод конденсационных электростанций (КЭС) на теплофикационный режим, использование перерегулируемых отборов и избыточных тепловых мощностей электростанций для теплоснабжения близлежащих потребителей и т. д. Все это в сумме позволяет снизить к концу века средний удельный расход топлива на выработку электроэнергии до 310—315 г/кВт-ч. Имеются также большие возможности совершенствования промышленных печей и других технологических установок, всех видов двигателей, нагревательных приборов и т. д.

Следует отметить, что этот период характеризуется увеличением удельного веса энергетических блоков мощностью 150— 800 МВт в общей мощности конденсационных электростанций:

В шестой пятилетке были разработаны проекты тепловых конденсационных электростанций мощностью 1000—1200 МВт, а затем мощностью 2400 МВт с агрегатами 150, 200, 300 и 500 МВт, а для ТЭЦ с теплофикационными турбинами — по 50 МВт.

этой градирни вместо градирен производительностью 30 тыс. м3/ч дало возможность сократить длину водоводов и капитальные затраты на 3,0 млн. руб. Для конденсационных электростанций с энергоблоками по 800 МВт запроектированы градирни производительностью 65—70 тыс. м3/ч. Институт Теплоэлектро-проект намечает строительство градирен для атомных электростанций мощностью 2000—4000 МВт производительностью 100 тыс. м3/ч. По эскизному проекту такой градирни (железобетонный вариант) объем бетонных и железобетонных работ составит примерно около 14 тыс. м3, площадь оросителей из плоских асбоцементных листов почти 800 тыс. м2. С учетом температурных изменений окружающей среды градирни снабжаются регулирующими щитами для забора наружного воздуха.

Паротурбинная установка (ПТУ) работает по замкнутому циклу; если пренебречь утечками, то в установке циркулирует одно и то же количество пара. ПТУ устанавливаются на конденсационных электростанциях (КЭС) и вырабатывают электроэнергию, на теплоэлектроцентралях (ТЭЦ) и вырабатывают кроме электрической энергии тепловую, включаются в технологический цикл производства, используя пар, образующийся в технологических процессах, для привода других машин и механизмов (воздуходувки, насоса, гребного винта и пр.).

электростанция, состоящая из отд. энергоблоков, напр. котёл — турбина — генератор — трансформатор, образующих технологич. комплекс для производства электроэнергии. Для Б. т. э. характерно отсутствие поперечных связей между главными трубопроводами отд. энергоблоков как по пару, так и по воде. Паротурбинный агрегат энергоблока может получать пар от одного (моноблок) или двух (дубль-блок) котельных агрегатов. Принцип блочности, положенный в основу тепловой и электрич. схем, распространяется и на строит, часть электростанции: блок котёл — турбина размещают в строит, ячейке. Блочную схему применяют на всех вновь сооружаемых тепловых конденсационных электростанциях.

При современном развитии советской теплоэнергетики, когда доля выработки электроэнергии на конденсационных электростанциях с высокими и сверхкритическими начальными параметрами (13 и 24 МПа) превышает 85% суммарной выработки этих станций, средний удельный расход топлива (нетто) на отпуск электроэнергии от конденсационных электростанций является сравнительно стабильной величиной. Что же касается удельного расхода топлива (нетто) на отпуск тепла 6Т, то он может изменяться в весьма широких пределах в зависимости от источника выработки этого тепла.

Конденсат при плотных конденсаторах, теплообменниках и технологических аппаратах содержит ийчезающе малое количество минеральных примесей и поэтому не требует специальной обработки до подачи его в котел. Однако в связи с его потерями, составляющими на конденсационных электростанциях 2—3%, а на ТЭЦ и в промышленных котельных доходящими до 40—60%, в пароводяной цикл приходится вводить добавочную сырую воду.

Удельные капиталовложения в строительство тепловых электростанций (руб/кВт) в центральных районах страны, как правило, значительно ниже капиталовложений в гидроэлектростанции и составляют по современному уровню примерно 120— 150 руб/кВт на конденсационных электростанциях и 160— 190 руб/кВт на теплоэлектроцентралях.

В текущей пятилетке будет сделан значительный поворот к вводу в действие на конденсационных электростанциях энергетических блоков мощностью 500—800 МВт. Эксплуатация энергоблоков 500 МВт на Назаровской и Троицкой ГРЭС и энергоблоков по 800 МВт Славянской, Углегорской и Запорожской ГРЭС дали возможность оценить их эксплуатационные характеристики.

блоков, вводимая на тепловых (конденсационных) электростанциях Минэнерго СССР, увеличилась с 154 до 239 МВт (1976 г.) и максимальная единичная мощность турбоагрегата после ввода энергоблоков по 800 МВт на Славянской ГРЭС .увеличилась за этот период в 4 раза.

На крупных конденсационных электростанциях, построенных в послевоенные годы, удельная площадь застройки снижена; так, на Черелетской ГРЭС удельная площадь застройки составляет 0,065, на Мироновской ГРЭС — 0,052, на Славянской ГРЭС — 0,065, на Южно-Уральской ГРЭС — 0,065 га/МВт, а на Щекинской ГРЭС площадь застройки доведена до 0,049 га/МВт.

До конца пятилетки намечено ввести на ТЭС первый энергетический блок мощностью 1200 МВт. Энергоблок такой единичной мощностью имеет значительные экономические преимущества по сравнению с энергоблоками 300 МВт: снижение удельного расхода топлива на 4%, численности обслуживающего персонала на 50% и металлоемкости на 30%. Блочные установки единичной мощностью 500—800 МВт займут доминирующее положение во вводе новых мощностей на конденсационных электростанциях. В 1975 г. введенная мощность энергоблоков 500—800 МВт составляла в общей мощности тепловых электростанций 29,4%, а к 1980 г. удельный вес указанных энергоблоков возрастет до 48%. На ТЭЦ, снабжающих тепловой энергией крупные города, будут устанавливаться теплофикационные энергоблоки на сверхкритические параметры пара мощностью 250/300 МВт.

Экономическое преимущество централизованного производства тепловой и электрической энергии состоит в лучшем использовании тепловой энергии пара. Дело в том, что в обычной турбине весь пар, пройдя турбину, направляется в конденсатор, где он превращается в воду и снова подается в паровой котел. В конденсационных электростанциях более половины тепла, заключенного в паре, передается охлаждающей

В десятой пятилетке будет сделан значительный поворот к вводу в действие на конденсационных электростанциях энергетических блоков мощностью 600— 800 МВт. Эксплуатация энергоблоков 500 МВт на На-заровской ГРЭС и энергоблоков по 800 МВт на Славян-